Отчет по практике в ООО «РН-Пурнефтегаз»

Содержание

Обозначения……………………………………………………………….4

Введение…………………………………………………………………...5

1 Общие сведения о предприятии и месторождении……………...……6

2 Характеристика месторождения………………………………..…..….8

2.1 Тектоника……………………………………………………………...8

2.2 Литолого-стратиграфическая  характеристика района.......................9

2.3 Литологическая характеристика  продуктивных пород……….……9

2.4 Фильтрационно-емкостные  свойства продуктивных пластов…....11

2.4.1 Пласты групп ПК и АП…………………………………………....11

2.4.2 Пласты группы БП……………………………………………….12

        2.5 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов…….13

2.6 Свойства нефти, газа  и пластовых вод……………………………..16

2.6.1 Свойства  пластовых вод……………………………………….…18

2.7 Характеристика фонда  скважин по месторождению в  целом……19

2.8 Анализ выработки запасов………………………………………….20

3 Анализ эффективности  бурения……………………………………...26

3.1 Анализ эффективности бурения горизонтальных скважин………26

3.2 Анализ эксплуатации скважин с боковыми стволами…………….31

4 Состояние эксплуатации скважин и скважинного оборудования………………………………………………………………….…36

4.1 Сравнительный анализ показателей работы скважин добывающего фонда с 2004 по 2007 год………………………………………………………40

4.2 Осложнения в процессе  нефтедобычи……………………………..42

5 Конструкция скважин, освоение  скважин…………………………...46

6 Гидродинамические и  промыслово-геофизические методы  исследования скважин и пластов……………………………………………….50

7 Способы воздействия  на призабойную зону скважин………………54

7.1 Анализ эффективности гидравлического разрыва пластов………54

7.2 Проведение опытно-промышленных работ по изоляционным технологиям………………………………………………………..…………….59

7.3 Обработка призабойной зоны (ОПЗ)……………………………….60

7.4 Применение потокоотклоняющих технологий……………………62

Заключение………………………………………………………………63

Список использованных источников…………………………………..64

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Обозначения

ЦДНГ  – цех добычи нефти и газа; ООО- общество ограниченной ответственности; НК - нефтяная компания; ГКЗ – государственная комиссия по запасам;  ГИС–геофизические исследования скважин; ВНК- водонефтяной контакт; ГНК-газонефтяной контакт; ЭЦН- электрический центробежный насос; ШГН- штанговый глубинный насос; НИЗ - начальные извлекаемые запасы; ПГИ- промыслово-геофизические исследования; ГС - горизонтальная скважина; НБЗ - начальные балансовые запасы; ВНФ -водонефтяной фактор; ГНЗ -газонефтяная зона; НЗ - нефтяная зона; ВНЗ - водонефтяная зона; ВГНЗ-водогазонефтяная зона; ВС- вертикальная скважина; БС- боковая скважина; ЗКЦ- заколонная циркуляция; ШВН- штанговый  винтовой насос ; СН- струйный насос; КВЧ – количество взвешенных частиц; МРП- межремонтный период; ППД - поддержание пластового давления;  НКТ –насосно-компрессорные трубы;  КРС - капитальный ремонт скважин; ПЭД- погружной электродвигатель;  СВБ - сульфатвосстанавливающие бактерии;  УПСВ- установка первичного сброса воды;  НГВП- нефтегазоводо проявления; РНО- раствор на нефтяной основе; ПЗП- призабойная зона пласта; СКО- солянокислотная обработка , ГКО- глинокислотная обработка; ПГИ- промыслово-геофизические исследования; ГТМ- геолого-технические мероприятия; ГРП- гидравлический разрыв пласта; РИР- ремонтно-изоляционные работы; ПС- перфоратор сверлящий , ПЗ-прогрев забоя ; БК- боковой каротаж, ИК-инклинометрия, БКЗ- боковое каротажное зондирование; ВИКИЗ– высокочастоное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование; МКЗ- микрокаротажное зондирование ; МБК- микробоковой каротаж; ИПТ- испытатели пластов трубные; ОПЗ- обработка призабойной зоны; ВУС- вязкоупругий состав; ПАВ- поверхностно-активные вещества; ССК- сульфатно-содовая композиция; ГОС- гелеобразующий состав; ПАА- полиакриламид.

