Отчет по практике: Отчет по производственной практике по специальности 21. 02. 01 Оператор по добычи нефти и газа

, находятся в пределах, контролируемых проектами.

В 2010-2013 г.г. была успешно испытана и внедрена инновационная технология бурения многозабойных скважин. Дебит многозабойных скважин превышает дебит «традиционных» скважин, пробуренных в аналогичных геологических условиях. Всего за этот период пробурены 21 скважина с многозабойным окончанием (средний дебит составил 25 тонн в сутки на скважину, в то время как при обычной ЗБС – 15 тонн).

Затраты на проведение ГРР выросли со 123,1 млн руб. в 2007 г. до 239 млн руб. 2016 году.

В рамках инновационной деятельности Общества в 2016 году был реализовано 26 проектов по испытанию новых технологий, направленных на увеличение эффективности проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ) и повышения надежности работы оборудования. 9 проектов завершены, в том числе по 6 подведены результаты. По трем завершенным проектам получены положительные результаты:

• 
  Капиллярная система для отвода газа из-под пакера производства ООО «Инжиниринговая компания «Инкомп-Нефть»;
  
• 
  Системы контроля, защит и диагностики насосных агрегатов «Вектор-П»;
  
• 
  Автоматизированной системы розжига с дежурной горелкой типа ДГК на факельной установке ДНС Карсовайского м/р производства ООО «Альбатрос».
  

Актуальными направлениями для поиска и реализации проектов новых технологий для ОАО «Удмуртнефть» являются:

• 
  ремонтно-изоляционные работы попутно добываемой воды и газа;
  
• 
  повышение надежности внутрискважинного оборудования для добычи нефти;
  
• 
  интенсификация добычи нефти;
  
• 
  повышение эффективности поддержания пластового давления;
  
• 
  энергосберегающие технологии;
  
• 
  одновременно-раздельная эксплуатация (ОРД, ОРЗиД, ОРЗ);
  
• 
  внутрискважинная перекачка.
  

Дополнительная добыча нефти от ГТМ с применением новых технологий в рамках ОПИ и тиражирования составила 61,092 тыс. тн. Инновационные идеи плюс деловой подход к их внедрению в производство лучше всего характеризует сотрудников предприятия.К достижениям «Удмуртнефти» относится активное применение новых технологий по увеличению нефтеотдачи пластов, методов горизонтального бурения и зарезки боковых стволов, испытание и внедрение современного нефтепромыслового оборудования, тщательный подбор и выполнение геолого-технических мероприятий с высокой технологической эффективностью, внедрение одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), оптимизация всех бизнес-процессов. 

Увеличение объемов добычи – стратегическая задача для коллектива «Удмуртнефти». И нефтяники задействуют в своей работе максимально эффективные разработки, которые помогают предприятию реализовать стратегию, направленную на увеличение добычи нефти с наименьшими затратами.«Удмуртнефть» обладает репутацией одной из самых интеллектуальных компаний в нефтяном комплексе страны.4. Общие сведения о месторожденииРис. 1 Местонахождение месторождения на карте УР.Открыто в 1972 г., введено в О-П эксплуатацию в 1977 г.Это 1^е из группы месторождений Сарапульского Прикамья: Ельниковское, Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Заборское, Ломовское, Прикамское.Вдоль восточной границы месторождения проходит железнодорожная линия Москва - Казань - Екатеринбург.По территории месторождения проложено асфальтовое шоссе Ижевск - Сарапул - Камбарка.Асфальтированное шоссе связывает Ельниковское, Вятское, Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Ломовское месторожде­ния.По территории месторождения протекает река Кама, отделяющая Прикамский участок недр от Ельниковского месторождения.С другими действующими нефтепромыслами месторождение связано нефтепроводами.Также на территории месторождения расположены производственные базы сервисных организаций.Электроснабжение обеспечивается ЛЭП-110 Воткинская ГЭС - Сарапул и ЛЭП-35 Сарапул - Мостовое - Каракулино.К наиболее крупным населенным пунктам, расположенным неподалеку, относятся с. Мазунино, д. Соколовка, с. Тарасово.Месторождения Сарапульского Прикамья разрабатывает Удмуртнефть.Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении являются карбонатные отложения турнейского яруса, терригенные отложения яснополянского и малиновского надгоризонтов нижнего карбона и карбонатные отложения каширо-подольского горизонта среднего карбона.Нефтяные залежи визейского яруса: залежи нефти терригенной толщи нижнего карбона имеют сложное строение, они включают отложения тульского (пласты С_II-C_IV), бобриковского (пласт С_V) горизонтов и малиновского (пласт С_VI) надгоризонта.Продуктивные пласты визейского яруса на Ельниковском месторождении приурочены к терригенным отложениям косьвинского (пласт С_VIII), радаевского (С_VII), бобриковского (пласты С

