Отчет по практике Лукойл. Миргадеева отчет Лукойл. 1 Общие сведения о месторождении и участке недр
 Скачать 1.73 Mb.
|
|
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ Основной задачей производственной практики является ознакомление с процессами бурения скважин, добычи газа, конденсата и нефти; обустройством газовых и нефтяных месторождений; с газовыми и нефтяными промыслами и головными компрессорными станциями, нефтеперерабатывающими заводами и их производственно‒хозяйственной деятельностью. Важной задачей практики является также получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения в вузе. 1 Общие сведения о месторожденииУрьевское месторождение расположено в Нижневартовcком районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшим населенным пунктом является г. Лангепас, расположенный в 10 км от месторождения. В 50 км к северо-западу расположен г. Мегион. Расстояние от месторождения до районного центра г. Нижневартовска по прямой составляет 75 км. Экономическое развитие района обусловлено нефтегазодобывающим производством. Разработка Урьевскогоместорождения осуществляется ТПП «Лангепаснефтегаз», базой которого является г. Лангепас. Основными видами транспорта в районе являются железнодорожный и автомобильный. В непосредственной близости от месторождения проходит нефтепровод Нижневартовск – Сургут - Омск и газопровод Уренгой - Челябинск. Энергоснабжение района осуществляется за счет Сургутской ГРЭС по линии электропередач Тюмень – Сургут - Нижневартовск. Территория месторождения представляет собой слабо расчлененную, заболоченную и залесенную равнину с абсолютными отметками рельефа от +60 до +80 м над уровнем моря. Основной элемент рельефа – плоские равнинные междуречья с неглубокими балками и водотоками (рисунок 1). Большая часть территории покрыта труднопроходимыми болотами и топями, плохо промерзающими зимой. Заболоченная местность имеет много озер, расположенных в пределах надпойменных террас с пологими берегами.  Рисунок 1 – Обзорная схема района работ Грунтовые воды в долинах рек залегают на глубине до 5 м, на водоразделах - до 25 м. Урьевское месторождение входит в состав Сургутского экономического района, где сосредоточены основные объемы капитального строительства по обустройству нефтепромыслов. Здесь выявлен ряд крупных месторождений строительного сырья, такие, как Калиновореченское месторождение песчано - гравийной смеси, Чернореченское месторождение строительных песков, Локосовское месторождение кирпично – керамзитовых глин. Запасы последнего по категории С2 оценены в 3 млн. м3. Район работ находится в зоне избыточного увлажнения, где поверхностные воды имеют широкое распространение. Кроме р. Аган, имеется много малых рек, ручьев, озер и болот. По химическому составу воды гидрокарбонатные или хлоридно-гидрокарбонатные, натриево-магниево-кальциевые, с минерализацией от 0,02 до 0,534 г/л. В связи с высокой степенью загрязненности вод, использование их без предварительной очистки невозможностью. Вследствие больших затрат на строительство водоводов, насосных станций, очистных сооружений и линий электропередач, рассматривать поверхностные воды в качестве источника водоснабжения не целесообразно. Практический интерес для целей водоснабжения Урьевского месторождения представляют подземные воды первого гидрогеологического комплекса верхнего гидрогеологического этажа Западно-Сибирского артезианского бассейна, приуроченного к континентальным отложениям олигоцен-четвертичного возраста. 2 Геолого-физическая характеристика месторождения Урьевское поднятие было выявлено и подготовлено для глубокого бурения в результате площадных сейсморазведочных работ, проведенных в западной части Нижневартовского свода. Поисково-разведочные работы на Урьевской площади были начаты в 1971 г. в соответствии с геологическим проектом. Первая глубокая скважина 1Р заложена в своде структуры, выделенной по результатам сейсморазведочных работ, пробурена в 1971 г. со вскрытием юрских отложений и явилась открывательницей залежей в пластах ЮВ11 и АВ13. После открытия и начала эксплуатационного бурения сейсмогеологическое изучение месторождения было продолжено. В период 1988-1990 гг. доразведка месторождения велась наиболее активно. По результатам сейсморазведочных работ ОАО Татнефтегеофизика уточнено строение Нивагальской, Платоновской, Южно-Урьевской и