 

 

Введение

В последнее время из-за возросших требований, предъявляемых к выпускнику со стороны руководителей предприятий, главное внимание университета сосредотачивается на всестороннем улучшении качества профессиональной подготовки специалистов специальности разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений. Одним из важнейших путей решения этой задачи является прохождение студентами производственной практики.     

Практика пройдена в течение одного месяца, на территории Комсомольского месторождения. Предприятием предоставлено оплачиваемое рабочее место, на должности оператора по добыче нефти и газа 4 разряда в цехе добычи нефти и газа №2 . Компания допускает самостоятельную работу студентов по рабочей профессии, после прохождения необходимого объема стажировки. Выполнение рабочей части программы производственной практики  было предоставлено в полном объеме. Политика экономической безопасности предприятия ограничивает передачу и разглашение актуальной научной информации по месторождениям.

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Общие сведения о предприятии и месторождении

ООО «РН-Пурнефтегаз» был основан в 1986 г. В 2003 г. к нему был присоединен Селькупнефтегаз, разрабатывающий Кынско-Часельскую группу месторождений. ООО «РН-Пурнефтегаз» ведет разработку нефтяных и газовых месторождений в Ямало-Ненецком автономном округе, является дочерним предприятием НК «Роснефть». Общество является четвертым по величине после Юганскнефтегаза, Ванкорнефти и Самаранефтегаза производителем нефти в структуре НК «Роснефть» и первым по величине производителем газа. Запасы Пурнефтегаза отличаются высокой концентрацией. Более 70,0% запасов нефти и газового конденсата сосредоточено на четырех месторождениях (Комсомольском, Харампурском, Тарасовском и Барсуковском), а запасы природного газа на Харампурском месторождении составляют 72,0% запасов газа, принадлежащих НК «Роснефть» в данном регионе. На долю Пурнефтегаза приходится 71,0% суммарных доказанных запасов газа НК «Роснефть».

Комсомольское месторождение находится в северной части Западно-Сибирской равнины, в междуречье и по берегам реки Пяку-Пур и ее левого притока Пурпе, относящихся к бассейну реки Пур. Месторождение расположено в лесотундровой географической зоне.

Территория представляет собой полого-холмистую равнину с отметками рельефа от +30 до +88м. Наименьшие отметки приурочены к руслам и поймам рек Пякупур и Пурпе. Неровности рельефа образованы, в основном, деятельностью рек и их многочисленными притоками.

         Климат рассматриваемого района континентальный. Продолжительность зимнего периода – 8 месяцев. Самый холодный месяц – январь со среднемесячной температурой минус (22 – 28)°С и абсолютным минимумом –61°С. Лето короткое – 80 дней. В любой сезон возможны резкие колебания температуры воздуха и не только от месяца к месяцу, но и от суток к суткам и даже в течение суток.

Запасами воды, пригодной для промышленного и питьевого водоснабжения, месторождение также обеспечено. В качестве наиболее перспективного источника водоснабжения рассматривается верхний водоносный комплекс, который включает казанский, салехардский и атлым-новомихайловский горизонты, приуроченные к песчаным отложениям и характеризующиеся напорным режимом. Наиболее благоприятен для водоснабжения атлым-новомихайловский горизонт.

 В административном отношении эта территория относится к Пуровскому району Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими крупными населенными пунктами являются города Тарко-Сале и Надым. Близлежащие разрабатываемые месторождения: Барсуковское, Губкинское, Северо-Комсомольское, Тарасовское.