_V, С_VI) горизонтов кожимского надгоризонта и тульского горизонта окского надгоризонта (пласты С_II, C_III, C_IV).Уровень водонефтяного контакта (далее ВНК) установлен по материалам геологических исследований скважин (далее ГИС) и эксплуатации скважин и гипсометрически залегает по поднятиям и залежам на абсолютных отметках минус 1198 - 1269,3 м.Пласт С_V залегает в кровле бобриковского горизонта.Развит повсеместно, имеет линзовидное строение. Пласты песчаников и алевролитов повсеместно замещаются глинистыми породами.Коэффициент песчанистости изменяется по поднятиям незначительно (0,46-0,55).Проницаемость определена по керну и ее значения по отдельным образцам изменяется в интервале 0,013 мкм² - 3,550 мкм².Пласт C_IV залегает в подошве тульского горизонта окского надгоризонта.Характеризуется фациальной неоднородностью, имеет многочисленные зоны замещения пластов коллекторов, представленных песчано-алевролитовыми фракциями на глинистые разности.Общая толщина пласта составляет 0,7-15,2 м, в среднем по месторождению составляя 5,2 м.По результатам интерпретации материалов ГИС по всем поднятиям коэффициент пористости равен 0,19 д.ед, проницаемость определена по керну и изменяется в интервале 0,193 мкм² - 0,416 мкм².Пласт C_III имеет наибольшее распространение коллекторов как по площади, так и по разрезу.Общая толщина пласта изменяется по отдельным поднятиям от 5,4 до 7,0 м, в среднем по месторождению составляя 6,5 м.Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в интервале 2,1 м на Апалихинском поднятии, до 2,9 м на Ельниковском, в среднем по месторождению составляя 2,5 м.Коэффициент песчанистости по пласту С_III в среднем равен 0,41, изменяясь по поднятиям от 0,38 (Соколовское поднятие) до 0,44 (Ельниковское поднятие).Пласт С_II залегает в верхней части тульского горизонта и отделяется от пласта СIIIпачкой аргиллитов толщиной 4,0-7,6 м.Залежи нефти пласта С_II литологически экранированные, почти повсеместно пласт-коллектор замещен на плотные разности.Общая толщина пласта изменяется в интервале 1,9 м (Апалихинское поднятие) до 3,6 м (Ельниковское поднятие).Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в интервале от 1,0 м на Соколовском и Ельниковском поднятиях до 1,3 м на Апалихинском поднятии, в среднем по месторождению составляя 1,1 м.Коэффициент пористости по керну изменяется в интервале 0,16 до 0,20 д.ед., в среднем составляя 0,18 д.ед; по результатам интерпретации материалов ГИС - от 0,17 до 0,18, в среднем составляя 0,17.

Проницаемость определена по керну и изменяется в широком интервале 0,037 мкм² (Апалихинское поднятие) - 0,368 мкм² (Ельниковское поднятие).Коэффициент нефтенасыщенности по керну определен лишь по Соколовскому поднятию и составляет 0,91.Для пласта С_II уровень ВНК принят на абсолютной отметке минус 1198,0 м.В целом по месторождению визейские залежи имеют общую толщину в интервале 25,0 м - 119,2 м, в среднем - 31,5 м.Эффективная нефтенасыщенная толщина при этом колеблется от 3,6 м до 17,3 м, в среднем составляя 4,2 м.Ельниковское месторождение представляет собой приподнятую зону северо-восточного простирания и включает ряд мелких поднятий с амплитудами 15-20 м.На общем фоне поднятий выделяется ряд осложняющих их средних и мелких куполов, контролирующих самостоятельные залежи нефти в пластах карбонатной толщи турнейского яруса, визейской терригенной толщи нижнего карбона и карбонатной толщи каширо-подольских отложений среднего карбона.В структурном плане на месторождении выделяется 3 крупных поднятия: 

• 
  Соколовское, 
  
• 
  Ельниковское, 
  
• 
  Апалихинское.
  

