СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 4

1 УПРАВЛЕНИЕ РАЗРАБОТКОЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 6

1.1 История разработки месторождения 6

1.2 Продуктивная характеристика пластов 13

1.3 Характеристика проекта разработки месторождения 24

1.4 Сравнение проектных и фактических показателей разработки 27

1.5 Методы воздействия на пласт 33

2 СБОР И ПОДГОТОВКА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ 34

2.1 Состав продукции скважин 34

2.2 Характеристика системы сбора и подготовки продукции

скважин на промысле 37

2.3 Замер продукции скважин 39

2.4 Технология подготовки продукции скважин на промысле 19

2.5 Фактические товарные показатели продукции промысла 19

3 ЭКОНОМИКА ПРЕДПРИЯТИЯ 41

3.1 Структура предприятия 41

3.2 Технико-экономические показатели работы предприятия 42

3.3 Методики расчета экономической эффективности применяемых

геолого-технических мероприятий 46

3.3.1 Расчет экономической эффективности мероприятий по

удалению и предотвращению от асфальтосмолопарафиновых отложений в стволе скважин 46

3.3.1.1 Затраты на очистку НКТ скребками в ручном режиме 47

3.3.1.2 Затраты на закачку теплоносителя (конденсата) 48

3.3.2 Расчет экономической эффективности ингибитора коррозии 49

4 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ НА ПРЕДПРИЯТИИ 54

4.1 Мероприятия предприятия по безопасности производства 54

4.2 Мероприятия предприятия по охране недр и окружающей среды 56

4.2.1 Мероприятия по предотвращению экологического ущерба 56

4.2.2 Защита атмосферы 57

4.2.3 Охрана недр 58

4.3 Мероприятия предприятия по предотвращению и в случае чрезвычайных ситуаций 59

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 69

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 70

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Обзорная карта месторождений 71

ВВЕДЕНИЕ

Одна из основных задач при разработке нефтя­ных месторождений заключается в максимально возможном извлечении природных запасов нефти из недр земли. Повышение конечной нефтеотдачи разрабатываемых залежей и увеличение темпов отбора нефти в значи­тельной степени достигаются за счет массового внед­рения методов интенсификации добычи нефти.

Все мероприятия по интенсификации добычи нефти направлены на увеличение или восстановление проницаемости призабойной зоны и соединение ее с более проницаемыми трещиноватыми нефтенасыщенными участками пласта.

Необходимость применения различных методов воздействия на призабойную зону скважин во многом связана с несовершенством способов вскрытия продуктивных пластов бурением. Особенно это относится к пластам с плохими коллекторскими свойствами и низким пластовым давлением. Чем меньше будет ухудшаться проницаемость призабойной зоны в процессе бурения, тем меньше будет появляться необходимость применения методов обработки призабойной зоны скважины.

Как показывает опыт применения методов воздействия на призабойные зоны скважин в Усинске, 30—40% обработок по сква­жинам оказываются неэффективными или малоэффек­тивными. В основном это обуславливается неправиль­ным выбором метода воздействия для конкретной сква­жины и пласта или несоблюдением рекомендуемых параметров при проведении процесса обработки.

Основные месторождения ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» находятся на поздней стадии разработки, характеризующиеся значительной выработкой запасов и высокой обводненностью добываемой продукции. В этих условиях методы интенсификации добычи нефти играют основную роль по обеспечению запланированных объемов добычи нефти.

Усинское нефтяное месторождение, также находится на поздней стадии разработки. Для интенсификации добычи нефти и снижению темпов падения объемов добычи нефти, проводятся мероприятия, направленные на интенсификацию добычи нефти.

В числе этих мероприятий:

- бурение боковых горизонтальных стволов (БГС);

- гидроразрыв пласта (ГРП);

- оптимизация работы скважин;

- обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ).

ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» является структурным предприятием ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», ведет добычу нефти и газа на Усинском месторождении.

Адрес: 169710, Республика Коми,

г. Усинск, ул. Нефтяников, 34

Производственная практика пройдена на Усинском месторождении в качестве оператора по добыче нефти и газа на нефтегазодобывающем предприятии ЦДНГ-2 (цех по добыче нефти и газа №2) в районе «головных сооружений», находящимся в 29 км на север от Усинска.

