Файл: Отчет по производственной практике по специальности 21. 02. 01 Оператор по добычи нефти и газа.doc
Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 1314
Скачиваний: 30
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
, находятся в пределах, контролируемых проектами.
В 2010-2013 г.г. была успешно испытана и внедрена инновационная технология бурения многозабойных скважин. Дебит многозабойных скважин превышает дебит «традиционных» скважин, пробуренных в аналогичных геологических условиях. Всего за этот период пробурены 21 скважина с многозабойным окончанием (средний дебит составил 25 тонн в сутки на скважину, в то время как при обычной ЗБС – 15 тонн).
Затраты на проведение ГРР выросли со 123,1 млн руб. в 2007 г. до 239 млн руб. 2016 году.
В рамках инновационной деятельности Общества в 2016 году был реализовано 26 проектов по испытанию новых технологий, направленных на увеличение эффективности проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ) и повышения надежности работы оборудования. 9 проектов завершены, в том числе по 6 подведены результаты. По трем завершенным проектам получены положительные результаты:
Актуальными направлениями для поиска и реализации проектов новых технологий для ОАО «Удмуртнефть» являются:
Дополнительная добыча нефти от ГТМ с применением новых технологий в рамках ОПИ и тиражирования составила 61,092 тыс. тн.
Инновационные идеи плюс деловой подход к их внедрению в производство лучше всего характеризует сотрудников предприятия.
К достижениям «Удмуртнефти» относится активное применение новых технологий по увеличению нефтеотдачи пластов, методов горизонтального бурения и зарезки боковых стволов, испытание и внедрение современного нефтепромыслового оборудования, тщательный подбор и выполнение геолого-технических мероприятий с высокой технологической эффективностью, внедрение одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), оптимизация всех бизнес-процессов.
Увеличение объемов добычи – стратегическая задача для коллектива «Удмуртнефти». И нефтяники задействуют в своей работе максимально эффективные разработки, которые помогают предприятию реализовать стратегию, направленную на увеличение добычи нефти с наименьшими затратами.
«Удмуртнефть» обладает репутацией одной из самых интеллектуальных компаний в нефтяном комплексе страны.
4. Общие сведения о месторождении
Рис. 1 Местонахождение месторождения на карте УР.
Открыто в 1972 г., введено в О-П эксплуатацию в 1977 г.
Это 1е из группы месторождений Сарапульского Прикамья: Ельниковское, Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Заборское, Ломовское, Прикамское.
Вдоль восточной границы месторождения проходит железнодорожная линия Москва - Казань - Екатеринбург.
По территории месторождения проложено асфальтовое шоссе Ижевск - Сарапул - Камбарка.
Асфальтированное шоссе связывает Ельниковское, Вятское, Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Ломовское месторождения.
По территории месторождения протекает река Кама, отделяющая Прикамский участок недр от Ельниковского месторождения.
С другими действующими нефтепромыслами месторождение связано нефтепроводами.
Также на территории месторождения расположены производственные базы сервисных организаций.
Электроснабжение обеспечивается ЛЭП-110 Воткинская ГЭС - Сарапул и ЛЭП-35 Сарапул - Мостовое - Каракулино.
К наиболее крупным населенным пунктам, расположенным неподалеку, относятся с. Мазунино, д. Соколовка, с. Тарасово.
Месторождения Сарапульского Прикамья разрабатывает Удмуртнефть.
Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении являются карбонатные отложения турнейского яруса, терригенные отложения яснополянского и малиновского надгоризонтов нижнего карбона и карбонатные отложения каширо-подольского горизонта среднего карбона.
Нефтяные залежи визейского яруса: залежи нефти терригенной толщи нижнего карбона имеют сложное строение, они включают отложения тульского (пласты СII-CIV), бобриковского (пласт СV) горизонтов и малиновского (пласт СVI) надгоризонта.
Продуктивные пласты визейского яруса на Ельниковском месторождении приурочены к терригенным отложениям косьвинского (пласт СVIII), радаевского (СVII), бобриковского (пласты С
V, СVI) горизонтов кожимского надгоризонта и тульского горизонта окского надгоризонта (пласты СII, CIII, CIV).
