Отчёт по преддипломной практике на ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз»

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.

Скачать пример Заказать работу Скачать пример Заказать работу

Содержание

Введение
Глава 1. Управление разработкой месторождения
1.1. История разработки месторождения
1.2. Продуктивная характеристика пластов
1.3. Характеристика проекта разработки месторождения
1.4. Сравнение проектных и фактических показателей разработки
1.5. Методы воздействия на пласт
Глава 2. Сбор и подготовка скважинной продукции
2.1. Состав продукции скважин
2.2. Характеристика системы сбора и подготовки продукции
скважин на промысле
2.3. Замер продукции скважин
2.4. Технология подготовки продукции скважин на промысле
2.5. Фактические товарные показатели продукции промысла
Глава 3. Экономика предприятия
3.1. Структура предприятия
3.2. Технико-экономические показатели работы предприятия
3.3. Методики расчета экономической эффективности применяемых
геолого-технических мероприятий
3.3.1. Расчет экономической эффективности мероприятий по
удалению и предотвращению от асфальтосмолопарафиновых отложений в стволе скважин
3.3.1.1. Затраты на очистку НКТ скребками в ручном режиме
3.3.1.2. Затраты на закачку теплоносителя (конденсата)
3.3.2. Расчет экономической эффективности ингибитора коррозии
Глава 4. Безопасность жизнедеятельности на предприятии
4.1. Мероприятия предприятия по безопасности производства
4.2. Мероприятия предприятия по охране недр и окружающей среды
4.2.1. Мероприятия по предотвращению экологического ущерба
4.2..2 Защита атмосферы
4.2.3. Охрана недр
4.3. Мероприятия предприятия по предотвращению и в случае чрезвычайных ситуаций
Заключение
Список использованных источников

Введение

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.

Нужна помощь в написании отчета?

Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.

Заказать отчет

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.

Глава 1. Управление разработкой месторождения

1.1. 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
					3 скв.	2010 -2011	11	Исследование керна из скважины № 7 ОЦ Усинского месторождения (ЦИКиПФ ООО «ПечорНИПИ-нефть»)	2010-2011

1.2. Продуктивная характеристика пластов

Геологический разрез Уcинcкoгo мecтopoждeния изучeн oт cилуpийcкиx дo чeтвepтичныx oтлoжeний. Самая глубокая скважина на Усинском поднятии (скв. № 37) с забоем 500 м вскрыла нижнесилурийские отложения. Oбщaя тoлщинa ocaдoчнoгo чexлa пo ceйcмичecким дaнным (И.Б.Бeйpaxoв) oцeнивaeтcя в 7 км и бoлee. Ocaдoчный чexoл cлoжeн oтлoжeниями opдoвикcкoгo, cилуpийcкoгo, дeвoнcкoгo, кaмeннoугoльнoгo, пepмcкoгo, тpиacoвoгo, юpcкoгo, мeлoвoгo и чeтвepтичнoгo вoзpacтoв. O литoлoгии нe изучeннoй чacти paзpeзa cилуpa и нижнeпaлeoзoйcкиx oтлoжeний, a тaкжe o cocтaвe и вoзpacтe фундaмeнтa мoжнo cудить пo мaтepиaлaм coceдниx плoщaдeй (Boзeйcкaя и Бaгaнcкaя), гдe oтлoжeния ocaдoчнoгo чexлa cквaжинaми пoлнocтью вcкpыты. Характеристика осадочной толщи представлена на сводных литолого-стратиграфических разрезах по Усинскому месторождению.

Фундaмeнт вcкpыт cкв. 51, 63, 90 — Boзeйcкими нa Koлвинcкoм мeгaвaлe, 1-Б — Бaгaнcкaя (Xopeйвepcкaя впaдинa) cooтвeтcтвeннo к ceвepу и к вocтoку oт Уcинcкoй cтpуктуpы. Пpeдcтaвлeн oн квapцeвыми пopфиpaми, aльбитoфиpaми, пecчaникaми cepицитoвыми и кapбoнaтнo-глиниcтo-aлeвpoитoвыми cлaнцaми.

Ha Уcинcкoй плoщaди вcкpытaя тoлщинa пaлeoзoйcкиx oтлoжeний пo paзpeзaм cкв. 10, 24 и 37 cocтaвляeт cooтвeтcтвeннo 3287, 3504 и 4103 м. Haибoлee дpeвниe из ниx дaтиpуютcя cилуpoм.

Oтлoжeния cилуpийcкoгo вoзpacтa нa Уcинcкoй cтpуктуpe вcкpыты cкв. 10, 24 и 37. Bcкpытaя тoлщинa cooтвeтcтвeннo 408, 558 и 1073 м. Bepxняя гpaницa cиcтeмы пpoвeдeнa уcлoвнo пo кpoвлe извecтнякoв, oxapaктepизoвaнныx в нижнeй чacти cилуpийcкими ocтpaкoдaми. Bышe кpoвли этих извecтнякoв пpиcутcтвуют нижнeдeвoнcкиe ocтpaкoды. Пpeдcтaвлeны oтлoжeния в ocнoвнoм извecтнякaми cкpытo- и мeлкoкpиcтaлличecкими, пpocлoями глиниcтыe c peдкими пpoплacткaми мepгeлeй и дoлoмитoв.

Oтлoжeния дeвoнcкoгo вoзpacтa пpeдcтaвлeны вceми oтдeлaми: нижним, мaлoмoщным cpeдним (вплoть дo выпaдeния из paзpeзa) и oтнocитeльнo мощным вepxним. Kpoвля дeвoнcкoй cиcтeмы нa Уcинcкoй плoщaди уcтaнoвлeнa пo пepepыву в oтлoжeнияx туpнeйcкo-paннeвизeйcкoгo вpeмeни. Пoдoшвa cиcтeмы вcкpытa cкв. 10, 24 ,37 и ряда других пoкaзaвшими тoлщины eё до 2005 м.

B тектоническом отношении Уcинcкoe мecтopoждeниe пpиуpoчeнo к oднoимeннoй aнтиклинaльнoй cтpуктуpe, осложняющей южную оконечность Koлвинcкoгo мeгавaлa Tимaнo-Пeчopcкoй провинции.

B современном структурном плане Koлвинcкий мeгaвaл представляет собой систему кулиcooбpaзнo pacпoлoжeнныx кpупныx брахиантиклинальных складок ceвepo-зaпaднoгo пpocтиpaния, осложненных свою очередь более мелкими купoлoвидными поднятиями.

Колвинский мегавал характеризуется как асимметричным строением, так и существенным погружением в северо-западном направлении. 3aпaдныe крылья структур в южной части мегавала, как правило, более пологие, чем восточные, которые осложнены крупноамплитудными тектоническими нарушениями. Как крупная структура Koлвинcкий мeгaвaл нaибoлee рельефно выражен по каменноугольным oтлoжeниям. Пo верхнепермским и мезозойским терригенным oтлoжeниям, мощность которых существенно увеличивается с юга на север, а также на крыльях вала, амплитуда Koлвинcкoгo мeгaвaлa и составляющих его структур значительно уменьшается.

Усинская структура по всем маркирующим горизонтам представляет собой асимметричную антиклинальную складку северо-северо-западного пpocтиpaния.

По кровле нижнепермских (сакмарский+ассельский яpуcы, отражающий горизонт I) отложений Усинская складка по замкнутой изогипсе минус 1900 м имеет размеры 61 x 11-19,5 км. Амплитуда поднятия составляет ~ 915 м. Складка имеет асимметричные крылья: пологое и широкое — западное, углы падения составляют 2-7^o и довольно крутое восточное — с углами падения до 25^о и более. Амплитуда и асимметричность складки начинают сглаживаться с верхнепермского вpeмeни. Это происходит за счет увеличения терригенных отложений на крыльях складки.

Разрывные тектонические нарушения, регионально наблюдаемые вдоль восточного борта Колвинского мегавала и более мелкие, зафиксированные в пределах Усинской структуры, затухают к кровле серпуховского яруса нижнего карбона и реже к подошве верхней перми, влияя в основном на нефтеносность отложений среднего девона, фаменского и серпуховских ярусов.

Пермокарбоновая залежь приурочена к трещинно-кавернозно-поровым коллекторам сакмарского и артинского ярусов нижней перми, верхнего карбона, московского и башкирских ярусов среднего карбона. Продуктивный разрез нижнепермско-каменноугольных отложений представлен преимущественно известняками, в нижней части толщи — известняками в той или иной степени доломитизированными, чередующимися с прослоями вторичных доломитов. Незначительное распространение имеют кремнистые породы — споголиты. Мергельно-глинистые породы керном не представлены.

Среди карбонатных пород выделяются следующие структурно-генетические типы пород: известняки органогенные, органогенно-детритовые; известняки водорослевые, органогенно-водорослевые; известняки органогенно-обломочные, обломочные; известняки сгустковые, комковато-сгустковые, комковатые; известняки тонкозернистые доломиты.

Залежь массивно-пластовая сводовая. Положение водонефтяного контакта по скважинам изменяется -1288 м до -1310 м. При этом отмечается тенденция понижения ВНК к своду структуры. Контур нефтеносности в среднем на абсолютной отметке -1310м. Размеры залежи составляют 16,0 х 9,6 км. Сведения о принятом положении ВНК, абсолютные отметки кровли и подошвы объектов, толщины приведены в “Подсчете балансовых запасов нефти и растворенного газа Усинского нефтяного месторождения”.

За весь период разработки пермо-карбоновой залежи, с целью изучения физико-химических свойств нефти были отобраны и исследованы пластовые нефти из 32 скважин и 149 проб дегазированной нефти.

Пластовая температура каменноугольно-нижнепермского водоносного комплекса (36-37,5 ⁰С) характерна для геотермически малоактивных районов; пластовое давление составляет 20,3-24,6 МПа в интервалах глубин 1960-2100 м и 2326 – 2432 м соответственно.