1 Управление разработкой месторождения

1. История разработки месторождения

В административном отношении Усинское нефтяное месторождение расположено в северо-восточной части Печорского района Республики Коми в 115 км от г. Печоры.

В географическом отношении площадь месторождения составляет часть Печорской низменности и входит в бассейн нижнего течения р. Колва, правого притока р. Уса, впадающей в р. Печора.

Усинск является крупным речным портом на р. Усе, действующей железнодорожной станцией, конечным пунктом железной дороги Сыня- Усинск. Это центр добычи нефти и газа северной части республики. Действующие промыслы связаны с городом ав­тодорогой и нефтепроводами с головным нефтесборным пунктом, от которого нефть по­дается по магистральному нефтепроводу Уса - Ухта - Ярославль в центральные районы европейской части России. Центром энергоснабжения эксплуатируемых месторождений является Печорская ГРЭС, расположенная в г. Печоре. Город

Усинск связан с Печорской ГРЭС ЛЭП-220 кВт, которая, в свою очередь, разветвляется на отдельные линии к месторождениям.

Рассматриваемый район расположен в пределах Большеземельской тундры Печорской низменности Климат континентальный, абсолютная температура воздуха изменяется в пределах от +31С в июле до – 53С в январе. Снежный покров достигает 0.8 ­0.95 м. Глубина сезонного промерзания грунтов составляет 1,22-1,79 м.

Динамика воздушных масс обусловливает преобладание дней с пасмурной погодой. Зимой господствуют северо-западные и западные ветры, летом - юго-восточные и восточные.

Основной водной артерией района является р. Колва с притоками - р.р. Безымянный, Лыдую, Евсявис, Шомесьель. Уровенный режим рек характеризуется резко выраженным поло­водьем и меженью. Годовая амплитуда уровней на р. Колва в среднем составляет 8.5 м. В летне-осенний период режим уровней зависит от количества осадков. Высота подъема воды в реках от дождей в среднем составляет 1.5 м над меженным. Максимальная тол­щина льда (от 75-114 до 170 см) отмечается в марте-апреле.

Усинское месторождение находится в зоне островного распространения верхнего слоя многолетнемерзлых пород (ММП). Промороженные породы мощностью менее 1.0 м отнесены к сезонно мерзлым. Среднее значение глубины промерзания составляет O.-4 – 6м B цeлoм по тoлщaм выделяется в интервале от 80 до 220-260 м.

Усинское нефтяное месторождение расположено в Республике Коми вблизи г. Усинска и было открыто в 1963 г., пермо-карбоновая залежь была введена в разработку в 1977 году.

Лицензии на право пользования недрами пермо-карбоновой залежи СЫК № 11078 НЭ и СЫК № 11079 НЭ выданы 12.07.2001 ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» на срок до марта 2016 г. и до декабря 2013 г. соответственно.

К характерным особенностям геолого-физической характеристики пермо-карбоновой залежи относятся:

• высокая вязкость пластовой нефти (около 710 мПа·с);

• большая глубина залегания для залежей с таким типом нефтей (в интервале глубин 1000 - 1500 м);

• крайне неоднородное строение карбонатного коллектора, проявляющееся в высокой расчлененности разреза, прерывистости проницаемых пластов и сложно-построенной структуре емкостного пространства. По описанию керна для пород пермо-карбонового резервуара, кроме межзерновых пор, характерно наличие большого числа трещин, каверновых полостей и стилолитов.

Высокая вязкость пластовой нефти осложняет эффективное применение на залежи традиционных технологий разработки на естественном упруго-водонапорном режиме или при помощи заводнения ненагретой водой.

В 1973 г. институтами «Печорнипинефть» и «ВНИИнефть» была составлена «Технологическая схема опытно-промышленных работ по тепловому воздействию на пермо-карбоновую залежь тяжёлой нефти Усинского месторождения».

В 1977 г. в связи с длительностью освоения закачки теплоносителя в сложных геолого-промысловых условиях было решено, одновременно с продолжением опытных работ, начать промышленную разработку залежи на естественном режиме.

В 1978 г. институтом «Печорнипинефть» (протокол ЦКР Миннефтепрома СССР № 692 от 26.05.78) была составлена «Технологическая схема разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения на естественном режиме», согласно которой залежь должна была разбуриваться двумя сетками добывающих скважин (350 х 350 м).