Уровень водонефтяного контакта (далее ВНК) установлен по материалам геологических исследований скважин (далее ГИС) и эксплуатации скважин и гипсометрически залегает по поднятиям и залежам на абсолютных отметках минус 1198 - 1269,3 м.
Пласт СV залегает в кровле бобриковского горизонта.
Развит повсеместно, имеет линзовидное строение. Пласты песчаников и алевролитов повсеместно замещаются глинистыми породами.
Коэффициент песчанистости изменяется по поднятиям незначительно (0,46-0,55).
Проницаемость определена по керну и ее значения по отдельным образцам изменяется в интервале 0,013 мкм2 - 3,550 мкм2.
Пласт CIV залегает в подошве тульского горизонта окского надгоризонта.
Характеризуется фациальной неоднородностью, имеет многочисленные зоны замещения пластов коллекторов, представленных песчано-алевролитовыми фракциями на глинистые разности.
Общая толщина пласта составляет 0,7-15,2 м, в среднем по месторождению составляя 5,2 м.
По результатам интерпретации материалов ГИС по всем поднятиям коэффициент пористости равен 0,19 д.ед, проницаемость определена по керну и изменяется в интервале 0,193 мкм2 - 0,416 мкм2.
Пласт CIII имеет наибольшее распространение коллекторов как по площади, так и по разрезу.
Общая толщина пласта изменяется по отдельным поднятиям от 5,4 до 7,0 м, в среднем по месторождению составляя 6,5 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в интервале 2,1 м на Апалихинском поднятии, до 2,9 м на Ельниковском, в среднем по месторождению составляя 2,5 м.
Коэффициент песчанистости по пласту СIII в среднем равен 0,41, изменяясь по поднятиям от 0,38 (Соколовское поднятие) до 0,44 (Ельниковское поднятие).
Пласт СII залегает в верхней части тульского горизонта и отделяется от пласта СIIIпачкой аргиллитов толщиной 4,0-7,6 м.
Залежи нефти пласта СII литологически экранированные, почти повсеместно пласт-коллектор замещен на плотные разности.
Общая толщина пласта изменяется в интервале 1,9 м (Апалихинское поднятие) до 3,6 м (Ельниковское поднятие).
Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в интервале от 1,0 м на Соколовском и Ельниковском поднятиях до 1,3 м на Апалихинском поднятии, в среднем по месторождению составляя 1,1 м.
Коэффициент пористости по керну изменяется в интервале 0,16 до 0,20 д.ед., в среднем составляя 0,18 д.ед; по результатам интерпретации материалов ГИС - от 0,17 до 0,18, в среднем составляя 0,17.
Проницаемость определена по керну и изменяется в широком интервале 0,037 мкм2 (Апалихинское поднятие) - 0,368 мкм2 (Ельниковское поднятие).
Коэффициент нефтенасыщенности по керну определен лишь по Соколовскому поднятию и составляет 0,91.
Для пласта СII уровень ВНК принят на абсолютной отметке минус 1198,0 м.
В целом по месторождению визейские залежи имеют общую толщину в интервале 25,0 м - 119,2 м, в среднем - 31,5 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина при этом колеблется от 3,6 м до 17,3 м, в среднем составляя 4,2 м.
Ельниковское месторождение представляет собой приподнятую зону северо-восточного простирания и включает ряд мелких поднятий с амплитудами 15-20 м.
На общем фоне поднятий выделяется ряд осложняющих их средних и мелких куполов, контролирующих самостоятельные залежи нефти в пластах карбонатной толщи турнейского яруса, визейской терригенной толщи нижнего карбона и карбонатной толщи каширо-подольских отложений среднего карбона.
В структурном плане на месторождении выделяется 3 крупных поднятия:
Апалихинское и Ельниковское поднятия не отделяются друг от друга значительным прогибом.
По изогипсе минус 280 четко прослеживается 7 небольших структур.
Соколовское поднятие также представляет собой сеть небольших структур, разделенных узкими прогибами на 3 зоны.
