отчет по практике. Отчет по производственной практике, технологическая. Направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело профиль Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти
 Скачать 1.8 Mb.
|
Общие задания.Структурная карта месторождения.Месторождение расположено в Якшур-Бодьинском районе Удмуртской Республики, в 10 км восточнее районного центра и в 40 км севернее г. Ижевска (рис. 1.). Ближайшее разрабатываемое Южно-Киенгопское месторождение нефти, расположено в 10 км к юго-востоку. В орогидрографическом отношении район работ представляет собой всхолмленную равнину. Максимальные абсолютные отметки рельефа (до 255 м) приурочены к плакорным (водораздельным) пространствам, минимальные соответствуют урезу воды рек и ручьев (урез воды р. Селычка на крайнем юге площади –134 м). Местность слабо наклонена с севера на юг. Амплитуда высот достигает 121 м. Современный рельеф местности сформировался в плейстоцен-голоцене. Предварительная подготовка нефти осуществляется непосредственно на месторождении. Полная подготовка нефти осуществляется на Южно-Киенгопском месторождении, куда предварительно подготовленная нефть подается по трубопроводу (9,5 км).[1]  Рис.1. Фрагмент ситуационной схемы размещения месторождений углеводородного сырья Удмуртской Республики . В 1972-1973 гг. на площади месторождения проводились сейсморазведочные работы, в результате которых впервые была выявлена Якшур-Бодьинская структура по отражающим горизонтам ОГ-I (кровля нижней перми) и ОГ-II (кровля тульских терригенных отложений). По отражающим горизонтам ОГ-IIв (кровля терригенно-карбонатных верейских отложений) и ОГ-III (кровля терригенных отложений тиманского горизонта) поднятие не было зафиксировано. В 1977 г. Якшур-Бодьинская структура (рис.2.) введена в глубокое поисковое бурение. В период 1977-1979 гг. на месторождении пробурены две поисковые КВ. 397, 775. По результатам испытания в колонне установлена промышленная нефтеносность отложений малевско-упинского горизонта (пласты Сt-I, Ct-II) турнейского яруса нижнего карбона. По результатам бурения двух скважин запасы нефти впервые были оперативно подсчитаны и поставлены на учет в государственный баланс запасов. Промышленная нефтеносность Якшур-Бодьинского месторождения связана с терригенными и карбонатными отложениями турнейского яруса (пласты Сt-I, Сt-II, Сt-III) нижнего карбона.  Рис.2. Структурная карта по кровле эффективной части пласта турнейского яруса. Объекты разработки и их характеристика.Южная часть Предуральского прогиба на западе примыкает к юго-восточной окраине Волго-Уральской антеклизы, на востоке ограничена Уральским складчатым поясом и на юге раскрывается в Прикаспийскую синеклизу. В осадочном чехле, включающем отложения от ордовикских до четвертичных, выделяются три структурно-тектонические зоны: внешнего, западного борта; осевая; внутреннего, восточного борта. Западный борт в структурном плане выделяется по нижнепермским (артинско-ассельским) отложениям. Он представляет собой ступенчато погружающуюся на восток окраину платформы. Осевая зона Предуральского прогиба как наиболее погруженная соответствует депрессионной фации глубоководного некомпенсированного прогиба артинского возраста. Зона ступенчато погружается в восточном и южном направлениях. Восточная зона ограничена на западе высокоамплитудной флексурой, которая одновременно является границей нижнепермской молассы, на востоке – примыкает к передовым складкам Урала. Она занимает больше половины площади Предуральского прогиба и характеризуется значительной структурно-формационной неоднородностью. В ее пределах широко развиты взбросо-надвиги, осложненные приразломными валами преимущественно субмеридионального и северо-западного простирания.