Размещено на http://allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общие сведения о месторождении

2. Геолого-физическая характеристика Приобского месторождения

2.1 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

2.2 Запасы нефти и газа

3. Динамика и состояние разработки Приобского месторождения

3.1 Краткая характеристика состояния разработки и фонда скважин Приобского месторождения

3.2 Бездействующий фонд скважин

Введение

О Компании

ООО «Буровая компания «Евразия» - крупнейшая независимая буровая компания России по количеству пробуренных метров, занимающаяся строительством, ремонтом и реконструкцией нефтяных и газовых скважин всех назначений на лицензионных участках ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Газпром нефть», ТНК-ВР и других нефтегазовых компаний. ООО «БКЕ» входит в группу компаний Eurasia Drilling Company Limited (EDC), акции которой котируются на Лондонской фондовой бирже.

Производственные мощности БКЕ сосредоточены в Западно-Сибирском, Волго-Уральском, Тимано-Печорском регионах, также Компания работает в Восточной Сибири и Казахстане. Головной офис БКЕ находится в городе Москва.

Численность сотрудников Компании составляет около 13,5 тысяч человек.

В 2005 году системы менеджмента промышленной и экологической безопасности БКЕ успешно прошли сертификацию на соответствие международным стандартам ISO 14001:2004 «охрана окружающей среды» и OHSAS 18001:1999 «промышленная безопасность и охрана труда».

ООО «Буровая компания «Евразия» - член Международной Ассоциации Буровых Подрядчиков (IADC).

Наряду с буровыми установками российских производителей (ОАО «Уралмаш», Волгоградский завод буровой техники), в парке БКЕ имеются установки зарубежного производства (Le Tourneau Ellis Williams Company Inc., Bentec Drilling & Oilfield Systems, Igdrill-Honghua, China Petrochemical International Co.)

По состоянию на конец марта 2012 года, в парке БКЕ 212 буровых установок грузоподъемностью до 450 тонн, которые позволяют бурить скважины глубиной более 6000 метров, и 45 установок для освоения и капитального ремонта скважин.

В 2011 году Компанией было пробурено 4 247 306 метров горных пород, закончено бурением 1 431 скважина.

Доля БКЕ на рынке буровых услуг в России (по количеству метров проходки в эксплуатационном и разведочном бурении совокупно) за 2011 год составила около 23%.

Приобретая новое буровое оборудование и модернизируя свой мощный технический парк, БКЕ и в дальнейшем намерена сохранять лидирующие позиции на рынке буровых услуг России и осваивать новые регионы деятельности.

Прием на работу практикантов производится в пределах плановой численности работников.

Я проходил практику в РИЦ 6 на Приобском месторождении, участок Левый берег, работал в качестве помощником бурильщика по 5 разряду. Был направлен в бригаду №2, которая работала на 18 кусту. Я работал на буровой рабочей , на котором мне объяснил, как работать в ЦСГО, производить отбор проб для анализа цементного раствора.

В связи с действующей в управлении системой порядка обращения и хранения документов, дел и изданий, содержащих несекретные сведения ограниченного распространения и документов с грифом «Для служебного пользования» (ДСП), «Коммерческая тайна» доступ ко всем материалам для студентов-практикантов строго ограничен.

1. Общие сведения о месторождении

Приобское месторождение открыто в 1981 году разведочной скважиной 1р, пробуренной на Асомкинской площади, введено в разработку в 1986 году. Нефтеносность связана с терригенными отложениями верхнеюрского возраста васюганской свиты - пластом ЮС₁ (Ю₁¹). По состоянию на 01.01.2003г. по пласту ЮС₁ выделено две залежи: основная и Западно-Фаинская. Основная залежь объединяет ранее выделенные в подсчете запасов, утвержденные ГКЗ (протокол от 29 июня 1994 г. № 255 дсп.) пять залежей - Асомкинская, Средне-Асомкинская, Южно-Асомкинская, Восточно-Асомкинская и р-н скв. 29р. По состоянию на 01.01.2003г. в эксплуатации находятся три площади: Асомкинская, Средне-Асомкинская и Южно-Асомкинская, Западно-Фаинская залежь по состоянию 01.01.2003 г. не эксплуатируется. Пробуренный на Приобском месторождении фонд составляет 708 скважин, в т.ч. эксплуатационный 470 (из них добывающих -371, нагнетательных -99), не эксплуатационный - 238 ед., из них 15 скважин пробурено на сеноман. Накопленная добыча составляет: нефти 14060.0 тыс.т или 16.3% от начальных балансовых запасов и 50.6% от начальных извлекаемых запасов основной залежи, жидкости - 20828.7 тыс. т. В пласт закачано 32139.8 тыс.м³ воды. Средний дебит по нефти равен 24.12, жидкости - 53.95 т/сут, обводненность составила 55.3%, текущая компенсация равна 140.8, накопленная 137.4%.