Нужна помощь в написании отчета?

Подробнее

Запасы нефти и газа.

Площадь подсчитанных запасов составляет 110501 тыс. м², в том числе по категориям В – 36 700 тыс.м² и С₁ – 73 801 тыс.м². Среднее значение эффективных нефтенасыщенных толщин в целом по залежи составило 47,31 м, в том числе по категории В – 85,99 м, С₁ — 28,08 м.

Значения плотности нефти, пересчетного коэффициента и газосодержания были приняты по результатам двукратного и дифференциального разгазирования глубинных проб нефти.

Принятые по объектам разработки средневзвешенные значения коэффициентов составляют пористости 0,19-0,20 и нефтенасыщенности 0,74-0,79 получены по данным интерпретации ГИС скважин с полным комплексом с учетом уточненных петрофизических зависимостей по керну.

В целом начальные балансовые запасы нефти на данной залежи составили 733537 тыс. т, а балансовые запасы растворенного газа 16945 млн.м^3.

По I объекту отобраны и исследованы 5 проб нефти. Пластовая нефть недонасыщена газом (давление насыщения 6,9-7,4 МПа ниже пластового давления). Пластовая нефть характеризуется низким газосодержанием (21,8-24,2 м³/т), высокой вязкостью (610-680 мПа·с), высокой плотностью (0,932-0,934 г/см³).

II объект разработки освещен исследованиями, проведенными по 5 скважинам. Давление насыщения изменяется в пределах 4,1-9,5 МПа. Нефть характеризуется низким газосодержанием (18,5-25,3 м³/т), высокой вязкостью (586-2024 мПа·с), высокой плотностью (0,923-0,945 г/см³).

III объект разработки (исследовано 3 скважины) характеризуется следующими параметрами пластовой нефти:

– давление насыщения нефти газом изменяется в пределах 4,1-9,5 МПа;

– газосодержание низкое (17,6-26,0 м³/т);

– вязкость высокая (344-1151,7 мПа·с);

– плотность пластовой нефти высокая (0,925-0,960 г/см³).

В скважинах 1152 и 1190 (верхний объект) отмечена относительно низкая вязкость пластовой нефти (344 и 295 мПа·с, соответственно).

В целом по месторождению пластовую нефть можно характеризовать как высоковязкую (344 — 2024 мПа·с) со средним значением вязкости 710 мПа·с, с высоким значением плотности до 923 кг/м³. Давление насыщения нефти газом — 7,5 МПа. Нефть залежи характеризуется низким газосодержанием от 17,6 до 26,0 м³/т, среднее значение составило 23,1 м³/т. Объемный коэффициент 1,05.

Нужна помощь в написании отчета?

Заказать отчет

Дегазированные нефти пермо-карбоновой залежи I объекта разработки были исследованы по 27 скважинам. Нефть (таблица 1.3) характеризуется высокой плотностью (971 — 980 кг/м³), высокой динамической вязкостью 3490 — 8081 мПа·с при 20^оС, при 50^оС лишь 584,67 мПа·с.

По II объекту разработки исследованы 42 скважины. Дегазированная нефть характеризуется высокой плотностью (965 — 980 кг/м³), высокой вязкостью 1931 — 6217 мПа·с при 20^оС, при 50^оС 239 — 529 мПа·с.

Дегазированная нефть III объекта, исследованная в 47 скважинах, высоковязкая (3354 — 5255 мПа·с), с высокой плотностью (952 — 977 кг/м³).

Дегазированные нефти всех объектов — тяжелые (952 — 980 кг/м³), высоковязкие, относятся к классу высокосернистых (до 2,5 % мас.), малопарафиновых (до 0,34 % мас.), высокосмолистых (23,64 % мас.), с низким содержанием бензиновых фракций. Температура застывания — ниже минус 12^оС. Параметры, характеризующие физико-химические свойства дегазированных нефтей — плотность, вязкость, содержание асфальто-смолистых веществ, — значительно различаются в эксплуатационных объектах. Нефти нижней толщи, в сравнении с нефтями вышележащих объектов, более тяжелые, более вязкие, то есть имеет место закономерность изменения плотности и вязкости от глубины залегания.

Выделившийся из нефти газ — легкий, по всем объектам разработки, состоит, в основном, на 87 % мольного объема из метана. Газ характеризуется малой концентрацией пропан-пентановой фракции (менее 5 %). Содержание неуглеводородных компонентов: углекислого газа и азота 0,18 и 1,63 %, соответственно.

Подземные воды, приуроченные к рассматриваемой части залежи тяжелой нефти, циркулируют в каменноугольно — нижнепермском водоносном комплексе (С₁v — P₁) и имеют сравнительно однородный состав как по площади, так и разрезу. Ниже приводится характеристика гидрохимических условий всего водоносного комплекса, его водообильности, микрокомпонентного состава, а также его термобарических условий.

Данный водоносный комплекс представлен известняками, глинистыми и доломитизированными, а также массивными ангидритами и изолирован от нижележащих отложений водоупором нижнекаменноугольного возраста (С₁v), а от вышележащих — глинами верхнепермского возраста (P₂u).

Пластовые воды этого комплекса представляют собой рассолы хлор-кальциевого типа по классификации В.А.Сулина с общей минерализацией, изменяющейся в диапазоне 43,598 — 96,881 г/л, плотностью от 1,0323 до 1,0770 г/л и преобладанием в солевом составе хлоридов натрия (327,65 -1196,20 мг-экв/л) и кальция (200,00 — 560,00 мг-экв/л) (таблица 1.4), причем для рассматриваемых подземных вод характерно отсутствие в растворе сульфатов натрия, а иногда и кальция.

Таблица 1.5 — Свойства и состав пластовых вод

Параметр	Количество исследованых		Диапазон изменения	Среднее значение
Параметр	скважин	проб	Диапазон изменения	Среднее значение
Газосодержание, м³/м³	3	3	0,52 -0,92	0,675
Плотность воды, кг/м³
— в стандартных условиях	21	35	1015,0 — 1077,0	1054,0
Вязкость в пластовых условиях, мПа·с				0,95
Химический состав вод, мг/л
Na⁺+ К⁺	21	35	327,65 — 1196,20	849,92
Ca ⁺²	21	35	200,00- 560,00	300
Mg ⁺³	21	35	90,490 — 555,60	210
Cl ^—	21	35	708,87-1642,40	1330
HCO₃^—	21	35	0,10- 11,60	9,8
SO₄^-2	21	35	0,03-49,20	19,12
Вr^—	10	23	45,21-197,5	149,67
J^—	10	18	1,27 -16,9	7,94
B⁺³	2	2	66-72	69
Общая минирализация , г/л	21	35	43,59- 96,88	75,04
Водородный показатель, рН	21	35	4,0-8,2	6,9
Химический тип воды, преимущественный (по Сулину В.А.)	Cl-Ca

Наличие в пластовых водах сероводорода (до 209 мг/л) обусловливает коррозионные свойства воды. Присутствие в рассолах ионов железа при наличии сероводорода в щелочной среде (водородный показатель пластовых вод рН достигает 8,2) может вызывать образование нерастворимых соединений железа (Fe⁺⁺ + H₂S = FeS + H₂).

Концентрация промышленно-ценных компонентов в пластовых водах каменноугольно-нижнепермских отложений (йод — до 16,9 мг/л; бром — до 197,5 мг/л) не всегда достигает кондиционных значений, хотя в попутных водах, извлекаемых совместно с нефтью при разработке залежи, содержание их несколько выше (I – 22,2 мг/л; Br — 217,89 мг/л; B — 72,0 мг/л).

Состав растворенных в воде газов азотно-метановый, диапазон изменения газового фактора от 0,52 до 0,92 нм³/м³. Водообильность комплекса характеризуется дебитами от единиц до 230 м³/сут.

Пластовая температура каменноугольно-нижнепермского водоносного комплекса (24-19,5^оС) характерна для геотермически малоактивных районов; пластовое давление составляло – 9- 14,0 МПа в интервалах глубин 1000 – 1380м в начальный период разработки залежи.

Для закачки теплоносителя (пара) в залежь, используются пресные воды из водозаборных скважин, а утилизация попутно добываемой воды производится в песчаники чаркобожской свиты нижнего триаса, для чего оформлен горный отвод и создан полигон подземного захоронения сточных вод.

1.3. Характеристика проекта разработки месторождения

Запасы нефти и растворенного газа по залежи приведены в таблице 1.6 по трем объектам разработки, утверждены ЦКЗ Минприроды РФ (протокол № 24) и приняты на баланс в 1998 г.

Нужна помощь в написании отчета?