Все поднятия имеют тектоно-седиментационное происхождение. Основу поднятий составляют рифогенные образования верхнетурнейско- франско-фаменского возраста.
Тектоника Ельниковского месторождение является типичной для месторождений, расположенных в прибортовой части Камско-Кинельской системы прогибов.
Наличие большой по площади приподнятой зоны, объединяющей целый ряд небольших поднятий, к которым приурочена основная залежь нефти, является их общим признаком. Контур залежи охватывает практически всю приподнятую зону. Структурное строение месторождения хорошо изучено по пермским отложениям. По кровле стерлитамакского горизонта в пределах изогипсы минус 280 м.
В целом по разрезу наблюдается хорошее соответствие структурных планов по пермским, средне и нижне-каменноугольным отложениям.
Коллекторские свойства продуктивных пластов изучены по керну, геофизическим и промысловым данным.
Для характеристики коллекторских свойств пород учитывались образцы с проницаемостью выше 0,0001 мкм2.
В визейском ярусе породы имеют преимущественно мономинеральный кварцевый состав и отличаются значительной неоднородностью литолого- физических свойств по разрезу и по площади.
Количество цементирующего материала и размеры кварцевых зерен колеблются в широких пределах.
Породы представляют собой преимущественно мелкозернистые песчаники и крупно- и среднезернистые алевролиты с разной степенью глинистости, не превышающей 10%, что характеризует породы продуктивных пластов как слабоглинистые.
Пласты СII, СIII, СIV сложены мелкозернистыми, кварцевыми песчаниками и разнозернистыми алевролитами.
Примеси полевых шпатов и акцессорных материалов составляют менее 1%.
По данным гранулометрического анализа выделяются песчаники с незначительным содержанием алевритовой и пелитовой составляющей, песчаники алевритистые, хорошо отсортированные.
Карбонатность пород низкая и в среднем для отдельных пластов не превышает 6%.
Цементация пород осуществляется, в основном, посредством уплотнения.
Участками песчаники цементируются мелко- и крупнозернистым кальцитом.
Тип цемента - поровый. Поры угловатые. Цементация обломочного материала осуществляется в результате уплотнения. Поры межзерновые, угловатые.
Алевролиты представлены крупнозернистыми разностями с различной примесью песчаного и глинистого материала. Состав их преимущественно кварцевый.
В качестве примесей (до 1%) присутствуют акцессорные материалы (цирконий, турмалин, титан) и полевые шпаты.
В небольшом количестве присутствует тонкочешуйчатое глинистое вещество. Цементация также осуществляется путем уплотнения зерен, поры угловатые.
В среднем карбоне продуктивные отложения представлены известняками, доломитами и переходными между ними разностями каширского и подольского горизонтов.
На основании исследований по керну принято, что нижний предел значения пористости принят на уровне 14,0 %. Нижний предел значения проницаемости для пород визейского яруса принят на уровне 0,0075 мкм2.
Нефть - тяжелая по плотности (0,8797 г/см3), высокосернистая (> 2%), парафинистая (< 6%), смолистая (< 15%), вязкая в пластовых условиях (10,3 мПа·с).
На визейских и турнейских отложениях нефти битуминозные (плотность > 0,895 г/см3), имеют повышенную вязкость (16,85 мПа·с и 21,41 мПа·с, соответственно), высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые.
Бензиновые дистилляты исследованной нефти имеют повышенное содержание серы.
Прямой перегонкой из нефти турнейского яруса и тульского горизонта Ельниковского месторождения могут быть получены высокосернистые компоненты автомобильного бензина в количестве соответственно 15,9% и 18,1%, а также высокосернистые компоненты дизельного топлива летних марок в количестве от 18% до 25% на нефть.
В 2010-2013 г.г. была успешно испытана и внедрена инновационная технология бурения многозабойных скважин. Дебит многозабойных скважин превышает дебит «традиционных» скважин, пробуренных в аналогичных геологических условиях. Всего за этот период пробурены 21 скважина с многозабойным окончанием (средний дебит составил 25 тонн в сутки на скважину, в то время как при обычной ЗБС – 15 тонн).