Месторождение открыто в 1966 году.  В разрезе выделены 52 продуктивных пласта, из которых 10 содержат сухой газ, остальные 42-нефть, газ и конденсат. Начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в ГКЗ, по категории C1  составляют 122.7 млн.т. и С2-70.1 млн.т., более 60,0%  этих запасов относятся к трудноизвлекаемым .

Площадь нефтеносности 125095 тыс.га. Геологические запасы нефти месторождения, числящиеся на государственном балансе, составляют 680 млн.т. Геологические запасы конденсата составляют – 4896 тыс.т, газа -193 млн.м3.

  Добыча нефти на Комсомольском месторождении ведется с 1988 г. На месторождении пробурено 516 скважин,  площадь нефтеносности разбурена на 18,0 %, выполнено все необходимое промысловое обустройство.

По состоянию на 01.01.07 г. накопленная добыча нефти составила 13 млн.т, годовая добыча – 1,9 млн.т при обводненности продукции 64,5 %.

 

 

 

2 Характеристика месторождения

2.1 Тектоника

Западно-Сибирская плита относится к молодым платформам и характеризуется трехъярусным строением: осадочный чехол, промежуточный структурный этаж и складчатый фундамент.

Складчатый  фундамент плиты сформировался в палеозойские и допалеозойское время и соответствует ее геосинклинальному этапу развития. Он представлен эффузивными, изверженными, сильно дислоцированными осадочными и метаморфическими породами. Фундамент имеет четко выраженное блоковое строение, причем крупным его выступам в осадочном чехле соответствуют положительные структурные формы. 

Промежуточный структурный этаж сопоставляется с отложениями пермотриасового возраста и характеризует парагеосинклинальный этап в истории формирования плиты. Слагающие его породы в меньшей степени подвергались различного вида деформациям и метаморфизму.

Верхний структурно-тектонический этаж сложен мощной толщей мезозойских и кайнозойских осадочных образований, накопившихся в условиях стабильного длительного прогибания фундамента. Этот этаж, или собственно осадочный чехол плиты, изучен наиболее полно. Он характеризуется слабой дислоцированностью, полным отсутствием метаморфизма пород и контролирует основные известные скопления углеводородов.

На протяжении всего периода тектонического развития целевых горизонтов  отмечается рост Комсомольского поднятия, особенно интенсивно с конца верхнего мела и до самого позднего времени, включая олигоцен. С конца юрского времени начинает формироваться рельеф современного структурного плана целевых горизонтов. С послесеноманского времени начинается новая активизация тектонического роста структур, наиболее интенсивная фаза которого проявилась на заключительном олигоцен - четвертичном этапе. Причем наблюдается дифференциация роста разных участков свода поднятия;

- продуктивные горизонты  юры подверглись интенсивным  тектоническим процессам, что могло вызвать частичное разрушение залежей, однако наличие хорошей покрышки в виде баженовской свиты должно было сыграть благоприятную роль в сохранении возможных залежей;

- верхняя часть разреза  меньше была подвержена влиянию  постседиментационных тектонических процессов, развивалась в более консервативном режиме, без особых перестроек и инверсий структурных планов, что, одновременно с присутствием в разрезе мощной глинистой пачки кузнецовской свиты, вероятно, положительно сказалось на сохранении залежей.

2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика района

Геологический разрез Комсомольского месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, которые подстилаются метаморфизованными породами складчатого палеозойского фундамента. Продуктивные пласты приурочены к отложениям мелового возраста.

2.3 Литологическая характеристика  продуктивных пород 

По результатам петрографо-минералогических исследований коллекторы продуктивных пластов ПК, АП, БП по минеральному составу представлены полимиктовыми песчаниками и алевролитами, в которых полевые шпаты незначительно преобладают над кварцем или находятся в равных соотношениях. Обломочная часть коллекторов составляет в песчаниках 80,0-98,0 %, в алевролитах 75,0-97,0%. Обломки среднеотсортированы, зерна в основном полуугловатые и полуокатанные.