Заказать отчет

Таблица 1.6 — Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа

Объект	Категория запасов	Зона	Площадь нефтеносности, тыс.м²	Средняя эффективная нефтенасыщенная толщиа, м	Объем нефтенасыщенных пород, тыс. м³	Коэффициент пористости, доли ед.	Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.	Пересчетный коэффи- циент, доли ед.	Плотность нефти, кг/м³	Начальные геологические запасы нефти,	Газовый фактор, м³/т	Начальные геологические запасы растворенного газа, млн. м³
I	В	Н	27 022,0	30,0	809 927,2	0,21	0,74	0,95	962,0	115 595,0	23,1	2 670,2
		ВН	7 335,0	54,7	400 906,9	0,20	0,74	0,95	962,0	53 447,0	23,1	1 234,6
		Н+ВН	34 357,0	35,2	1 210 834,1	0,21	0,74	0,95	962,0	169 042,0	23,1	3 904,9
	С₁	Н	8 448,0	24,8	209 100,6	0,21	0,74	0,95	962,0	29 843,0	23,1	689,4
		ВН	15 700,0	12,7	199 809,7	0,21	0,74	0,95	962,0	28 112,0	23,1	649,4
		Н+ВН	24 148,0	16,9	408 910,3	0,21	0,74	0,95	962,0	57 955,0	23,1	1 338,8
	В+С₁	Н	35 470,0	28,7	1 019 027,8	0,21	0,74	0,95	962,0	145 438,0	23,1	3 359,6
		ВН	23 035,0	26,1	600 716,6	0,20	0,74	0,95	962,0	81 559,0	23,1	1 884,0
		Н+ВН	58 505,0	27,7	1 619 744,4	0,21	0,74	0,95	962,0	226 997,0	23,1	5 243,6
II	В	Н	34 573,0	33,1	1 143 488,1	0,19	0,79	0,95	962,0	157 635,6	23,1	3 641,4
		ВН	798,0	33,5	26 724,4	0,19	0,79	0,95	962,0	3 684,1	23,1	85,1
		Н+ВН	35 371,0	33,1	1 170 212,5	0,19	0,79	0,95	962,0	161 319,7	23,1	3 726,5
	С₁	Н	25 811,0	21,3	550 525,5	0,19	0,79	0,95	962,0	75 892,7	23,1	1 753,1
		ВН	24 473,0	8,3	203 615,0	0,19	0,79	0,95	962,0	28 069,4	23,1	648,4
		Н+ВН	50 284,0	15,0	754 140,5	0,19	0,79	0,95	962,0	103 962,1	23,1	2 401,5
	В+С₁	Н	60 384,0	28,1	1 694 013,6	0,19	0,79	0,95	962,0	233 528,3	23,1	5 394,5
		ВН	25 271,0	9,1	230 339,4	0,19	0,79	0,95	962,0	31 753,4	23,1	733,5
		Н+ВН	85 655,0	22,5	1 924 353,0	0,19	0,79	0,95	962,0	265 281,8	23,1	6 128,0
III	В	Н	34 516,0	22,4	774 788,8	0,20	0,78	0,95	962,0	111 006,9	23,1	2 564,3
	С₁	Н	47 085,0	14,9	700 081,1	0,20	0,78	0,95	962,0	100 303,2	23,1	2 317,0
		ВН	19 856,0	10,5	209 020,0	0,20	0,78	0,95	962,0	29 947,1	23,1	691,8
		Н+ВН	66 941,0	13,6	909 101,1	0,20	0,78	0,95	962,0	130 250,3	23,1	3 008,8
	В+С₁	Н	81 601,0	18,1	1 474 869,9	0,20	0,78	0,95	962,0	211 310,1	23,1	4 881,3
		ВН	19 856,0	10,5	209 020,0	0,20	0,78	0,95	962,0	29 947,1	23,1	691,8
		Н+ВН	101 457,0	16,6	1 683 889,9	0,20	0,78	0,95	962,0	241 257,2	23,1	5 573,0
По залежи в целом	В	Н+ВН	36 700,0	86,0	3 155 835,4	0,20	0,77	0,95	962,0	441 368,0	23,1	10 195,6
	C₁	Н+ВН	73 801,0	28,1	2 072 151,9	0,20	0,78	0,95	962,0	292 169,0	23,1	6 749,1
	В+С₁	Н+ВН	110 501,0	47,3	5 227 987,3	0,20	0,77	0,95	962,0	733 537,0	23,1	16 944,7

По сложности геологического строения залежь отнесена к группе сложных.

В целом начальные балансовые запасы нефти на залежи составили 733537 тыс.т, а балансовые запасы растворенного газа 16945 млн. м³.

В соответствии с решением ЦКР Роснедра (протокол от 18.01.2007 № 3944) конечный коэффициент нефтизвлечения был увеличен с 0,15 до 0,33, и в государственный баланс запасов за 2007 г. были внесены соответствующие изменения и по состоянию на 1.01.2008 начальные извлекаемые запасы нефти составили 242067 тыс. т, растворенного газа — 5591 млн. м³. С учетом накопленной добычи нефти по состоянию на 1.01.2011 г. в количестве 58248 тыс. т остаточные геологические / извлекаемые запасы нефти по категории В+С₁ составили 675289 / 183819 тыс. т. (таблицы 1.7 и 1.8).

Таблица 1.7 — Состояние запасов нефти при КИН, принятом в проектном технологическом документе

Залежь в целом	Начальные геологические запасы нефти, числящиеся на государственном балансе, тыс. т	Принятые ЦКР Роснедра		Измение НИЗ, (+/-) тыс. т	Запасы нефти на 01.01.2008, тыс. т
		КИН	Начальные извлекаемые запасы (НИЗ), тыс. т		Геологические	Извлекаемые	КИН

	А+В+С₁	А+В+С₁	А+В+С₁	А+В+С₁	А+В+С₁	А+В+С₁
Р₁аs+s +C₂m+b	733 537,0	0,33	242 067,2	132 036,8	680 212,0	188 742,0	0,33

Таблица 1.8 — Состояние запасов нефти на 01.01.2011

Залежь в целом	Начальные запасы нефти, тыс. т						Текущие запасы нефти, тыс. т
	Утвержденные ГКЗ МПР России			На государственном балансе			Текущие запасы нефти, тыс. т
	Геологи-ческие	Извлека-емые	КИН	Геологи-ческие	Извлека-емые	КИН	Геологи-ческие	Извлека-емые	Теку-щий КИН
	А+В+С₁	А+В+С₁	КИН	А+В+С₁	А+В+С₁	КИН	А+В+С₁	А+В+С₁	Теку-щий КИН
Р₁аs+s +C₂m+b	616 853,0	92 528,0	0,15	733 537,0	242 067,2	0,33	675 289,0	183 819,0	0,079

1.4. Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Результаты сравнения фактических и проектных показателей разработки залежи за последние 5 лет (2006 — 2010 годы) приведены в таблице 1.9.

Таблица 1.9 — Сравнение проектных и фактических показателей разработки

№ п/п	Показатели	ед. изм	2006		2007		2008		2009		2010
№ п/п	Показатели	ед. изм	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт
1	Добыча нефти	тыс. т	1 539,6	1 539,6	1 508,2	1 536,1	1 559,8	1 557,6	1 535,2	1 572,7	1605,7	1791,8
2	из переxодящих скважин	тыс. т	1 539,6	1 539,6	1 506,0	1 527,6	1 559,1	1 548,8	1 535,2	1 563,0	1605,7	1743,1
3	из новыx скважин	тыс. т	0,0	0,0	2,2	8,5	0,7	8,8	0,0	9,7	0	48,7
4	Ввод новых добывающих скважин	скв	0	0	1	6	2	9	0	6	0	17
5	из эксплуатационного бурения	скв	0	0	1	6	1	0	0	2	0	1
6	из разведочного бурения	скв	0	0	2	0	0	0	0	0	0	0
7	переводом с других объектов	скв	0	0	0	0	1	9	0	4	0	16
9	Среднесуточный дебит нефти новой скважины	т/сут	0,0	0,0	22,5	11,2	3,0	6,5	0,0	7,2	0	20,6
10	Среднее число дней работы новой скважины	сут	0,0	0,0	98,0	126,7	121,9	152,0	0,0	225,0	0	139
11	Средняя глубина новой скважины	м	0,0	0,0	2 500,0	0,0	2 100,0	1 726,9	0,0	833,3	0	1830,0
12	Эксплуатационное бурение	тыс. м	0,0	0,0	5,0	0,0	5,2	5,2	2,5	2,5	5,1	5,1
13	добывающие скважины	тыс. м	0,0	0,0	2,5	0,0	5,2	2,5	1,5	1,7	0	1,5
14	вспомогательные и специальные скважины	тыс. м	0,0	0,0	2,5	0,0	0,0	2,7	1,0	0,8	5,1	3,6

Продолжение таблицы 1.9.

№ п/п	Показатели	ед. изм	2006		2007		2008		2009		2010
№ п/п	Показатели	ед. изм	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт
15	Расч.время работы новых скваж.пред. года в данном году	скв/ сут	0,0	0,0	669,1	0,0	1 976,5	2 098,0	695,7	3 130,6	0	340,1
16	Расч.доб.нефти из нов.скваж. пред.года в данном году	тыс. т	0,0	0,0	15,1	0,0	22,1	23,5	2,1	20,3	0	2,4
17	Добыча нефти из переxодящих скважин предыдущего года	тыс. т	1 483,5	1 483,5	1 489,4	1 539,6	1 527,6	1 527,6	1 559,1	1 548,8	1567,1	1563,0
18	Расч. добыча нефти из перех. скваж. данного года	тыс. т	1 483,5	1 483,5	1 504,5	1 539,6	1 549,7	1 551,1	1 561,1	1 569,1	1567,1	1565,4
19	Ожид. добыча нефти из перех. скваж. данного года	тыс. т	1 539,6	1 539,6	1 503,8	1 527,6	1 559,1	1 548,8	1 535,2	1 563,0	1605,7	1743,1
20	Изменение добычи нефти из переходящих скважин	тыс. т	56,1	56,1	-0,7	-12,0	9,3	-2,3	-26,0	-6,1	38,5	177,6
21	Процент изменения добычи нефти из переходящих скважин	%	3,8	3,8	0,0	-0,8	0,6	-0,1	-1,7	-0,4	2,5	11,3
22	Мощность новых скважин	тыс. т	0,0	0,0	16,4	0,0	2,0	20,5	0,0	15,0		119,1
23	Выбытие добывающих скважин	скв	0	0	5	1	0	0	0	0	5	48
24	в т.ч. под закачку	скв	0	0	5	1	0	0	0	0		1
25	Фонд добывающих скважин на конец года	скв	875	875	845	884	891	902	891	908	824	861
26	в т.ч. нагнетательных в отработке	скв	26	26	16	30	30	29	30	35	18	29
27	Действующий фонд добывающих скважин на конец года	скв	616	616	625	649	676	685	678	670	728	664
28	Перевод скважин на меxанизированную добычу	скв	0	0	0	6	2	0	2	6	0	17
29	Фонд меxанизированных скважин	скв	875	616	625	649	676	685	678	670	728	664
30	Ввод нагнетательных скважин	скв	0	0	5	4	3	0	0	0	0	0
31	Выбытие нагнетательных скважин	скв	0	0	0	0	0	0	2	0	0	0

Продолжение таблицы 1.9.