Урьевской структур. В 1997-1999 гг. ОАО «Татнефтегеофизика» проведены детальные сейсморазведочные работы 3Д на 2-х участках Урьевского месторождения. В период 1999-2008 гг. на Урьевской площади были продолжены сейсморазведочные работы. Выполнены площадные сейсморазведочные работы на четырех участках: Южно-Урьевском, Урьевско-Нивагальском, Урьевско-Чумпасском и Ахской структуре. На этапе комплексной интерпретации данных сейсморазведки детально изучено геологическое строение южной части Урьевского месторождения. Выявлена антиклинальная структура Рябиновая. Таким образом, в настоящее время площадь Урьевского лицензионного участка покрыта шестью съемками 3Д, выполненными ОАО «Татнефтегеофизика» и СК «Петроальянс». На востоке и западе лицензионного участка проведены профильные наблюдения (2Д). Центральная часть территории месторождения сейсморазведочными работами не охарактеризована (рисунок 2).  Рисунок 2 – Схема изученности сейсморазведочными работами 3 Промыслово-геофизические исследования эксплуатационных скважин Промыслово-геофизические исследования с целью определения профиля притока и поглощения с 2003 года проведены в 1350 скважинах (76% от общего фонда скважин),а именно в 567 добывающих, 639 нагнетательных скважинах и 144 скважин было исследовано, как на профиль притока, так и на профиль поглощения. В 54 скважинах было исследовано только техсостояние без определения профиля. С учетом повторных общее количество исследований на профиль притока составляет – 1166, на профиль приемистости – 3345. Динамика проведения промыслово-геофизических исследований приводится на рисунке 3.1.  Рисунок 3.1‑ Динамика проведения ПГИ на Урьевском месторождении Распределение исследований по объектам отображено на рисунке 3.2. Основной объем исследований в добывающих и нагнетательных скважинах приходится на объект АВ1-2. С целью эффективности решения основных задач контроля заразработкой Урьевского месторождения геофизическими методами проведен анализ результатов ПГИ за 2008-2013 гг.   Рисунок 3.2‑ Распределение исследований по объектам В 99 % всех исследованных нагнетательных скважин поставленная задача решена: определены интервалы и профили поглощения. Нарушения техсостояния отмечаются в 40 % исследованных скважин; В 83% исследованных добывающих скважин определены работающие интервалы с распределением дебита и состав притока. В 15% скважин не определен профиль притока, работающие интервалы отбиты по СТИ и ВЧТ. В 3% скважин не определен состав притока. В 49% исследованных скважин зафиксированы нарушения техсостояния. Эффективность проведения ПГИ представлена в таблице 3.1. Таблица 3.1‑ Количество исследованных скважин и эффективность выполняемого комплекса ПГИ за период 2008-2013 гг.
Исследования по оценке текущей нефтенасыщенности На Урьевском месторождении исследования с целью оценки текущей нефтегазонасыщенности и положения водонефтяных контактов проведены в 30 скважинах, распределение исследований по годам представлено на рисунке 3.3 (одно исследование проведено в 1998 году). Исследования проведены в 27 скважинах на АВ1-2, в 13 скважинах на БВ6.  Рисунок 3.3‑ Проведение исследований с целью оценки текущей нефтенасыщенности Объект АВ1-2 Промыслово-геофизические исследования по объекту АВ1-2 проведены в 781 скважине, в т.ч. в 350 добывающих и 375 нагнетательных скважинах, и 56 скважин исследовано, как на профиль притока, так и на профиль приёмистости. В 99 % исследованных нагнетательных скважин поставленная задача решена: определены интервалы и профили поглощения. Нарушения техсостояния отмечаются в 41 % исследованных скважин. В 83 % исследованных добывающих скважин определены работающие интервалы с распределением дебита и состав притока. В 15 % скважин не определен профиль притока, работающие интервалы отбиты по термокондуктивному индикатору притока и высокочувствительной термометрии. Состав притока не определён в 4 % скважин. В 48 % исследованных скважин зафиксированы нарушения техсостояния. 