[22] На Якшур-Бодьинском месторождении нефтеносность заволжского надгоризонта связана с пластами-коллекторами, облекающими одноименные рифы верхнефранско-нижнефаменского возраста. Ловушка нефти относится к антиклинальному пластовому типу. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 3,01 до 3,2 м, пористость составляет 13–14 %. В тектоническом отношении Якшур-Бодьинское и Мещеряковское месторождения приурочены к внутренней зоне ККСП [2] Якшур-Бодьинское месторождение открыто в 1978 г. По результатам глубокого поисково-разведочного бурения (КВ. 397, 775). В 1985 г. УКО «ТатНИПИнефть» выполнена «Технологическая схема разработки Якшур-Бодьинского месторождения», которая стала первым проектным документом, на основании которого месторождение введено в эксплуатацию. Отчет утвержден на научно-техническом совете ОАО «Удмуртторф» со следующими основными положениями: - выделение одного объекта разработки – турнейского; - разбуривание объекта по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300 м; - разработка объекта на естественном упруго-водонапорном режиме; - фонд добывающих скважин – 13, в т.ч. две разведочные; - максимальный уровень добычи нефти – 20,0 тыс.т в год. В 1989 г. Месторождение было разбурено в полном объеме. В 2011 г. ОАО «УНПП НИПИнефть» составлено «Дополнение к проекту разработки Якшур-Бодьинского нефтяного месторождения Удмуртской Республики», которое утверждено УТО ЦКР Роснедр по УВС по второму варианту разработки со следующими основными положениями (протокол № 573 от 10.06.2011 г.): – выделение одного объекта разработки: турнейского; – разработка объекта на естественном упруго-водонапорном режиме; – общий фонд скважин– 18, в т.ч. в пределах распределенного фонда – 17 скважин, из них 15 добывающих, две специальные (поглощающие). Одна добывающая скважина в пределах нераспределенного фонда недр; – фонд скважин для бурения – одна добывающая скважина (нераспределенный фонда недр); – бурение двух боковых стволов (2012-2013 гг.). На 01.01.2015 г. В действующем добывающем фонде числится 15 скважин, в действующем нагнетательном – 1 скважина. Средний дебит по нефти составляет 10,3 т/сут, по жидкости – 91,2 т/сут. По дебитам нефти фонд скважин распределяется следующим образом: восемь скважин (53,3 %) эксплуатируются с дебитом до 5 т/сут, три скважины (20,0 %) эксплуатируются с дебитом от 5 до 10 т/сут, три скважины (20,0%) – с дебитом от 10 до 59 т/сут и ещё одна скважина эксплуатируется с дебитом более 59 т/сут. По дебитам жидкости фонд скважин распределяется следующим образом: пять скважин (33,3 %) эксплуатируются с дебитом до 15 т/сут, пять скважин (33,3 %) эксплуатируются с дебитом от 15 до 70 т/сут, три скважины (20,0 %) – с дебитом от 70 до 150 т/сут, две скважины (13,4 %) – с дебитом более 150 т/сут (20,0%). Обводненность до 10 % зафиксирована в одной скважине, от 10 до 50 % в двух скважинах, от 50 до 90 % в пяти скважинах и свыше 90 % обводненность зафиксирована в семи скважинах. Текущая обводненность добываемой продукции по турнейскому объекту составляет 88,7 %. Под закачкой находится одна скважина (CКВ. 9). Накопленная закачка на 01.01.2015 г. Составила 119,264 тыс. м3, приемистость за декабрь 2014г. – 403 м3/сут. Максимальным накопленным отбором нефти за весь период разработки характеризуется CКВ. 7 (464,978 тыс. т), введенная в разработку 1988 г., минимальный накопленный отбор приходится на CКВ. 718 (0,327 тыс. т). Средний отбор нефти на одну скважину, принимавшую участие в добыче, составляет 116,63 тыс. т. Скважин, отобравших за период работы менее 10 тыс. т, 16 % фонда или три скважины; 53 % фонда (десять скважины) добыли от 10 до 100 тыс. т и шесть скважин или 31 % фонда характеризуются накопленной добычей более 100 тыс. т. За весь период разработки объекта отобрано 2121 тыс.т нефти и 4891 тыс.т жидкости. Степень выработки НИЗ составила 66,3 %. Текущий КИН равен 0,380, при утвержденном значении 0,573.[1] |