Затраты на проведение ГРР выросли со 123,1 млн руб. в 2007 г. до 239 млн руб. 2016 году.
В рамках инновационной деятельности Общества в 2016 году был реализовано 26 проектов по испытанию новых технологий, направленных на увеличение эффективности проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ) и повышения надежности работы оборудования. 9 проектов завершены, в том числе по 6 подведены результаты. По трем завершенным проектам получены положительные результаты:
-
Капиллярная система для отвода газа из-под пакера производства ООО «Инжиниринговая компания «Инкомп-Нефть»; -
Системы контроля, защит и диагностики насосных агрегатов «Вектор-П»; -
Автоматизированной системы розжига с дежурной горелкой типа ДГК на факельной установке ДНС Карсовайского м/р производства ООО «Альбатрос».
Актуальными направлениями для поиска и реализации проектов новых технологий для ОАО «Удмуртнефть» являются:
-
ремонтно-изоляционные работы попутно добываемой воды и газа; -
повышение надежности внутрискважинного оборудования для добычи нефти; -
интенсификация добычи нефти; -
повышение эффективности поддержания пластового давления; -
энергосберегающие технологии; -
одновременно-раздельная эксплуатация (ОРД, ОРЗиД, ОРЗ); -
внутрискважинная перекачка.
Дополнительная добыча нефти от ГТМ с применением новых технологий в рамках ОПИ и тиражирования составила 61,092 тыс. тн.
Инновационные идеи плюс деловой подход к их внедрению в производство лучше всего характеризует сотрудников предприятия.
К достижениям «Удмуртнефти» относится активное применение новых технологий по увеличению нефтеотдачи пластов, методов горизонтального бурения и зарезки боковых стволов, испытание и внедрение современного нефтепромыслового оборудования, тщательный подбор и выполнение геолого-технических мероприятий с высокой технологической эффективностью, внедрение одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), оптимизация всех бизнес-процессов.
Увеличение объемов добычи – стратегическая задача для коллектива «Удмуртнефти». И нефтяники задействуют в своей работе максимально эффективные разработки, которые помогают предприятию реализовать стратегию, направленную на увеличение добычи нефти с наименьшими затратами.
«Удмуртнефть» обладает репутацией одной из самых интеллектуальных компаний в нефтяном комплексе страны.
4. Общие сведения о месторождении
Рис. 1 Местонахождение месторождения на карте УР.
Открыто в 1972 г., введено в О-П эксплуатацию в 1977 г.
Это 1е из группы месторождений Сарапульского Прикамья: Ельниковское, Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Заборское, Ломовское, Прикамское.
Вдоль восточной границы месторождения проходит железнодорожная линия Москва - Казань - Екатеринбург.
По территории месторождения проложено асфальтовое шоссе Ижевск - Сарапул - Камбарка.
Асфальтированное шоссе связывает Ельниковское, Вятское, Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Ломовское месторождения.
По территории месторождения протекает река Кама, отделяющая Прикамский участок недр от Ельниковского месторождения.
С другими действующими нефтепромыслами месторождение связано нефтепроводами.
Также на территории месторождения расположены производственные базы сервисных организаций.
Электроснабжение обеспечивается ЛЭП-110 Воткинская ГЭС - Сарапул и ЛЭП-35 Сарапул - Мостовое - Каракулино.
К наиболее крупным населенным пунктам, расположенным неподалеку, относятся с. Мазунино, д. Соколовка, с. Тарасово.
Месторождения Сарапульского Прикамья разрабатывает Удмуртнефть.
Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении являются карбонатные отложения турнейского яруса, терригенные отложения яснополянского и малиновского надгоризонтов нижнего карбона и карбонатные отложения каширо-подольского горизонта среднего карбона.
Нефтяные залежи визейского яруса: залежи нефти терригенной толщи нижнего карбона имеют сложное строение, они включают отложения тульского (пласты СII-CIV), бобриковского (пласт СV) горизонтов и малиновского (пласт СVI) надгоризонта.