4 Гидродинамические исследования скважин С целью определения добывных возможностей скважин, оценки фильтрационных свойств пластов, выявления характера неоднородности, изменения параметров во времени на месторождении проводятся следующие виды ГДИ: снятие кривых восстановления уровня (КВУ); снятие кривых падения давления (КПД); снятие кривых прослеживания забойного давления (КПрЗД); замер статических и динамических уровней (ПУ). Для определения фильтрационных параметров пласта: коэффициентов гидропроводности и проницаемости, а также продуктивности скважин на месторождении было проведено 1051 исследование путем снятия КПрЗД на 589 скважинах, 5235 исследований методом КВУ на 1413 скважинах и 803 исследования методом КПД на 398 нагнетательных скважинах. Также для расчета коэффициента продуктивности использованы замеры статических и динамических уровней после их сопоставления и пересчета в пластовые и забойные давления (ПУ). Было замерено 72075 статических и 195921 динамический уровней. Оценка охвата гидродинамическими исследованиями месторождения в целом показала, что скважины эксплуатационного фонда охвачены исследованиями на определение продуктивности на 78 %, на определение гидропроводности - 63 % (таблица 4.1). Наиболее исследованными являются объекты АВ1-2 и БВ6 (Урьевская и Ахская залежи). Таблица 4.1 – Охват эксплуатационного фонда скважин гидродинамическими исследованиями
Минимальный процент информативности наблюдается по КВУ – 12 %. Из 5235 кривых кондиционными признаны 647 исследований, из них по 530 удалось определить фильтрационные параметры пласта. В остальных случаях при достаточно длительных временах исследования наблюдается низкая частота замера, что затрудняет выбор участка, соответствующего плоскорадиальному притоку жидкости, по которому определяются фильтрационные параметры пласта. Поэтому по таким КВУ возможно рассчитать только забойное и пластовое давления, а также оценить коэффициент продуктивности. Основные причины некондиционности исследований: кратковременность исследования - невозможность выделить линейный и псевдорадиальный приток, а значит достоверно определить гидродинамические параметры пласта; негерметичность устьевого оборудования, приводящая к резкому падению затрубного давления; отсутствие данных, необходимых для расчетов, в частности времени работы скважины до остановки; низкая частота замера, «потеря» радиального участка, по которому определяются фильтрационные параметры пласта; нулевые значения устьевого давления на последнем участке при снятии КПД, когда радиальный приток еще не достигнут. В таких случаях для выявления дальнейшего изменения давления требуется замерять уровень либо проводить исследования со спуском глубинного манометра. 5 Состояние разработки месторождения 5.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Сопоставление проектных и фактических показателей разработки проведено за 5 лет с 2009 по 2013 гг. (приложение 1). Отклонение основных показателей разработки от проектных в течение анализируемого периода находятся в пределах допустимых значений (рисунок 5.1.1).   Рисунок 5.1.1 – Сопоставление проектных и фактических показателей по добыче нефти, жидкости, фонду добывающих скважин В 2009-2010 гг. наблюдается превышение фактического уровня добычи нефти над проектным на 8% за счет более высокого дебита нефти. В 2011 году уровень добычи нефти соответствует проектному, при этом действующий фонд добывающих скважин меньше на 17. Проектные уровни 2012 - 2013 гг. (3524,6 тыс.т и 3430,9 тыс.т соответственно) не достигнуты. Основной причиной недостижения является сокращение доли добычи от новых скважин. До 2012 года основным ГТМ было бурение – ввод новых запасов. В 2012 доля добычи от ввода новых скважин резко сократилась (с 16,4% в 2011 году до 10,4% в 2012 году и 4,5% в 2013 году), уровни поддерживались за счет прочих ГТМ: оптимизации (снижение забойного давления), ОПЗ. В конце 2012 «хорошее» бурение закончилось, суточная добыча резко сократилась, при этом еще сильнее наращивались темпы оптимизации, что больше ухудшило ситуацию (рисунок 5.1.2). Таким образом, проектный уровень добычи нефти не был достигнут уже в 2012 году  на 2,5%. В текущем 2013 году отставание в фактической добыче увеличилось до 15%.   Рисунок 5.1.2 – Сопоставление проектных и фактических показателей по добыче и дебитам нефти Еще одной причиной недостижения проектного уровня 2013 г. является несоответствие действующего добывающего фонда (проект – 1214 ед, факт – 1096 ед) вследствие невыполнения программы по вводу вторых стволов (проект 41 – ед, факт – 27 ед) из-за неподтверждения их эффективности. 