Изучаемая территория, включающая в себя Приобское месторождение, субширотно пересекается рекой Обь (рисунок 1.1).

Недропользователем месторождения является ОАО "Юганскнефтегаз" на основании лицензии, выданной администрацией Ханты-Мансийского автономного округа (лицензионный блок № 983, лицензия ХМН 00983 НЭ от 30.04.99г.).

Рисунок 1.1 - Приобское ООО «Юганскнефтегаз»

Подсчет запасов нефти и газа по Приобскому месторождению выполнен по состоянию на 01.01.1993 г. и утвержден в ГКЗ СССР протоколом № 255 от 29.06.1994г. в количестве: по категории В+С₁ - геологические 57478, извлекаемые 18709 тыс.т_; по категории С₂ - геологические 4292 и извлекаемые 858 тыс.т.

На государственном балансе РФ на 01.01.2003 по Приобскому месторождению числятся запасы нефти по следующим категориям:

По основной залежи: ВС₁ - 87636 тыс. т;

По Западно-Фаинской залежи: С₁ - 6914 тыс. т, С₂ - 7509 тыс. т;

По месторождению в целом: ВС₁ - 94550 тыс. т, С₂ - 7509 тыс. т.

Западно-Фаинской площади - пласт ЮС1 по категории С₁ - 5774 тыс.т, по категории С₂ - 7685 тыс.т.

В целом по месторождению в лицензионных границах геологические запасы по категориям ВС₁ составили 95446 тыс.т., по категории С₂ - 7685 тыс. т. За лицензионной границей геологические запасы категории ВС₁ составили 89 тыс.т, по категории С₂ - 285 тыс.т. Величина балансовых запасов нефти по оперативному пересчету запасов в целом по месторождению изменилась незначительно относительно запасов, числящихся на балансе РФГФ по состоянию на 01.01.2003 г.: по категории ВС₁ запасы увеличились на 1.0 % (985 тыс. т), по категории С₂ - увеличились на 6.1 % (461 тыс.т), по категориям ВС₁С₂ - увеличились на 1.4 % (1446 тыс. т).

Подсчет запасов нефти и газа по месторождению утвержден в ГКЗ СССР протоколом № 255 от 29.06.1994г. в количестве 57478/18709 тыс.т по категории В+С₁ и 4292/858 тыс.т по категории С₂. КИН соответственно 0.325 и 0.200.

2. Геолого-физическая характеристика Приобского месторождения

2.2 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Свойства и состав нефти, газа и воды Приобского месторождения определены по пластам АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂.

Исследование свойств отобранных поверхностных и глубинных проб пластовых флюидов выполнялось в аккредитованных лабораториях геолого-тематической партии по подсчету запасов нефти ООО "Юганскнефтегаз", СибНИИНП, а также в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии.

Информация о результатах экспериментального изучения свойств и состава нефти, принятая за основу при выводе средних значений параметров, представлена в таблицах 2.2.1-2.2.2.

Таблица 2.2.1 - Свойства нефти

На Приобском месторождении запасы нефти и растворённого газа подсчитаны Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгеология и утверждены ГКЗ СССР в 1988 году - протокол № 10581от 27 декабря.

На дату утверждения запасов месторождение находилось на стадии разведки. Запасы нефти были утверждены по пяти продуктивным пластам - АС₇, АС₉, АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂ (категории С₁ и С₂).

Утверждённые ГКЗ начальные запасы нефти по категории С₁ составили 1827866 тыс.т, извлекаемые - 565050 тыс. т; категории С₂ - 524073 тыс. т, извлекаемые - 48970 тыс. т. Извлекаемые запасы нефти категории С₂ на дату утверждения составляли 8 % от извлекаемых запасов нефти месторождения.