Закономерностей в изменении преобладающего размера зерен обломочной части коллекторов по разрезу не наблюдается. Только отмечается, что в коллекторах пластов БП22, БП3, БП4, БП71, БП80 преобладающий размер зерен несколько уменьшается и составляет 0,08 – 0,16 мм, в остальных коллекторах равен 0,10 – 0,25 мм. Одним из главных факторов изменения коллекторских свойств пород является не столько размер зерен, а их отсортированность, т.е. процентное содержание алевролитовой фракции в песчаниках и песчаной фракции в алевролитах.

Обломочная часть коллекторов, кроме зерен кварца и полевых шпатов, содержит слюду и обломки пород. Слюды содержится в пределах 1,0-1,5 % (в алевролитах пластов БП3, БП5, БП6 2-3, БП8 1-1 содержание слюды возрастает до 20,0 %); обломки составляют 10,0-15,0 %.

Содержание глинистого цемента в коллекторах составляет 5,0-10,0 %. Тип цемента в коллекторах групп АП, БП порово-пленочный и пленочно-поровый, реже участками пленочный(пласты БП22, БП5, БП81-1, БП81-2). В коллекторах пластов БП7 цемент участками встречается базального типа. Состав цемента каолинит-хлорит-гидрослюдистый, второстепенное значение имеют смешанно-слоистые образования и вторичный кальцит. Появление вторичного кальцита выражается в структурах разъедания и замещения обломков кальцитом, в коллекторах пласта БП0 приводит к ухудшению коллекторских свойств. В коллекторах пластов группы БП1 – БП8 отмечаются структуры приспособления и внедрения под воздействием вышезалегающих отложений, что уменьшает объем порового пространства и приводит к значительному ухудшению коллекторских свойств.

Текстура пород чаще слоистая и реже однородная. Слоистость – тонкая,прерывистая, линзовидная, волнистая, наклонная. Представленная слоистость ориентирована намывами слюды, углисто-растительного материала и пр. В породах наблюдается как горизонтальная, так и вертикальная трещиноватость, следы жизнедеятельности донных животных, неокатанные уплотненные обломки или линзы глины, следы оползания осадков, мелкие сбросы вдоль трещин. Для продуктивных отложений пластов групп ПК, АП, БП по ГИС и макроописанию покрышками являются глины, аргиллиты, карбонатные, непроницаемые алевролиты и тонкое переслаивание вышеназванных разностей.

2.4 Фильтрационно-емкостные  свойства продуктивных пластов

           2.4.1 Пласты групп ПК и АП

Для пластов групп ПК и АП исследования керновых данных сделано на 940 образцах (пласты ПК) и на 725 образцах (пласты АП), а число скважин со всеми исследованиями составляет 28 на пласты ПК и 27 - на пласты АП.

Коэффициент открытой пористости Кп по выборке керна для коллекторов пластов ПК меняется от 15,2 до 35,1% со средним значением 23,7%, для пластов АП коэффициент пористости меняется от 14,9 до 31,2% (среднее значение 22 %). В области коллекторов распределения Кп пластов ПК и АП близки друг другу.

Коэффициент абсолютной проницаемости Кпр по выборке керна по коллекторам меняется: в пределах 0,8 – 1485,4мД со средним значением 234,4мД для пластов ПК, от 0,8 до 1025,0 мД со средним 148,1мД для пластов АП.

Коэффициент остаточной водонасыщенности Кво по данным керновых исследований меняется от 9,8 до 73,3% со средним значением – 29,0%, для пластов АП диапазон изменения 19,0 – 71,5% со средним значением 34,4%.

Коэффициент остаточной нефтенасыщенности Кно в коллекторах измерен на 2 образцах (пласты ПК) и на 5 образцах (пласты АП). Диапазон изменения Кно меняется от 22,5 до 25,2% при среднем значении 23,9% (пласты ПК) и от 10,0 до 14,6% при среднем значении 11,9% (пласты АП).