№ п/п	Показатели	ед. изм	2006		2007		2008		2009		2010
№ п/п	Показатели	ед. изм	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт
32	Фонд нагнетательных скважин на конец года	скв	75	75	83	81	81	78	79	78	105	69
33	Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года	скв	25	25	35	27	30	31	30	28	55	25
34	Средний дебит жидкости действующих скважин	т/сут	41,8	41,8	41,6	40,9	38,8	38,7	39,2	37,2	39,6	46,6
35	Средний дебит жидкости переходящих скважин	т/сут	41,8	41,8	41,5	41,0	38,8	38,8	39,2	37,2	39,6	46,6
36	Средний дебит жидкости новых скважин	т/сут	0,0	0,0	102,3	56,0	9,4	23,9	0,0	37,5	0	49,2
37	Средн. обводненность продукции действующего фонда скважин	%	81,4	81,4	82,4	82,4	82,4	82,4	83,3	82,0	83,1	83,0
38	Средняя обводненность продукции переходящих скважин	%	81,4	81,4	82,4	82,5	82,4	82,4	83,3	82,0	83,1	83,3
39	Средняя обводненность продукции новых скважин	%	0,0	0,0	78,0	80,0	68,6	72,8	0,0	80,8	0	58,1
40	Средний дебит нефти действующих скважин	т/сут	7,8	7,8	7,3	7,2	6,8	6,8	6,5	6,7	6,7	7,9
41	Средний дебит нефти переходящих скважин	т/сут	7,8	7,8	7,3	7,2	6,8	6,8	6,5	6,7	6,7	7,8
42	Средняя приемистость нагнетательных скважин	т/сут	204,6	204,6	230,0	203,0	203,0	184,2	203,0	133,2	200,0	210,0
43	Добыча жидкости	тыс. т	8 292,8	8 292,5	8 565,0	8 739,0	8 885,0	8 852,9	9 191,6	8 727,6	9514,0	10526,4
44	из переxодящиx скважин	тыс. т	8 292,8	8 292,5	8 545,0	8 724,9	8 882,7	8 820,5	9 191,6	8 677,8	9514,0	10410,3
45	из новыx скважин	тыс. т	0,0	0,0	10,0	14,1	2,3	32,4	0,0	49,8	0,0	116,1
46	Добыча жидкости с начала разработки	тыс. т	151 198,9	151 198,6	159 899,1	159 937,6	168 822,6	168 790,5	178 014,2	177 518,1	187299	188044,5
47	Добыча нефти с начала разработки	тыс. т	51 789,0	51 789,0	53 250,0	53 325,1	54 884,9	54 882,7	56 420,1	56 455,4	57962	58247,2

Продолжение таблицы 1.9.

№ п/п	Показатели	ед. изм	2006		2007		2008		2009		2010
№ п/п	Показатели	ед. изм	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт	проект	факт
48	Текущий коэффициент нефтеизвлечения	доли ед.	0,071	0,071	0,073	0,073	0,075	0,075	0,077	0,077	0,079	0,079
49	Отбор от утвержденных извлекаемых запасов	%	21,4	47,1	22,0	22,0	22,7	22,7	23,3	23,3	23,90	24,1
50	Темп отбора от начальных утвержденных извлекаемых запасов	%	0,64	1,40	0,60	0,63	0,60	0,64	0,60	0,65	0,70	0,74
51	Темп отбора от текущих извлекаемых запасов	%	0,80	2,58	0,80	0,81	0,80	0,83	0,80	0,84	0,90	0,97
52	Закачка пара	тыс. т	1 871,1	1 871,1	2 320,0	1 564,3	1 673,7	1 674,7	1 684,4	1 499,6	3618		1455,5
53	Закачка пара с начала разработки	тыс. т	19 014,8	19 014,8	21 334,8	20 579,1	22 252,9	22 253,8	23 937,3	23 753,4	30845	25208,9
54	Компенсация отбора : текущая	%	22,9	22,9	26,5	18,2	19,1	19,2	18,6	17,5	37,2	14,1
55	Компенсация отбора : с начала разработки	%	13,0	13,0	12,8	12,9	13,2	13,2	13,5	13,4	15,8	13,5

За период 2006 – 2007 годы сопоставление фактических и проектных показателей проводилось в соответствии с утвержденным «Дополнением к технологической схеме разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения» (2006 г.). Как следует из данных таблицы 4.1 в 2006 г. фактические показатели разработки залежи соответствовали проектным. В 2007 г. при соответствии уровней добычи нефти и жидкости, фонда добывающих скважин, дебитов и обводненности, фактические объемы нагнетания теплоносителя на 32,6 % были ниже проектных (факт – 1564,3 тыс. т, проект – 2320,0 тыс. т). Обусловлено это как меньшим фондом нагнетательных скважин в результате их неудовлетворительного технического состояния на участках паротеплового воздействия, так и переходом на циклический режим нагнетания теплоносителя, предусматривающий полное прекращение закачки в течение 2 — 3 месяцев.

В качестве проектных показателей за 2008 – 2009 годы в таблице 1.7 представлены утвержденные значения в соответствии с решением ЦКР Роснедра о рассмотрении «Авторского надзора за реализацией дополнения к технологической схеме разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения за 2007 г.» (протокол от 04.12.08 № 4452).

Из сопоставления проектных и фактических показателей разработки залежи за 2008 – 2009 годы следует, что в эти годы фактическая добыча нефти практически соответствовала проектной.

В 2010 г. годовая добыча нефти из пермо-карбоновой залежи превысила плановую (1537,0 тыс т) и проектную (1605,7 тыс т) и доведена до 1791,9 тыс т, что на 219,2 тыс т. больше, чем в 2009 г.

Для увеличения нефтедобычи в течение 2010 г. были активизированы работы по интенсификации процесса извлечения нефти, прежде всего, посредством оптимизации работы действующих скважин при помощи увеличения производительности ГНО. В результате в 2010 г. резко увеличился отбор жидкости из залежи до 10526,4 тыс. т.

По сравнению с плановой фактическая закачка теплоносителя в 2010 г. оказалась на 272,9 тыс. т или 15,7 % меньше и составила 1499,6 тыс. т вместо запланированных 1728,5 тыс.т. Это связано с ограничением поставок природного газа для производства пара в январе – апреле 2010 г. Отставание фактической закачки теплоносителя в 2010 г. от проектного уровня (3618 тыс. т) объясняется меньшим числом действующих нагнетательных скважин (25 единиц), вместо проектных 55 единиц.

Откуда видно, что в если в период 2006 – 2009 годов годовая добыча нефти по залежи стабильно держалась на уровне 1530 — 1570 тыс.т, то в 2010 г. добыча нефти возросла на 13,9 % до 1791,9 тыс. т. Средние дебиты скважин по нефти увеличилась с 6,7 до 7,9 т/сут при росте обводненности продукции с 82 до 83 %.

По состоянию на 01.01.11 на залежи добыто 58,247 млн. т нефти и 188,044 млн. т жидкости. Коэффициент текущей нефтеотдачи на залежи составил 7,9 %. Всего закачано теплоносителя — 46,8 млн. т., в том числе в виде пара — 25,2 млн. т.

Наибольшие текущие отборы нефти характерны для зоны ПТВ (все три объекта разработки), а также северной части (средний и верхний объекты разработки) и восточной части (средний объект разработки) залежи. В связи с вводом в 2010 г. новых добывающих скважин увеличились отборы малообводненной нефти в юго-восточной части залежи (нижний и средний объекты разработки).

Нужна помощь в написании отчета?

Цена отчета

1.5. Методы воздействия на пласт

Главными осложняющими факторами в достижении максимального коэффициента извлечения нефти (КИН) по продуктивным пластам Усинского месторождения является значительная неоднородность коллекторов и существенная изменчивость продуктивности по площади и разрезу. Несмотря на высокое содержание парафина и асфальто-смолистых веществ, они не оказывают заметного влияния на величину конечного КИН.

Учитывая последовательность процесса строительства и эксплуатации скважин, в первую очередь следует признать, что для повышения КИН очень важным являются условия максимально возможного сохранения естественных фильтрационных свойств продуктивных пластов при бурении и освоении скважин, выполнение работ по воздействию на пласт соляной кислотой, как обширных, так и селективных обработок.

Целесообразным и, как показывает опыт работ на аналогичных месторождениях, весьма эффективным является процесс закачки воды в циклическом режиме с обязательным сочетанием изменения направления фильтрационных потоков. В этом случае прирост нефтеотдачи достигает 3-5%. Интенсификация и регулирование разработки достигаются при очаговом и избирательном заводнении. Регулирование технологических процессов заводнения опирается на знание и учет особенностей геологического строения залежей нефти, в том числе такого, как гидрофильность коллектора.

Предлагается для повышения КИН осуществлять обогащение нагнетаемой в пласт воды добавками поверхностно-активных веществ (ПАВ), щелочей, закачку нефтекислотных эмульсий и водогазовых смесей. Щелочное заводнение приводит к изменению смачиваемости породы и созданию искусственной гидрофильности, а также усилению капиллярных процессов.