5.2 Фактические показатели разработки Добыча нефти на месторождении началась с ввода в эксплуатацию разведочных скважин 1Р и 3Р в апреле 1978 года. В 1979 году одновременно началось эксплуатационное разбуривание объектов АВ1-2, БВ6 и БВ8, в 1981 году пробурены первые две скважины на объект ЮВ1. Рост объемов бурения продолжался вплоть до 1988 года, к этому времени было пробурено в общей сложности 2500 тыс.м горных пород (в среднем 252 тыс.м в год), введено в эксплуатацию 996 добывающих и 230 нагнетательных скважин. Основной объем бурения приходится на объект АВ1-2 – 72 %. За период 1978-88 гг. добыто 29,9 % от накопленной добычи нефти по состоянию на 01.01.11 г. В 1987 году достигнут максимальный уровень добычи нефти по месторождению – 4557 тыс.т. В последующие годы (1989 - 1993 гг.) снижаются темпы бурения на объекте АВ1-2, интенсивно разбуриваются объекты БВ6и БВ8, вводится в эксплуатацию объект БВ10. Всего за период пробурено 1346 тыс.м (в среднем 269 тыс.м в год), введено в эксплуатацию из бурения 548 добывающих и 141 нагнетательная скважина. За период добыто 23,2% от накопленной добычи нефти по месторождению. В период 1994 - 2002 гг. темпы эксплуатационного бурения снизились в среднем до 37,1 тыс.м в год. В эксплуатацию введено 168 добывающих и 83 нагнетательных скважины. Добыча нефти за период составила 26,7 % от накопленной добычи за историю. Новый рост объемов бурения начинается в 2004 году - с началом разбуривания Западно-Урьевского участка объекта ЮВ1. За десять лет введено из бурения 607 добывающих и 330 нагнетательных скважин. Добыча нефти составила 13% от накопленной добычи по месторождению. 6 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации Всего в фонде месторождениячислится2654 скважины, в том числе 1139 - эксплуатационного добывающего фонда, 680 - эксплуатационного нагнетательного фонда, 226 пьезометрических, 426 законсервированных, 171 ликвидированных и 12 водозаборных скважин. Среднегодовой дебит нефти действующих скважин составил 7,8 т/сут, жидкости -65,2 т/сут, обводненность – 88,1%. Большинство скважин действующего фонда (627 ед. или 57%) работают с дебитом до 5 т/сут, в т.ч к низкодебитным (<1 т/сут) отнесено 78 скважин (7,1 %). Все скважины действующего фонда месторождения дают обводненную продукцию, с обводненностью более 90% эксплуатируется 45,1 % действующего фонда (494 скважины), в том числе 156 скважин (14,2%) дают продукцию с обводненностью свыше 98%. Основными причинами высокого содержания воды в добываемой продукции являются выработка запасов, конусообразование и обводнение от закачки. По сравнению с прошлым годом выросла доля скважин, введенных в промытую зону (с 8% до 17%) вследствие выработки запасов. Всего скважинами добывающего фонда отобрано 98099 тыс.т. В добыче на месторождении перебывало 2743 скважин, средний отбор нефти на скважину – 35,8 тыс.т, жидкости – 202,9 тыс.т. Закачка воды для поддержания пластового давления на месторождении начата в 1981 году. На дату анализа эксплуатационный фонд нагнетательных скважин составляет 680 скважин, в том числе 488 – под закачкой, 144 – в бездействии и 48 – в освоении после бурения. Перебывавший нагнетательный фонд - 895 скважин, средний объем закачки на скважину 685,7 тыс.м3. С начала разработки месторождения добыто 98099 тыс.т нефти (65,7 % от НИЗ) и 556564 тыс.т жидкости, ВНФ составил 4,7, обводненность продукции достигла 88,0 %, текущий КИН – 0,241. Динамика основных показателей разработки представлена в приложение 2 и в приложение 3. В 2013 году на месторождении добыто 2911,6 тыс.т нефти, что составляет 63,9% от достигнутого в 1987 году максимума. Темп отбора отНИЗ составил 1,9%, темп отбора от ТИЗ – 5,4%, жидкости добыто 24356,0 тыс.т. Отборы жидкости в целом по месторождению компенсированы закачкой воды на 105,0%. Накопленная компенсация изменяется от 72,6% по объекту БВ6 до 157,4 % по объекту БВ10. Энергетическое состояние объектов месторождения на данном этапе можно считать удовлетворительным.   ЗАКЛЮЧЕНИЕ За время прохождения производственной практики получены теоретические и практические знания о строении Урьевского месторождения, способах эксплуатации нефтяных скважин, методах исследования скважин, методах обработки призабойной зоны скважин, состоянии разработки данного месторождения, промысловом сборе и подготовке нефти и газа. Также была ознакомлена с оборудованием для ведения всех этих процессов. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||