В 1985 г. на основании положительных результатов опытно-промышленных работ по испытанию тепловых методов на участке ПТВ-1 институтами «Печорнипинефть» и «ВНИИнефть» была составлена «Технологическая схема разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения с применением теплоносителей» (протокол ЦКР Миннефтепрома СССР № 1170 от 17.11.85), в которой были обоснованы следующие положения:

• выделение трех эксплуатационных объектов;

• площадная девятиточечная система размещения скважин;

• последовательная разработка залежи: сначала на естественном режиме, затем с применением пароциклических обработок всех добывающих скважин и переходом к площадному вытеснению нефти паром и проталкиванием созданной тепловой оторочки ненагретой водой.

В 1998 г. институтом «Печорнипинефть» выполнен пересчет начальных геологических запасов нефти и газа по залежи. Геологические и извлекаемые запасы были рассмотрены и утверждены ЦКЗ Минприроды РФ (протокол № 24 от 18.03.98) по категориям В+С₁ в количестве 733537 и 110030 тыс. т нефти, 16945 и 2541 млн. м³ попутного газа, соответственно. В результате пересчета геологические запасы нефти увеличились по сравнению с первоначальными на 19,4 %, геологические запасы растворенного газа - на 23 % при сохранении коэффициента нефтеизвлечения на ранее утвержденном уровне 0,15.

В 2000 г. из-за отставания работ по вводу залежи в тепловое воздействие, в связи с изменением представления о геолого-физической характеристике разрабатываемых объектов и экономических условий институтом «Печорнипинефть» была подготовлена и утверждена ЦКР Минэнерго РФ (протокол № 2604 от 29.06.2000) «Технологическая схема разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения» со следующими основными положениями:

• выделение трех эксплуатационных объектов;

• применение паротеплового воздействия на пласт;

• плотность сетки скважин по каждому объекту – 6,25 га/скважину;

• проектный фонд вертикальных скважин – 2556, в т.ч. 2056 - добывающих и 481 нагнетательных;

• расчетный коэффициент нефтеизвлечения - 0,33.

Накопленные результаты внедрения площадной закачки теплоносителя в системе вертикальных скважин показали, что такая традиционная технология не обеспечивает необходимый охват залежи процессом нефтеизвлечения, прежде всего, из-за быстрых прорывов закачиваемого агента по высокопроницаемым пластам. В связи с этим в 2006 г. филиалом ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» «ПечорНИПИнефть» было составлено «Дополнение к технологической схеме разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения». В соответствии с решением ЦКР Роснедра об утверждении нового проектного документа (протокол № 3944 от 18.01.2007) были приняты следующие коррективы:

• уточнены технологические показатели разработки залежи на период 2006 – 2011 годы;

• принята программа работ по доизучению геологического строения залежи и проведению опытно-промышленных работ по испытанию новых технологий теплового воздействия на пласт с использованием горизонтальных скважин, боковых стволов и радиальных отводов;

• на основании выполненных расчетов увеличено значение конечного коэффициента нефтеизвлечения для залежи в государственном балансе запасов с 0,15 до 0,33.

Филиалом ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» «ПечорНИПИнефть» был подготовлен отчет об «Авторском надзоре за реализацией дополнения к технологической схеме разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения за 2007 г.», который рассматривался на нефтяной секции ЦКР Роснедра. Решением ЦКР Роснедра (протокол № 4452 от 04.12.2008) были утверждены актуализированные с учетом текущего состояния разработки залежи технологические показатели, программы работ по доизучению геологического строения залежи и созданию геолого-гидродинамических моделей, опытно-промышленных работ и восстановлению неработающего фонда.

В 2009 – 2010 годах ООО «ПечорНИПИнефть» были подготовлены ежегодные отчеты об авторском надзоре за реализацией дополнения к технологической схеме разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, которые рассматривались и были согласованы на НТС ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» и ОАО «ЛУКОЙЛ».

По состоянию на 01.01.2010 г. на пермо-карбоновую залежь пробурено 1064 скважина, в том числе 726 скв. в зоне ЗАО “Нобель Ойл” и 338 скв. в зоне ОАО НК “Коми ТЭК”. Разбурено около 32 % площадей и 58 % балансовых запасов нефти. Накопленная добыча нефти по залежи составила 41,6 млн.т., в т.ч. по зоне “Нобель Ойл” - 28,9 млн.т., по зоне “Коми ТЭК” - 12,7 млн.т. Накопленная добыча воды: по залежи - 55,5 млн.т., в т.ч. по зоне “Нобель Ойл” - 38,0 млн.т., по зоне “Коми ТЭК” - 17,5 млн.т. Накопленная закачка теплоносителя: по залежи - 28,3 млн.т, в т.ч. по зоне “Нобель Ойл” - 6,6 млн.т., по зоне “Коми ТЭК” - 21,7 млн.т.