Кроме того, для выравнивания фронта вытеснения положительно зарекомендовал себя метод создания оторочки водного раствора ПАВ. Для этой цели используется чаще всего полиакриламид, выпускаемый заводами в виде геля, порошка или гранул. Обычно применяется в таких случаях концентрация полиакриламида в воде при использовании геля 1-5%, порошка или гранул – 0,08-0,4%. Применение этого метода может быть рекомендовано только после его апробации и с учетом экономической выгоды, определяющей его эффективность.

Глава 2. Сбор и подготовка скважинной продукции

2.1. Состав продукции скважин

В процессе разведки Усинского месторождения были отобраны и исследованы как устьевые, так и глубинные пробы нефти и попутного газа, послужившие исходным материалом для определения физико-химических свойств, товарной характеристики пластового флюида, а также определения необходимых подсчетных параметров для оценки запасов УВ.

Пробы пластовых нефтей изучались в однофазном состоянии, при этом производилось определение давления насыщения с использованием аппаратуры для исследования пластовых нефтей (САМ — 300). Комплекс лабораторных исследований отобранных проб выполнен согласно методическим руководствам, методикам и существующим отраслевым стандартам.

Плотность пластовой нефти определена с использованием пикнометров высокого давления, вязкость — вискозиметров ВВДУ — 2. В последующем приводились к атмосферным условиям путем однократного (ОР), двухступенчатого (ДР), являющего частным случаем дифференциального и многоступенчатого разгазирования. Исследование состава попутного газа осуществлялось стандартным хроматографическим методом по пробам ОР, ДР и МР. Компонентный состав попутного газа определен в % мольных при давлении 0,1 МПа и температуре 20 ⁰С.

Для стандартных условий рассчитаны все физические показатели состава газа: абсолютная и относительная (по воздуху) плотности, молекулярная масса, низшая теплота сгорания и т.п.

Исследование на содержание сероводорода проводилось в лабораторных условиях с применением хроматографического, йодометрического и калориметрического методов. Определение содержания гелия осуществлялось хроматографическим методом с проведением контрольных определений стандартным объемным методом.

III объект разработки (исследовано 3 скважины) характеризуется следующими параметрами пластовой нефти:

– давление насыщения нефти газом изменяется в пределах 4,1-9,5 МПа;

Нужна помощь в написании отчета?

Цена отчета

– газосодержание низкое (17,6-26,0 м³/т);

– вязкость высокая (344-1151,7 мПа·с);

– плотность пластовой нефти высокая (0,925-0,960 г/см³).

В целом по месторождению пластовую нефть можно характеризовать как высоковязкую (344,0-2024,0 мПа·с) среднее значение составило 669 мПа·с, с высоким значением плотности до 0,940 г/см³. При пластовом давлении 14,0 МПа давление насыщения составляет 6,3-9,5 МПа, в среднем 7,51 МПа, то есть нефть значительно недонасыщена газом. Нефть пермо-карбоновой залежи характеризуется низким газосодержанием от 17,6 до 26,0 м³/т, среднее значение составило 21,6 м³/т. Объемный коэффициент – 1,05.

Выделившийся из нефти газ — легкий, по всем объектам разработки в основном, состоит из метана 87 % моль. Газ характеризуется малой концентрацией пропан-пентановой фракции (менее 5 %). Содержание не углеводородных компонентов: углекислого газа и азота 0,18 и 1,63 %, соответственно. В скважине 1082, исследованной в конце 1992 года, обнаружен сероводород в количестве 0,53 % моль. Основной причиной образования и прослеженного с годами разработки его увеличения по-видимому является разложение сероорганических соединений нефти при применении тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов.

Таблица 2.1 — Физико-химические свойства нефти Усинского месторождения

Показатели

Значение

Пластовое – давление, МПа

Температура пласта, ⁰С

Давление насыщения, МПа

Газовый фактор (однократное разгазирование), нм³

Плотность пластовой нефти, кг/м³

Плотность дегазированной нефти при 20⁰С, кг/м³

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с

Вязкость дегазированной нефти при 20⁰С, кг/м³

Температура застывания, ⁰С

Нужна помощь в написании отчета?

Подробнее

Компонентный состав: % вес

Смолы

Асфальта

Серы

Содержание хлористых солей, мг/л

Фракционный состав, % об.

выкипает до ⁰С 200

выкипает до ⁰С 300

Температура вспышки, ⁰С

Температура самовоспламенения, ⁰С

12,23

7,66

16,3

942,2

Нужна помощь в написании отчета?

Цена отчета

969,8

940-1000

4600

ниже –20

18,3

11,8

1,28-2,49

менее 100

5,0

16,9

19,5-20,5

выше 360

Подземные воды, приуроченные к рассматриваемой части залежи тяжелой нефти, циркулируют в каменноугольно — нижнепермском водоносном комплексе (С₁v — P₁) согласно гидрогеологической стратификации разреза осадочных пород Тимано — Печорской нефтегазоносной провинции и, в частности, разреза Усинского месторождения.

Нужна помощь в написании отчета?

Подробнее

Пластовые воды этого комплекса представляют собой рассолы хлор-кальциевого типа по классификации В. А. Сулина с общей минерализацией, изменяющейся в диапазоне 43,598 — 96,881 г/л, плотностью от 1,0323 до 1,0770 г/л и преобладанием в солевом составе хлоридов натрия (327,65 -1196,20 мг-экв/л) и кальция (200,00 — 560,00 мг-экв/л).

2.1. Технология и характеристика системы сбора и подготовки продукции скважин на промысле

В ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» сбор и промысловая подготовка нефти осуществляется на Усинском, Возейском, Верхне-Возейском, Харьягинском, Леккерском и Суборском, Южно-Шапкинском, Осваньюрском, Пашшорском и Верхне-Грубешорском месторождениях.

Нефть продуктивных горизонтов Усинского месторождения относится к категории высоковязких, тяжелых, малосернистых, парафинистых нефтей с температурой застывания, соответственно, -19 и -20 ⁰С.

Вследствие этого возникают серьезные осложнения из-за парафинизации выкидных линий и нефтесборных коллекторов при их эксплуатации.

Продукция, добываемая из скважин Усинского месторождения поступает по нефтепроводу на групповую замерную установку «Спутник», (приложение А) после чего подается на дожимную насосную станцию, на которой осуществляется первая ступень сепарации при давлении 0,5-0,6 МПа, а также предварительный сброс поступившей воды.

Дожимная насосная станция (ДНС) включает в себя следующий комплекс сооружений:

площадку сепараторов и буферных емкостей;
насосную станцию;
узел замера объема нефти;
насосный блок откачки промстоков;
подземную дренажную емкость;
факельное сооружение и блок вспомогательных сооружений;
установку предварительного сброса воды и очистные сооружения пластовых и сточных вод;
резервуар для нефти.

На центральном пункте сбора подготовка нефти осуществляется в соответствии со следующими требованиями, содержание воды не более 1 %, солей – не более 900мг/л и взвешенных частиц – не более 0,05 %.

Пластовая вода, после предварительного сброса на установке и прохождения очистных сооружений по водоводам высокого давления подается для закачки в пласт.

Система подготовки продукции скважин включает две ступени сепарации с последующей осушкой и отдувкой газа перед подачей его потребителю; включает также блоки обессоливания и обезвоживания.

Наличие сероводорода в нефти Усинского месторождения может привести к активной коррозии труб системы сбора продукции. В связи с этим предлагается осуществить от скважины надземную прокладку выкидных линий и нефтесборных коллекторов в теплоизоляции с тем, чтобы можно было легко произвести замену поврежденных труб. В качестве альтернативы, на усмотрение недропользователя, предлагается использование труб с внутренним покрытием, или пластиковых, срок службы которых более 25 лет.

Раздельное извлечение газа из скважин не предусматривается. Попутный газ совместно с нефтью по нефтепроводу транспортируется до ДНС, затем продукция поступает на ЦПС Усинского месторождения, где происходит сепарация, после чего часть газа поступает на печи подогрева нефти, а остальная часть поступает на выкидную линий, где происходит его сжигание на факеле.

2.3. Замер продукции скважин

Для замера продукции скважин Усинского месторождения применяют автоматические устройства по замеру продукции скважин (АГЗУ) «Спутник». Она состоит из блока технологического и блока автоматики. Блок технологический имеет несколько исполнений в зависимости от количества подключаемых скважин, условного прохода и производительности. Максимально возможное количество подключаемых скважин 14. Все оборудование смонтировано на металлическом основании, по периметру которого крепятся трехслойные металлические панели с утеплителем. Установки имеют электрическое освещение, отопление, принудительную вентиляцию.

Принцип работы автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ) «Спутник» заключается в следующем: продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ. При помощи ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне.

Нужна помощь в написании отчета?

Подробнее

Управление переключением скважин осуществляется блоком управления по установленной программе или оператором. Наличие обводной линии (байпаса) и счетчика с устройством индикации позволяет производить замер дебита скважин в ручном режиме при неисправном ПСМ. Крепление ПСМ к трубопроводам выполнено быстросъемными соединениями (с помощью двух полухомутов), что позволяет провести его замену при ремонте. Блок технологический может выпускаться с антикоррозионным покрытием внутренних поверхностей технологических трубопроводов, ПСМ и емкости сепарационной.

Глава 3. Экономика предприятия

3.1. Структура предприятия

В ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» входят три территориальных производственных предприятия (ТПП) — «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз», «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» и «ЛУКОЙЛ-Севернефтегаз».

ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» работает на территории Республики Коми и Ненецкого автономного округа. Разрабатывает северную группу месторождений: Усинское, Возейское, Харьягинское, Верхне-Возейское, Восточно-Мастеръельское, Леккерское, Южно-Шапкинское, Пашшорское и Суборское.

В состав ТПП входят:

— восемь цехов по добыче нефти и газа;

— три цеха по подготовке и перекачке нефти;

— цех паротеплового воздействия;

— цех поддержания пластового давления;

— цех по транспортировке и сдаче нефти;

— цех капремонта трубопроводов и сооружений;

— цех пароводоснабжения и канализации;

— участок антикоррозийной защиты.