Апалихинское и Ельниковское поднятия не отделяются друг от друга значительным прогибом.По изогипсе минус 280 четко прослеживается 7 небольших структур.Соколовское поднятие также представляет собой сеть небольших структур, разделенных узкими прогибами на 3 зоны.Все поднятия имеют тектоно-седиментационное происхождение. Основу поднятий составляют рифогенные образования верхнетурнейско- франско-фаменского возраста.Тектоника Ельниковского месторождение является типичной для месторождений, расположенных в прибортовой части Камско-Кинельской системы прогибов.Наличие большой по площади приподнятой зоны, объединяющей целый ряд небольших поднятий, к которым приурочена основная залежь нефти, является их общим признаком. Контур залежи охватывает практически всю приподнятую зону. Структурное строение месторождения хорошо изучено по пермским отложениям. По кровле стерлитамакского горизонта в пределах изогипсы минус 280 м.В целом по разрезу наблюдается хорошее соответствие структурных планов по пермским, средне и нижне-каменноугольным отложениям.Коллекторские свойства продуктивных пластов изучены по керну, геофизическим и промысловым данным.Для характеристики коллекторских свойств пород учитывались образцы с проницаемостью выше 0,0001 мкм².В визейском ярусе породы имеют преимущественно мономинеральный кварцевый состав и отличаются значительной неоднородностью литолого- физических свойств по разрезу и по площади.

Количество цементирующего материала и размеры кварцевых зерен колеблются в широких пределах.Породы представляют собой преимущественно мелкозернистые песчаники и крупно- и среднезернистые алевролиты с разной степенью глинистости, не превышающей 10%, что характеризует породы продуктивных пластов как слабоглинистые.Пласты С_II, С_III, С_IV сложены мелкозернистыми, кварцевыми песчаниками и разнозернистыми алевролитами.Примеси полевых шпатов и акцессорных материалов составляют менее 1%.По данным гранулометрического анализа выделяются песчаники с незначительным содержанием алевритовой и пелитовой составляющей, песчаники алевритистые, хорошо отсортированные.Карбонатность пород низкая и в среднем для отдельных пластов не превышает 6%.Цементация пород осуществляется, в основном, посредством уплотнения.Участками песчаники цементируются мелко- и крупнозернистым кальцитом.Тип цемента - поровый. Поры угловатые. Цементация обломочного материала осуществляется в результате уплотнения. Поры межзерновые, угловатые.Алевролиты представлены крупнозернистыми разностями с различной примесью песчаного и глинистого материала. Состав их преимущественно кварцевый.В качестве примесей (до 1%) присутствуют акцессорные материалы (цирконий, турмалин, титан) и полевые шпаты.В небольшом количестве присутствует тонкочешуйчатое глинистое вещество. Цементация также осуществляется путем уплотнения зерен, поры угловатые.В среднем карбоне продуктивные отложения представлены известняками, доломитами и переходными между ними разностями каширского и подольского горизонтов.На основании исследований по керну принято, что нижний предел значения пористости принят на уровне 14,0 %. Нижний предел значения проницаемости для пород визейского яруса принят на уровне 0,0075 мкм².Нефть - тяжелая по плотности (0,8797 г/см³), высокосернистая (> 2%), парафинистая (< 6%), смолистая (< 15%), вязкая в пластовых условиях (10,3 мПа·с).На визейских и турнейских отложениях нефти битуминозные (плотность > 0,895 г/см³), имеют повышенную вязкость (16,85 мПа·с и 21,41 мПа·с, соответственно), высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые.Бензиновые дистилляты исследованной нефти имеют повышенное содержание серы.Прямой перегонкой из нефти турнейского яруса и тульского горизонта Ельниковского месторождения могут быть получены высокосернистые компоненты автомобильного бензина в количестве соответственно 15,9% и 18,1%, а также высокосернистые компоненты дизельного топлива летних марок в количестве от 18% до 25% на нефть.