Продуктивные пласты визейского яруса на Ельниковском месторождении приурочены к терригенным отложениям косьвинского (пласт СVIII), радаевского (СVII), бобриковского (пласты С
V, СVI) горизонтов кожимского надгоризонта и тульского горизонта окского надгоризонта (пласты СII, CIII, CIV).
Уровень водонефтяного контакта (далее ВНК) установлен по материалам геологических исследований скважин (далее ГИС) и эксплуатации скважин и гипсометрически залегает по поднятиям и залежам на абсолютных отметках минус 1198 - 1269,3 м.
Пласт СV залегает в кровле бобриковского горизонта.
Развит повсеместно, имеет линзовидное строение. Пласты песчаников и алевролитов повсеместно замещаются глинистыми породами.
Коэффициент песчанистости изменяется по поднятиям незначительно (0,46-0,55).
Проницаемость определена по керну и ее значения по отдельным образцам изменяется в интервале 0,013 мкм2 - 3,550 мкм2.
Пласт CIV залегает в подошве тульского горизонта окского надгоризонта.
Характеризуется фациальной неоднородностью, имеет многочисленные зоны замещения пластов коллекторов, представленных песчано-алевролитовыми фракциями на глинистые разности.
Общая толщина пласта составляет 0,7-15,2 м, в среднем по месторождению составляя 5,2 м.
По результатам интерпретации материалов ГИС по всем поднятиям коэффициент пористости равен 0,19 д.ед, проницаемость определена по керну и изменяется в интервале 0,193 мкм2 - 0,416 мкм2.
Пласт CIII имеет наибольшее распространение коллекторов как по площади, так и по разрезу.
Общая толщина пласта изменяется по отдельным поднятиям от 5,4 до 7,0 м, в среднем по месторождению составляя 6,5 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в интервале 2,1 м на Апалихинском поднятии, до 2,9 м на Ельниковском, в среднем по месторождению составляя 2,5 м.
Коэффициент песчанистости по пласту СIII в среднем равен 0,41, изменяясь по поднятиям от 0,38 (Соколовское поднятие) до 0,44 (Ельниковское поднятие).
Пласт СII залегает в верхней части тульского горизонта и отделяется от пласта СIIIпачкой аргиллитов толщиной 4,0-7,6 м.
Залежи нефти пласта СII литологически экранированные, почти повсеместно пласт-коллектор замещен на плотные разности.
Общая толщина пласта изменяется в интервале 1,9 м (Апалихинское поднятие) до 3,6 м (Ельниковское поднятие).
Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в интервале от 1,0 м на Соколовском и Ельниковском поднятиях до 1,3 м на Апалихинском поднятии, в среднем по месторождению составляя 1,1 м.
Коэффициент пористости по керну изменяется в интервале 0,16 до 0,20 д.ед., в среднем составляя 0,18 д.ед; по результатам интерпретации материалов ГИС - от 0,17 до 0,18, в среднем составляя 0,17.
Проницаемость определена по керну и изменяется в широком интервале 0,037 мкм2 (Апалихинское поднятие) - 0,368 мкм2 (Ельниковское поднятие).
Коэффициент нефтенасыщенности по керну определен лишь по Соколовскому поднятию и составляет 0,91.
Для пласта СII уровень ВНК принят на абсолютной отметке минус 1198,0 м.
В целом по месторождению визейские залежи имеют общую толщину в интервале 25,0 м - 119,2 м, в среднем - 31,5 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина при этом колеблется от 3,6 м до 17,3 м, в среднем составляя 4,2 м.
Ельниковское месторождение представляет собой приподнятую зону северо-восточного простирания и включает ряд мелких поднятий с амплитудами 15-20 м.
На общем фоне поднятий выделяется ряд осложняющих их средних и мелких куполов, контролирующих самостоятельные залежи нефти в пластах карбонатной толщи турнейского яруса, визейской терригенной толщи нижнего карбона и карбонатной толщи каширо-подольских отложений среднего карбона.