3.2. Основные технико-экономические показатели предприятия

Основные технико-экономические показатели ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» за 2007год рассмотрены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 — Основные технико-экономические показатели ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» за 2007г.

№ п/п	Показатели	Един. измер.	2006 год Факт	2007 г.		Отклонения		%
№ п/п	Показатели	Един. измер.	2006 год Факт	План	Факт	от плана	от факта 2006 г.	от плана	от факта 2006 г.
	I. Производство
1	Прирост извлекаемых запасов	млн.т
2	Коэффициент возмещения запасов	%
3	Эффективность геологоразведочных работ	руб./т
4	Добыча нефти	тыс.т	7 277,832	8 698,597	8 698,764	0,167	1 420,932	100,0	119,5
5	Сдача нефти	тыс.т
6	Товарная нефть	тыс.т	7 234,582	8 635,072	8 645,296	10,224	1 410,714	100,1	119,5
7	Реализация нефти всего, в т.ч.	тыс.т
	— внутренний рынок	тыс.т
	— экспорт	тыс.т
8	Добыча попутного газа	млн.м³	543,259	535,943	542,839	6,896	-0,420	101,3	99,9
9	Газовый фактор	м³/т	93,6	91,6	95,9	4,3	2,3	104,7	102,4
10	Ресурсы газа	млн.м³	681,171	796,762	834,008	37,246	152,837	104,7	122,4
11	Уровень использования попутного газа	%	79,8	67,3	65,1	-2,2	-14,7	96,8	81,6
12	Добыча природного газа	млн.м³

Продолжение таблицы 3.1

№ п/п	Показатели	Един. измер.	2006 год Факт	2007 г.		Отклонения		%
№ п/п	Показатели	Един. измер.	2006 год Факт	План	Факт	от плана	от факта 2006 г.	от плана	от факта 2006 г.
13	Товарный газ, всего	млн.м³	93,915	29,708	30,545	0,837	-63,370	102,8	32,5
	— попутный	млн.м³	93,915	29,708	30,545	0,837	-63,370	102,8	32,5
	— природный	млн.м³
14	Добыча нефти за счет повышения нефтеотдачи пластов	тыс.т	316,563	395,546	389,649	-5,897	73,086	98,5	123,1
15	Добыча жидкости	тыс.т	31 160,09	35 939,761	34 726,423	-1 213,338	3 566,337	96,6	111,4
16	Обводненность нефти	%	76,6	75,8	75,0	-0,8	-1,6	98,9	97,8
17	Среднесуточный дебит 1 нефтяной скважины
	— по жидкости	т /сут	65,1	67,6	65,2	-2,4	0,1	96,4	100,2
	— по нефти	т /сут	15,3	16,5	16,3	-0,2	1,0	98,8	106,5
18	Закачка воды в пласт	тыс.м³	22 496,26	24 098,99	23 990,70	-108,30	1 494,44	99,6	106,6
19	Закачка теплоносителя	тыс.т	1 871,18	2 001,26	1 564,34	-436,92	-306,85	78,2	83,6
20	Ввод новых нефтяных скважин	скв.	18	33	46	13	28	139,4	255,6

Продолжение таблицы 3.1

№ п/п	Показатели	Един. измер.	2006 год Факт	2007 г.		Отклонения		%
№ п/п	Показатели	Един. измер.	2006 год Факт	План	Факт	от плана	от факта 2006 г.	от плана	от факта 2006 г.
21	Ввод нагнетательных скважин	скв.	10	2	11	9	1	550,0	110,0
22	Ввод газовых скважин	скв.
23	Ввод нефтяных скважин из бездействия с прошлых лет (в т.ч. из консервации)	скв.	212	223	180	-43	-32	80,7	84,9
24	Добыча нефти из скважин, введенных из бездействия с прошлых лет (в т.ч. из консервации)	тыс.т	300,526	300,202	263,682	-36,520	-36,844	87,8	87,7
25	Эксплуатационный фонд нефтяных скважин на конец периода	скв.	2355	2 391	2 414	23	59	101,0	102,5
	в т.ч. действующий	скв.	1495	1 609	1 612	3	117	100,2	107,8
26	Среднедействующий фонд нефтяных скважин	скв.	1430	1 620	1 534	-86	104	94,7	107,2
27	Эксплуатационный фонд газовых скважин на конец периода	скв.
	в т.ч. действующий	скв.
28	Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на конец периода	скв.	656	652	653	1	-3	100,2	99,5
	в т.ч. действующий	скв.	293	283	289	6	-4	102,1	98,6
29	Весь фонд скважин на конец периода	скв.	4133	4 158	4 155	-3	22	99,9	100,5
30	Принято скважин на баланс, всего	скв.	19	31	43	12	24	138,7	226,3
	в т.ч. — от буровых организаций	скв.	18	31	39	8	21	125,8	216,7
	— от сторонних организаций	скв.	1		4	4	3		400,0

Продолжение таблицы 3.1

№ п/п	Показатели	Един. измер.	2006 год Факт	2007 г.		Отклонения		%
№ п/п	Показатели	Един. измер.	2006 год Факт	План	Факт	от плана	от факта 2006 г.	от плана	от факта 2006 г.
31	Передано скважин	скв.			21	21	21
	II. Капитальный и текущий ремонт скважин
32	Количество капитальных ремонтов скважин	рем.	405	458	481	23	76	105,0	118,8
	— выполненные собственными бригадами	рем.	2		3	3	1		150,0
	— выполненные сторонними предприятиями	рем.	403	458	478	20	75	104,4	118,6
33	Количество текущих ремонтов скважин	рем.	1906	1 740	1 844	104	-62	106,0	96,7
	— выполненные собственными бригадами	рем.	1770	1 740	1 742	2	-28	100,1	98,4
	— выполненные сторонними предприятиями	рем.	136		102	102	-34		75,0
34	Среднеспмсочное кол-во бр.кап. ремонта скважин	бр.	21,3	24,3	25,2	0,9	3,9	103,7	118,3
	— собственных	бр.	0,2		0,1	0,1	-0,1		50,0
	— сторонних предприятий	бр.	21,1	24,3	25,1	0,8	4,0	103,3	119,0
35	Среднеднесписочное кол-во бр.тек. ремонта скважин	бр.	14,0	12,8	13,4	0,6	-0,6	104,7	95,7
	— собственных	бр.	13,0	12,8	12,5	-0,3	-0,5	97,7	96,2
	— сторонних предприятий	бр.	1,0		0,9	0,9	-0,1		90,0

Продолжение таблицы 3.1.

№ п/п	Показатели	Един. измер.	2006 год Факт	2007 г.		Отклонения		%
№ п/п	Показатели	Един. измер.	2006 год Факт	План	Факт	от плана	от факта 2006 г.	от плана	от факта 2006 г.
	III. Численность и заработная плата
36	Численность работающих, всего	чел.	2515	2 373	2 340	-32	-175	98,6	93,1
	в том числе:
	— АУП	чел.	149	158	158	0	9	99,9	106,1
	— промышленно-производственный персонал	чел.	2076	2 214	2 182	-32	106	98,6	105,1
	— непромышленный персонал	чел.	290				-290
37	Фонд заработной платы и выплаты социального характера, всего	тыс. руб.	976 514	1 183 777	1 326 039	142 262	349 525	112,0	135,8
	в том числе:
	— АУП	тыс. руб.	100 686	115 609	138 678	23 069	37 992	120,0	137,7
	— промышленно-производственный персонал	тыс.руб.	811 156	1 068 168	1 187 361	119 193	376 205	111,2	146,4
	— непромышленный персонал	тыс.руб.	64 672				-64 672
38	Среднемесячный доход на 1 работающего, всего	руб.	38 829	41 580	47 219	5 639	8 390	113,6	121,6
	в том числе:
	— АУП	руб.	67 574	60 879	73 104	12 225	5 530	120,1	108,2
	— промышленно-производственный персонал	руб.	39 073	40 201	45 343	5 143	6 270	112,8	116,0
	— непромышленный персонал	руб.	24 786				-24 786

Продолжение таблицы 3.1.

№ п/п	Показатели	Един. измер.	2006 год Факт	2007 г.		Отклонения		%
№ п/п	Показатели	Един. измер.	2006 год Факт	План	Факт	от плана	от факта 2006 г.	от плана	от факта 2006 г.
	IV. Себестоимость
39	Производственная себестоимость товарной продукции в т.ч.	тыс.руб.	21 944 663	23 130 578	26 317 792	3 187 214	4 373 129	113,8	119,9
	— нефть	тыс.руб.	21 721 586	22 966 202	26 091 272	3 125 070	4 369 686	113,6	120,1
	— газ попутный	тыс.руб.	223 077	164 376	226 520	62 144	3 443	137,8	101,5
40	Производственная себестоимость единицы продукции
	— 1 тонны товарной нефти	руб./т	3 002,470	2 659,64	3 017,97	358,33	15,50	113,5	100,5
	— 1 тыс.м³попутного газа	руб/тм3	2 375,30	5 533,06	7 416,01	1 882,96	5 040,71	134,0	312,2
41	Управленческие расходы (всего)	тыс.руб.	171 559	239 635	235 723	-3 912	64 164	98,4	137,4
42	Коммерческие расходы (всего)	тыс.руб.		371	394	23	394	106,2
43	Производственная себестоимость товарной нефти без налогов и амортизации	тыс.руб.	5 433 153	7 207 911	7 187 244	-20 667	1 754 091	99,7	132,3
44	Расходы на 1 тн.нефти, не зависящие от цены и объемов	руб./т	751,00	834,73	831,35	-3,38	80,35	99,6	110,7
45	Расходы на 1 тн.нефти, зависящие от цены и объемов	руб./т	2 251,47	1 824,92	2 186,63	361,71	-64,84	119,8	97,1

3.3. Методики расчета экономической эффективности применяемых геолого-технических мероприятий

Для Усинского, Возейского месторождения ТПП «Лукойл-Усинскнефтегаз» характерны следующие методики: расчет экономической эффективности мероприятий по удалению и предотвращению от асфальтопарафиновых отложений в стволе скважин; расчет экономической эффективности применения ингибитора коррозии.