Основным продуктивным пластом месторождения является пласт АC₁₂. Утвержденные ГКЗ запасы нефти по пласту АC₁₂ (категория С₁) составили 930493 тыс.т, извлекаемые - 248920 тыс.т. По категории С₂ - 307800 тыс.т, извлекаемые - 19790 тыс.т.

За истекший с момента утверждения запасов период на месторождении разбурены эксплуатационные участки на основных продуктивных пластах, уточнены контуры нефтеносности и на государственном балансе числятся скорректированные запасы.

Числящиеся на балансе РФГФ запасы нефти Приобского месторождения по категории В+С₁ составили: геологические 2476258, извлекаемые - 730001 тыс. т, по категории С₂ геологические - 367501, извлекаемые 54553 тыс. т. По основному продуктивному пласту АС₁₂, начальные числящиеся на балансе геологические запасы нефти составили 1286615 тыс. т (категория В+С₁) и 203081 тыс. т (категория С₂) и извлекаемые соответственно 326734 и 36346 тыс. т.

В целом по месторождению по категориям ВС₁ геологические запасы увеличились на 35%, извлекаемые - на 29 %; по категории С₂ геологические запасы уменьшились на 30%, извлекаемые увеличились н

3. Динамика и состояние разработки Приобского месторождения

3.1 Краткая характеристика состояния разработки и фонда скважин Приобского месторождения

Бурение эксплуатационных скважин на месторождении было начато в 1988 году на Левобережной его части, ввод в разработку Правобережного участка осуществлен позднее - в 1999 году. Добыча нефти на Островном участке началась во второй половине 2003 г. Анализ разработки проведен по состоянию на 01.01.2005 г.

В таблице 3.1 и на рисунке 3.1 представлены фактические показатели разработки Приобского месторождения в целом. Накопленная добыча нефти по месторождению составила 66,6 млн.т., жидкости 77,2 млн.т., накопленная закачка воды - 106,1 млн.м³. Динамика добычи нефти в целом по месторождению характеризуется непрерывным увеличением объемов добычи.

Освоение системы нагнетания было начато в 1991 г., а в 1992 г. объем закачки был доведен до 620 тыс.м³ в год. В дальнейшем, на протяжении следующих пяти лет, эта величина практически оставалась неизменной, не превышая уровня в 780 тыс.м³ в год. Начиная с 1997 г. отмечается бурный рост объема закачиваемой воды в 2000 г. он достиг величины 2,9 млн.м³. С 2001 года закачка возрастала кратно, в 2004 году объем закачки составил 41,4 млн. м³. Для добычи нефти и жидкости 2000г. также является переломным и с 2001 г. наблюдается значительный рост добычи. Значительный рост объемов закачки воды, привел к пропорциональному росту обводненности которая за период 2000-2004 гг. выросла с 3,8 до 28 %.

Динамика фонда скважин и характеристик их эксплуатации по месторождению в целом показана в таблице 3.2 и на рисунке 3.1.

Ввиду того, что месторождение находится в начальной стадии разработки и активно разбуривается динамка фонда скважин характеризуется бурным ростом и низкой долей бездействующих скважин. Небольшое замедление темпов бурения отмечается в 2004 г.

Текущее состояние фонда нагнетательных и добывающих скважин Фаинского месторождения в целом и по эксплуатационным объектам характеризует таблица 3.3. На 01.01.2005 г. на месторождении насчитывалось 836 добывающих и 331 нагнетательная скважины из них 688 и 278 действующих скважин соответственно.

Из общего фонда пробуренных и принятых из бурения скважин эксплуатационного фонда в категории ликвидированных числится 66 скважин. Часть пробуренных скважин использована в качестве пьезометрических (5 скважин) и контрольных (5 скважин - 0,6% пробуренного фонда). По проекту необходимо, чтобы количество контрольных скважин составляло 5% от эксплуатационного фонда скважин.