В структурном плане на месторождении выделяется 3 крупных поднятия:
-
Соколовское, -
Ельниковское, -
Апалихинское.
Апалихинское и Ельниковское поднятия не отделяются друг от друга значительным прогибом.
По изогипсе минус 280 четко прослеживается 7 небольших структур.
Соколовское поднятие также представляет собой сеть небольших структур, разделенных узкими прогибами на 3 зоны.
Все поднятия имеют тектоно-седиментационное происхождение. Основу поднятий составляют рифогенные образования верхнетурнейско- франско-фаменского возраста.
Тектоника Ельниковского месторождение является типичной для месторождений, расположенных в прибортовой части Камско-Кинельской системы прогибов.
Наличие большой по площади приподнятой зоны, объединяющей целый ряд небольших поднятий, к которым приурочена основная залежь нефти, является их общим признаком. Контур залежи охватывает практически всю приподнятую зону. Структурное строение месторождения хорошо изучено по пермским отложениям. По кровле стерлитамакского горизонта в пределах изогипсы минус 280 м.
В целом по разрезу наблюдается хорошее соответствие структурных планов по пермским, средне и нижне-каменноугольным отложениям.
Коллекторские свойства продуктивных пластов изучены по керну, геофизическим и промысловым данным.
Для характеристики коллекторских свойств пород учитывались образцы с проницаемостью выше 0,0001 мкм2.
В визейском ярусе породы имеют преимущественно мономинеральный кварцевый состав и отличаются значительной неоднородностью литолого- физических свойств по разрезу и по площади.
Количество цементирующего материала и размеры кварцевых зерен колеблются в широких пределах.
Породы представляют собой преимущественно мелкозернистые песчаники и крупно- и среднезернистые алевролиты с разной степенью глинистости, не превышающей 10%, что характеризует породы продуктивных пластов как слабоглинистые.
Пласты СII, СIII, СIV сложены мелкозернистыми, кварцевыми песчаниками и разнозернистыми алевролитами.
Примеси полевых шпатов и акцессорных материалов составляют менее 1%.
По данным гранулометрического анализа выделяются песчаники с незначительным содержанием алевритовой и пелитовой составляющей, песчаники алевритистые, хорошо отсортированные.
Карбонатность пород низкая и в среднем для отдельных пластов не превышает 6%.
Цементация пород осуществляется, в основном, посредством уплотнения.
Участками песчаники цементируются мелко- и крупнозернистым кальцитом.
Тип цемента - поровый. Поры угловатые. Цементация обломочного материала осуществляется в результате уплотнения. Поры межзерновые, угловатые.
Алевролиты представлены крупнозернистыми разностями с различной примесью песчаного и глинистого материала. Состав их преимущественно кварцевый.
В качестве примесей (до 1%) присутствуют акцессорные материалы (цирконий, турмалин, титан) и полевые шпаты.
В небольшом количестве присутствует тонкочешуйчатое глинистое вещество. Цементация также осуществляется путем уплотнения зерен, поры угловатые.
В среднем карбоне продуктивные отложения представлены известняками, доломитами и переходными между ними разностями каширского и подольского горизонтов.
На основании исследований по керну принято, что нижний предел значения пористости принят на уровне 14,0 %. Нижний предел значения проницаемости для пород визейского яруса принят на уровне 0,0075 мкм2.
Нефть - тяжелая по плотности (0,8797 г/см3), высокосернистая (> 2%), парафинистая (< 6%), смолистая (< 15%), вязкая в пластовых условиях (10,3 мПа·с).
На визейских и турнейских отложениях нефти битуминозные (плотность > 0,895 г/см3), имеют повышенную вязкость (16,85 мПа·с и 21,41 мПа·с, соответственно), высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые.
Бензиновые дистилляты исследованной нефти имеют повышенное содержание серы.
Прямой перегонкой из нефти турнейского яруса и тульского горизонта Ельниковского месторождения могут быть получены высокосернистые компоненты автомобильного бензина в количестве соответственно 15,9% и 18,1%, а также высокосернистые компоненты дизельного топлива летних марок в количестве от 18% до 25% на нефть.