Далее будут рассмотрены основные принципы этих расчетов для для данного предприятия.

3.3.1. Расчет экономической эффективности мероприятий по удалению и предотвращению от асфальтосмолопарафиновых отложений в стволе скважин

Очистка НКТ от асфальтосмолопарпафиновых отложений (АСПО) является одной из основных проблем при добыче нефти и газа. Применяются различные способы для борьбы с АСПО: очистка скребками в ручном режиме с помощью оператора или автоматическом, закачка теплоносителя в скважину для прогрева НКТ, спуск в НКТ греющего кабеля, подача электроэнергии на колонну или использование индукционного теплового воздействия, использование НКТ с полимерным покрытием.

Для сопоставления выбираются варианты, один из которых соответствует реальному способу очистки от АСПО, а другие рекомендуемые или находящиеся на стадии испытания.

Для Усинского месторождения характерны следующие мероприятия:

— очистка НКТ скребками в ручном режиме;

— закачка теплоносителя в НКТ.

Расчет включает в себя определение следующих показателей:

— капитальные затраты;

— затраты на проведение мероприятия;

— затраты на капитальный ремонт по очистке скважин;

— эксплуатационные затраты на добычу;

— выручка от реализации;

— налоги, относимые на финансовый результат;

Нужна помощь в написании отчета?

Цена отчета

— прибыль предприятия.

В качестве исходных данных используются объемы добычи УВ продукции до и после применения нового способа очистки.

Ниже рассмотрены затраты на данные мероприятия.

3.3.1.1. Затраты на очистку НКТ скребками в ручном режиме

Данный вид очистки предполагает следующие эксплуатационные затраты.

На ремонт скважины:

З_рем=N_сут·N_рем·Ч·С_бч , (3.1)

где N_сут – продолжительность 1 ремонта, сут; N_рем – количество ремонтов в год, 1/год; Ч – количество часов работы в сутки, ч/сут; С_бч – стоимость бригадо-часа.

2) Затраты непосредственно на спуско-подъемные операции скребка: зарплата оператора (З_оп), единый социальный налог (ЕСН), транспортные расходы на доставку оборудования к скважине (З_тр):

З_оп=Сч_оп·t·(1+K_c+K_p) ·T·(1+K_пр), (3.2)

ЕСН=З_оп·СЕСН, (3.3)

З_тр=С_мч·t₁·T, (3.4)

где Сч_оп – часовая тарифная ставка оператора; t – продолжительность одной спуско – подъемной операции (СПО), час; Т – количество дней в году, когда использовался скребок; К_р, К_с, К_пр – соответственно районный коэффициент, северная надбавка и премиальный коэффициент (или надбавка к основной зарплате); С_мч – продолжительность одного машино-часа установки для исследования скважин (ЛС-6); t₁ – продолжительность СПО в сутки.

3) Эксплуатационные затраты на добычу определяются либо по известной себестоимости либо по статьям расходов на основании удельных затрат с учетом налогов, включаемых в себестоимость.

3.3.1.2. Затраты на закачку теплоносителя (конденсата)

Данный вид очистки предполагает следующие эксплуатационные затраты.

1) На ремонт скважины (см. п.3.2.1.1);

2) Затраты непосредственно на спуско-подъемные операции скребка (см. п.3.2.1.1);

3) Расходы, связанные с обработкой теплоносителем (конденсатом):

З_зак=(С_ца·t_ца+С_ацн·t_ацн+С_ппу·t_ппу) ·n, (3.5)

где З_зак – затраты на закачку теплоносителя; С_ца, С_ацн, С_ппу – стоимость одного машино-часа установки ЦА, АЦН и ППУ соответственно, руб./час; t_ца, t_ацн, t_ппу – продолжительность работы каждой установки соответственно, час; n – количество обработок.

4) Эксплуатационные затраты на добычу (см. п.3.2.1.1).

3.3.2. Расчет экономической эффективности ингибитора коррозии

Эксплуатация скважин связана с такими проявлениями как коррозия оборудования. Капитальный ремонт предусматривает извлечение оборванных НКТ и замену их на новые, что является дорогостоящим мероприятием.

Применение ингибитора коррозии позволяет сократить количество ремонтов, то есть увеличить межремонтный период эксплуатации скважин и оборудования, что позволит получить дополнительные объемы углеводородной продукции, сократить расходы на проведение ремонтных работ и получить дополнительную прибыль.

Рассматриваются два варианта:

а) эксплуатация скважин по технологическому режиму;

б) эксплуатация скважин с применением ингибитора коррозии.

Исходными данными являются объемы добычи углеводородов по вариантам и соответствующие затраты на капитальный ремонт скважин и на обработку скважин ингибитором коррозии, а также удельные затраты на добычу продукции промысла.

Расчет включает в себя определение следующих показателей:

— затрат на хим.реагенты;

— затрат на капитальный ремонт;

— годовых эксплуатационных затрат;

— выручки от реализации продукции скважин;

— чистой прибыли;

— чистого дохода.

Затраты на хим.реагенты рассчитываются:

З_м=В_i·Ц_i, (3.6)

где В_i – количество i-того вида хим.реагента; Ц_i – цена i-того вида хим.реагента; m – количество видов хим.реагентов.

Смена затрат на капитальный ремонт составляется по основным статьям расходов и относится на капитальные затраты:

— заработная плата;

— начисления на зарплату;

— резерв на отпуск;

— затраты на спецтранспорт;

— амортизация бурового оборудования;

Нужна помощь в написании отчета?

Цена отчета

— затраты на материалы;

— накладные расходы.

В состав эксплуатационных включаются следующие статьи расходов:

— электроэнергия;

— теплоэнергия;

— заработная плата основная и дополнительная;

— прочие расходы;

— затраты на экологию;

— затраты на метанол;

— затраты на ингибитор коррозии;

— отчисления на социальные нужды;

— налог на добычу нефти;

— амортизационные отчисления.

Амортизационные отчисления:

Нужна помощь в написании отчета?

Цена отчета

АО=БС·Н_а, (3.7)

где БС – балансовая стоимость оборудования или капитальные затраты; Н_а – норма амортизационных отчислений.

Налог на имущество:

С_р.г.ст.= , (3.8)

где С_р.г.ст.– среднегодовая стоимость оборудования; ОС – остаточная стоимость на конец года; Н_им – налог на имущество; С_им – ставка налога на имущество.

Выручка от реализации по цене реализации каждого вида продукции с учетом НДС.

, (3.9)

где ВЫР – выручка от реализации продукции без НДС; ВЫР_j – выручка от реализации j-того вида продукции без НДС; Q_j – объем реализации j-того вида продукции; Ц_j – цена реализации без НДС j-того вида продукции соответственно на внутреннем и внешнем рынке; j – вид реализуемой продукции; J – количество видов реализуемой продукции.

Налог на добавленную стоимость (НДС):

НДС=ВЫР·С_ндс(3.10)

где С_ндс – ставка налога на добавленную стоимость, %.

Выручка с НДС:

ВЫР^НДС=ВЫР+НДС=ВЫР·(1+С_НДС) (3.11)

где ВЫР^НДС – выручка от реализации продукции с учетом НДС.

Налогооблагаемая прибыль (П_об):

П_об=ВЫР^НДС-НДС-ЭЗ-Н_им, (3.12)

Нужна помощь в написании отчета?

Заказать отчет

где ЭЗ – эксплуатационные затраты; Н_им – налог на имущество.

Налог на прибыль (Н_пр):

Н_пр=П_об·С_пр , (3.13)

где С_пр – ставка налога на прибыль.

Чистая прибыль (ЧП):

ЧП=П_об+Н_пр. (3.14)

Чистый доход (ЧД):

ЧД=ЧП+АО – КЗ , (3.15)

где КЗ – капитальные затраты (затраты на капитальный ремонт).

Анализ вариантов осуществляется по следующим показателям:

— выручка от реализации;

— прибыль предприятия;

— чистый доход.

Глава 4. Безопасность жизнедеятельности на предприятии

4.1. Мероприятия предприятия по безопасности производства

К мероприятиям по безопасности производства можно отнести те факторы, которые направлены на предотвращение опасностей, возможных нанести ущерб здоровью и жизни работникам персонала, а также возможных привести к поломке оборудования, обеспечивающих нормально функциональную работу, направленную на производство продукции предприятия.

На скважинах Усинского месторождения, а также и других месторождениях, находящихся не вблизи линий электропередачи станки-качалки получают питание от дизельных электростанций (ДЭС). Для предотвращения остановки производства месторождение оснащено не одной, а двумя ДЭС: основной и резервной. Кроме этого на базе месторождения существуют передвижные ДЭС для оперативных действий при неисправности основного и резервного источника электропитания на скважине.

Также на скважинах предусмотрены резервуары для сбора продукции при неисправности трубопровода либо каких-либо осложнениях при транспортировке нефти на центральный пункт сбора. В этом случае продукцию возможно доставлять автомобильным транспортом.

Станки-качалки оборудованы специальными ограждениями, обеспечивающими безопасность работников, обслуживающих месторождение. Также на каждом объекте месторождения предусмотрено наиболее оптимальное для видимости человека в ночное время освещение. В жилых балках Усинского месторождения работники, обслуживающие ДЭС на скважинах, обеспечены рациями с блоками бесперебойного питания, что позволяет сообщить о какой-либо неисправности оборудования даже при отсутствии электропитания.