Результаты стандартных исследований керна из поисково-разведочных скважин пермо-карбоновой залежи представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – История геолого-геофизической изученности

№ п/п	Полевые геофизические и камеральные иследования	Год	№ п/п	Бурение скважин		Год	№ п/п	Тематические работы	Год
1	Аэромагнитная съемка	1953	1	Опорное бурение	1 скв.	1960	1	Подсчет запасов нефти Усинского месторождения и его геологическое строение	1972
2	Гравиразведочные и электроразведочные работы	1955 - 1956	2	Поисково - разведочное бурение	24 скв.	1963 - 1987	2	Изучение коллекторских свойств продуктивных пластов месторождений ПО "Коминефть"	1971-1994
3	Сейсморазведочные работы (МОВ, КМПВ)	1958 - 1960	3	Эксплуатаци-онное бурение	1003 скв.	1977 - 2002	3	Петрофизичес-кие исследования коллекторов нефти и газа по месторождениям ПО "Коминефть"
4	Сейсморазведочные работы 2 D с/п 10492 по юго-восточному крылу Усинской структуры - 145 пог. км	1992-1994	4	Оценочное бурение (скважина № 1 ОЦ)	1 скв.	2002 - 2003	4	Подсчет балансовых запасов нефти и растворенного газа пермо-карбоновой залежи Усинского нефтяного месторождения	1998
5	Сейсморазведочные работы 3 D с/п 7/98 по западному крылу Усинской структуры - 60.5 км2	1998 - 2003	5	Горизонталь-ное бурение (скважина № 1ГС)	1 скв.	2005	5	Разработка геологических и фильтрацион-ных моделей пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения	2001 - 2005
Продолжение таблицы 1.1.
№ п/п	Полевые геофизические и камеральные иследования	Год	№ п/п	Бурение скважин		Год	№ п/п	Тематические работы	Год
6	ВСП по скважинам №№ 1 ОЦ, 590, 1505, 1163, 4059, 618, 1192, 1207, 1596, 4276, 1553, 4225, 567, 2 ОЦ, 6052, 4526, 7 ОЦ	2003 - 2009	6	Оценочное бурение (скважина № 2 ОЦ)	1 скв.	2008	6	Переинтерпри-тация данных с/п 10492 по горизонтам II- (С2m), III- (С3), IV- (Р1a+s) Усинского месторождения	2002
7	Сейсморазведочные работы 3 D по юго-восточному крылу Усинской структуры - 20 км2	2008	7	Оценочное бурение (скважина № 7 ОЦ)	1 скв.	2010	7	Картирование структуры пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения на базе комплексного седименталоги-ческого анализа переинтерпри-тации ГИС и сейсморазвед-ки (ООО "ВНИГНИ-2")	2007
			8	Горизонталь-ное бурение (скважины №№ 2 ГС, 3 ГС, 4 ГС)	3 скв.	2008 -2009	8	Исследование керна из скважины № 1 ОЦ Усинского месторождения ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефтегаз"	2007
			9	Горизонталь-ное бурение (скважины №№ 5 ГС, 6 ГС, 7 ГС)	3 скв.	2010 -2011	9	Комплексная переинтерпри-тация материа- лов съемки 2D с/п 10492 и съемки 3D с/п 7/98 в объеме 384 п. км (ОАО"Севернефтегеофизика")	2008
					3 скв.	2010 -2011	10	Исследование керна из скважины № 2 ОЦ Усинского месторождения (ЦИКиПФ ООО "ПечорНИПИ-нефть")	2009
№ п/п	Полевые геофизические и камеральные иследования	Год	№ п/п	Бурение скважин		Год	№ п/п	Тематические работы	Год
					3 скв.	2010 -2011	11	Исследование керна из скважины № 7 ОЦ Усинского месторождения (ЦИКиПФ ООО "ПечорНИПИ-нефть")	2010-2011