На дату анализа фонтанировало 38 скважин из 688 действующих; остальные скважины эксплуатировались механизированным способом: 86,9% фонда скважин было оборудовано установками ЭЦН и 7,3 % фонда - установками ШГН. Текущие средние дебиты скважин, оборудованных ШГН, составляют: нефти - 3,7 т/сут, жидкости - 4,7 т/сут, скважин, оснащенных ЭЦН, - 93,7 т/сут и - 143,4 т/сут, фонтанных скважин - 0,6 т/сут и - 3,7 т/сут, соответственно. Две скважины эксплуатируются при помощи струйных насосов их средний дебит - 7,5 т/сут и - 9,2 т/сут по нефти и жидкости соответственно.

Характерной особенностью эксплуатации Приобского месторождения является то, что подавляющее большинство скважин совместно эксплуатируют два пласта и более.

Рисунок 3.1 - Динамика фактических показателей разработки Приобского месторождения

Таблица 3.1 - Характеристика основных показателей разработки по отбору нефти и жидкости по месторождению в целом

Таблица 3.2 - Характеристика основного фонда скважин по месторождению в целом

Таблица 3.3 - Характеристика фонда скважин по месторождению в целом

На дату анализа на месторождении четко прослеживаются три участка разработки Лево- и Правобережный и недавно введенный в разработку Островной участок. Учитывая совместный характер вскрытия, а также близость коллекторских свойств и свойств пластовых флюидов пластов АС_10-12, показатели разработки в дальнейшем будут проанализированы по участкам (Левый, Правый берег и Остров). Сводные технологические показатели разработки по месторождению в целом приведены в таблице 3.4.

приобский месторождение газ нефть

Таблица 3.4 - Технологические показатели разработки Приобского месторождения (на 01.01.05)

Из анализа данных таблицы 3.4 видно, что наибольший дебит нефти на Правобережном и Островном участках 164 и 110,5 т/сут соответственно, дебит нефти Левобережного учаска составляет 21 т/сут при среднем на месторождении 87 т/сут. Максимальная обводненность 33% на Левобережном участке, что обусловленна более ранним вводом его в эксплуатацию, обводненность Островного участка 1,7% он введен в эксплуатацию во второй половине 2003 г. и система поддержания пластового давления на нем полностью не сформированна. Накопленный отбор нефти Правобережного участка в 2,5 раза выше Левобережного при меньшем времени эксплуатации, что объясняется лучшими коллекторскими свойствами этой зоны.

На Левом берегу скважины работают при среднем забойном давлении 10,2 МПа, на Правом берегу - 8,8 МПа, на Острове - при давлении 7,6 МПа. В целом по месторождению 64 % скважин эксплуатируются при забойном давлении ниже давления насыщения. Наибольшее число таких скважин (47 %) приходится на Левобережный эксплуатационный участок.

3.2 Бездействующий фонд скважин

Добывающие скважины. По состоянию на 01.01.2005 г. общее число бездействующих скважин составляло 52 или 6% от фонда нефтяных скважин, из них 44 скважин на Левом берегу и 8 на Правом. Средняя обводненность перед остановкой для Правого берега была 71,8%, дебиты по нефти - 23,5 т/сут, по жидкости 159,3 т/ сут, накопленная добыча 125,7 тыс. т. На Левом берегу средняя обводненность перед остановкой составляла 38,9%, дебиты по нефти - 8,2 т/сут, по жидкости 12,7 т/сут, накопленная добыча 20,3 тыс. т.

Нагнетательные скважины. На 01.01.05 на Приобском месторождении насчитывается 50 бездействующие нагнетательные скважины. Подавляющее большинство БД скважин 32 скв - 64% залиты нефтью на зимний период, средняя накопленная закачка по этим скважинам составляет 120 тыс м³, средняя приемистость перед остановкой 26 м³/сут, максимальная 59 м³/сут., все эти скважины находятся на Левом берегу. Целесообразно предусмотреть мероприятия по увеличению приемистостей этих скважин для перевода их из сезонной эксплуатации в нормальную.

Четыре скважины остановлены в связи с необходимостью регулирования закачки, средняя приемистость по ним 464 м³/сут, одна скважина, работавшая с приемистостью 35 м³/сут остановлена для проведения ГРП. Остальные скважины остановлены по различным причинам в большинстве случаев из-за неисправности или ожидания проведения ремонтных работ.

Следует отметить, что количество бездействующих скважин на месторождении постоянно уменьшается как в относительном, так и в абсолютном значении, что свидетельствует об удовлетворительной работе недропользователя с фондом.

Размещено на Allbest.ru