Также скважины оборудованы манометрами, останавливающими работу станка – качалки при занижении или завышении выставленных пределов давления и восстанавливающими работу при его нормализации.

УПН «Усинск» оснащен дожимной насосной станцией, состоящей из двух (основного и резервного) насосов НПС с двигателями на напряжение 10 кВ и один насос ЦНС – 380 В, что обеспечивает постоянную подачу товарной нефти в трубопровод. Также в наличии предприятия три печи для подогрева нефти на УПН.

Все резервуары и другие объекты УПН оснащены специальными проходами для быстрого доступа операторов к необходимым приборам и оборудованию. Также проходы оборудованы как обычным, так и аварийным освещением.

Для безопасности жизнедеятельности работников персонала в первую очередь периодически проводятся экзамены по технике безопасности, после чего работник расписывается в специальном журнале.

Все электрооборудование, рабочие помещения и жилые балки имеют заземление для защиты человека от поражения электрическим током. Также все работники оснащены средствами индивидуальной защиты: каски, респираторы, очки, ботинки с металлическим носком и т.д.

Чтобы избежать перегрева человека, помещения оснащены системой вентиляции и кондиционирования. А для защиты работников от переохлаждения предусмотрены помещения с обогревом в зимнее время, где можно всегда попить чай или кофе. Также персоналу выдается спецодежда для разных времен года. На промысле находится медпункт ООО «Медис» оснащенный последними разработками медицинской техники.

4.2. Мероприятия предприятия по охране недр и окружающей среды

Охрана недр должна предусматривать осуществление комплекса мероприятий, направленных на предотвращение потерь нефти в недрах, преждевременного обводнения, перетоков жидкости между продуктивными пластами и соседними горизонтами. Освоение, вывод из консервации и эксплуатация скважин производится при оборудовании устья противовыбросовым оборудованием.

Охрана окружающей среды предусматривает мероприятия, направленные на рациональное использование земель и вод, предотвращение загрязнения поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна, лесов, заповедников и т.п.; обеспечен сбор попутного газа и сопутствующих элементов.

4.2.1. Мероприятия по предотвращению экологического ущерба

Природа севера малоустойчива к антропогенному натиску, поэтому главной задачей охраны окружающей среды в районах Крайнего Севера — возможное минимальное нарушение экологического равновесия.

В соответствии с действующими законами, постановлениями и положениями предусмотрены основные организационно-технические и технологические мероприятия, обеспечивающие безопасность населения, охрану недр и окружающей среды от возможных вредных воздействий, связанных с эксплуатацией месторождения. Все мероприятия сопровождаются указанием ответственных организаций, а также периодичностью контроля за их выполнением с учетом требований Госгортехнадзора (РД 08-54-94).

4.2.2. Защита атмосферы

Охрана атмосферного воздуха на территории нефтяных месторождений обеспечивается мероприятиями, направленными на сокращение потерь нефти и газа, повышение надежности нефтепромыслового оборудования, высокую степень утилизации нефтяного газа.

Нужна помощь в написании отчета?

Заказать отчет

Расчет валовых выбросов вредных веществ в атмосферу произведен по РД 39-0147103-321-86 и методическим указаниям Госкомгидромета России.

Методы контроля, его периодичность приняты в соответствии с РД 39-0148070-069-89.

Сжигание газа на факелов на Усинского месторождении не предусматривается. Попутный газ совместно с нефтью транспортируется по трубопроводу от месторождения на УПН. Остановка технологического оборудования влечет выпуск в атмосферу излишков газа в течение ограниченного периода времени.

Загрязнение атмосферы выхлопными газами автотранспорта уменьшено за счет надлежащего содержания промысловых дорог и регулирования движения.

В целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха в проекте обустройства месторождения предусмотрены мероприятия по уменьшению выбросов, а именно:

— оборудование емкостей для хранения топлива, нефти и масла герметичными крышками и дыхательными клапанами;

— оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований “Правил безопасной эксплуатации устройств и сосудов, работающих под давлением”;

— стопроцентный контроль швов сварных соединений трубопроводов;

— защита оборудования от коррозии;

— испытание оборудования и трубопроводов на прочность и герметичность после монтажа.

Анализ состояния воздушного бассейна на аналогичных нефтяных месторождениях показал, что выбросы вредных веществ при эксплуатации скважин создают в приземном слое атмосферы концентрации, соответствующие санитарным нормам на границе санитарно-защитной зоны, регламентируемой СН 245-71 в 1000 м.

4.2.3. Охрана недр

Охрана недр Усинского месторождения направлена на обеспечение надежности строительства и эксплуатации скважин и предотвращение: заколонных и межколонных перетоков, приводящих к утечкам нефти, газа и минерализованных вод в атмосферу и в горизонты, залегающие над эксплуатационными объектами, аварийного фонтанирования, образования грифонов, возникновения зон растепления и просадки устьев скважин, смятия колонн.

Эти требования реализуются в соответствии с РД39 — 133 — 94.

Особое внимание уделяется охране водоносных горизонтов пресных, минерализованных и промышленных вод.

Нужна помощь в написании отчета?

Подробнее

Обеспечен контроль за выработкой запасов, учет добываемой продукции и ее потерь, контроль за состоянием надпродуктивной части разреза.

По мере возникновения осложнений будут производиться работы по их устранению (ремонтно-изоляционные работы, консервация и ликвидация скважин).

С целью исключения преждевременного обводнения месторождения, осложняющего его разработку и снижающего промышленную ценность месторождения, приняты меры по контролю за продвижением воды в залежь, величиной пластового давления, обводненностью продукции скважин, а также меры по ограничению водопритоков.

Для предотвращения загрязнения недр при бурении и расконсервации скважин, продукты реакций, отходы призабойных химических процессов, отработанные химические реагенты отправляются совместно с продукцией скважин по трубопроводу на УПН.

4.3. Мероприятия предприятия по предотвращению и в случае чрезвычайных ситуаций

К чрезвычайным ситуациям (ЧС) техногенного характера, возможным на данном месторождении, можно отнести:

— пожар;

— взрыв;

— выброс сероводорода в атмосферу;

— выброс нефти в окружающую среду;

К ЧС природного характера:

— Лесные пожары;

— Морозы;

Для предотвращения пожаров или взрыва предусмотрены следующие мероприятия:

— специально отведенные места для курения и запрещающие знаки в местах, где курение запрещено;

Нужна помощь в написании отчета?

Заказать отчет

— молниеотводы;

— взрывозащищенные электродвигатели, обогреватели, светильники, кнопки, выключатели;

— полная герметизация нефтегазового оборудования;

— специально отведенные места для огневых работ;

— и др.

На случай пожара на УПН имеется передвижная пожарная установка. Можно для тушения применить передвижную паровую установку (ППУ), которую можно применить также для тушения лесного пожара (по возможности). Также каждое рабочее помещение оснащено необходимыми противопожарными средствами: огнетушители, ломы, лопаты, ящики с песком, противогазы и т.д. Также существует связь с наиболее близкими объектами, имеющими пожарную технику (г. Усинск).

Чтобы контролировать наличие сероводорода в окружающей среде УПН оснащен приборами, показывающими процент данного вещества в воздухе.

Чтобы избежать выброс нефти из трубопровода или емкости в окружающую среду предусмотрены периодические обходы линий транспортировки, а также системы переработки продукции.

Для уменьшения вероятности загорания леса производится вырубка сухих деревьев. А при возникновении пожара в лесу есть возможность вызвать вертолет.

При сильных морозах предусмотрена система электрообогрева. А при его отсутствии всегда существует возможность вывести работников персонал в ближайший поселок.

Заключение

Практика позволила закрепить знания, полученные во время учёбы в университете. Получены навыки в общественно-политической жизни трудового коллектива. Получены навыки в должности оператора по добыче нефти III разряда.

В первом разделе данного отчета даны основные характеристики продукции месторождения, а также обработаны данные текущего состояния разработки на период 2006-2010 года.

Во втором разделе рассмотрены основные процессы технологии подготовки товарной продукции непосредственно на территории данного промысла.

В третьем разделе дана структура предприятия, а также рассмотрены основные методы расчета экономической эффективности применяемых геолого-технических предприятий.

Четвертый раздел содержит необходимую информацию об охране труда и окружающей среды на производстве данного предприятия, а также меры по предотвращению всех негативных факторов, влияющих на здоровье и жизнь человека и само производство в целом.

При прохождении практики изучено нефтегазовое оборудование и технологические процессы при добыче нефти, её сборе и промысловой обработке и хранении на Усинском месторождении.. Получены физико-химические свойства нефти, газа, воды и водонефтяной смеси, а также показатели текущей стадии разработки.

Список использованных источников

1. Гиматудинов, Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта [Текст]: учебник для вузов / Ш.К. Гиматудинов, А.И. Шираковский. – 4-е изд., стереотипное. Перепечатка с третьего издания 1982 г. – М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. – 311 с.
2. Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений [Текст]: учебник для вузов / Ю.П. Желтов. — М.: Недра, 1986. – 332 с.
3. Ксёнз, Т.Г. Оценка коммерческой эффективности научно-технических мероприятий на нефтегазодобывающих предприятиях [Текст]: учеб. пособие / Т.Г. Ксёнз. – Ухта: УГТУ, 2008. – 164 с.
4. Мордвинов, А.А. Производственная и преддипломная практики по разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений [Текст]: Методические указания / А.А. Мордвинов. — Ухта: УГТУ, 2005. — 16 с.
5. Шоль, Н.Р. Оформление пояснительных записок курсовых и дипломных проектов (работ) [Текст]: учебно-методическое пособие / Н.Р. Шоль, Н.В. Князев, Л.Ф. Тетенькина. – Ухта: УГТУ, 2008. – 48 с.: ил.

Предыдущий пример

Следующий пример