Планирование Южно-Удмуртского нефтяного месторождения

Планирование Южно-Удмуртского нефтяного месторождения

Введение

Открытое акционерное общество «Газпром нефть» является одним из крупнейших нефтегазодобывающих предприятий в Западной Сибири и России.

В настоящее время, нефтяная промышленность России испытывает влияние таких неблагоприятных тенденций, как рост налогооблагаемой базы, падение платежеспособности предприятий и потребности в нефтепродуктах в связи со спадом производства, истощение наиболее эффективных месторождений нефти, ухудшение структуры запасов, которое сопровождается резким падением дебитов скважин и ростом себестоимости нефтедобычи. ОАО «Газпром нефть» тому не исключение. Выработка месторождений ОАО «Газпром нефть» на 2002 год (бывшая ОАО «Сибнефть») составила более половины начальных извлекаемых запасов, обводненность продукции растет, а средний дебит скважин из года в год падает.

Не смотря ни на что, это акционерное общество одно из главных в Западной Сибири и России по среднесуточной добыче нефти и попутного газа, а также по финансовым показателям.

«Газпром нефть» - одна из крупнейших и быстрорастущих нефтегазовых компаний России. Доказанные запасы углеводородов «Газпром нефти» превышают 1,1 млрд. тонн нефтяного эквивалента, что ставит ее в один ряд с двадцатью крупнейшими нефтяными компаниями мира. Ресурсная база «Газпром нефти» ежегодно увеличивается за счет приобретения новых активов в России и за рубежом. В состав группы «Газпром нефть» входят более 40 нефтедобывающих, нефтеперерабатывающих и сбытовых предприятий из 18 регионов РФ и стран ближнего зарубежья, объединенных по принципу вертикальной интеграции. Компания перерабатывает более 60% добываемой нефти, демонстрируя лучшее в отрасли соотношение добычи и переработки. По итогам 2009 года «Газпром нефть» входит в пятерку ведущих российских нефтяных компаний по объемам добычи и переработки нефти, а также сбыта нефтепродуктов.

Цель данной курсовой работы заключается в обосновании геолого-экономической обоснованности заложения разведочной скважины на Южно-Удмуртском лицензионном участке, и в оценке сметы производимых работ в условиях Ужно-Удмуртского месторождения.

1. Географо-экономические, природно-климатические и геологические сведения нефтяного месторождения «Южно-Удмуртское»

1.1 Географо-экономические и природно-климатические сведения

Южно-Удмуртское месторождение расположено в северо-восточной части Западно-Сибирской низменности на границе Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов на территории Пуровского района, в 250 км к востоку от г. Ноябрьска и в 245 км к юго-востоку от п. Тарко-Сале.

Рис. 1.1. Обзорная карта района работ

Месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию, осложняющему южную часть Удмуртского структурного мыса.

Территория участка полностью залесена (болота занимают незначительную часть).

Район проектируемых работ не сейсмичен.

Гидрографическая сеть района представлена реками, формирующими бассейны рек Таз и Пур. Абсолютные отметки рельефа колеблются от 93 до 168 м. Врезы речных долин достигают 2,5-4м, глубина рек до 2 м. Реки не судоходны, их долины извилисты.

Устойчивый лед на водной поверхности образуется в конце ноября. Вскрытие рек ото льда происходит в конце мая.

Поверхностные воды рек, ручьев и озер могут быть использованы для водоснабжения буровых, при их отсутствии в месте расположения проектной точки - используют подземные воды четвертичных отложений бурением специальных скважин.

Климат района резко континентальный. Зима суровая и продолжительная, лето прохладное и короткое.

Климатические условия определяются следующими основными особенностями:

         средняя температура января -24є С, минимальная -50є С;

         средняя температура самого теплого месяца июля +15є С, максимальная до +32є С;

         продолжительность устойчивых морозов - 180 дней;

         число дней с метелями -30;

         длительность сохранения снежного покрова - 200 дней;

         высота снежного покрова - на водоразделах - 75 см, в долинах до 2 м;

         продолжительность отопительного сезона - 275 дней.

Характерной особенностью района является наличие вечной мерзлоты. Нижняя граница вечной мерзлоты до 250 м, деятельный слой составляет 0,7-3 м.

Бурением скважин нарушается существующее в мерзлых грунтах термодинамическое равновесие, сопровождающееся явлениями растепления стенок скважин с образованием каверн, разрушением устья, оползнями.

Ближайшими к участку населенными пунктами являются поселок Толька Пуровского района (рис.1.1) и поселок Вынгапуровский, удаленные от месторождения на 40 км и 160 км соответственно.

Плотность населения низкая. Коренное население ненцы, селькупы - занято оленеводством, рыболовством, клеточным звероводством, охотничьим промыслом.

Ближайший крупный населенный пункт - город Ноябрьск с железнодорожной станцией и аэропортом расположен в 245 км к западу от месторождения. Ближайшая материально - техническая база находится в п.Вынгапуровский в 165 км к западу от месторождения.

Ближайшими к Южно-Удмуртскому месторождениями, разрабатываемыми ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», являются Холмистое, Чатылкынское (рис.1.1) и Ярайнерское, удаленные на 33, 60 и 130 км соответственно. Автомобильные дороги между этими месторождениями отсутствуют.

В 2006 году построен и введен в эксплуатацию нефтепровод Чатылкынское м-е - Холмистое м-е - Ярайнерское месторождение, общей протяженностью 190,6 км, который связан с магистральным нефтепроводом "Уренгой - Вынгапур - Самотлор". На период проведения пробной эксплуатации транспортировку нефти с Южно-Удмуртского месторождения планируется производить автотранспортом до ДНС Холмистого месторождения. В последующем по нефтепроводу от ДНС Южно-Удмуртского до ДНС Холмистого месторождения.

Сухопутная дорожная сеть отсутствует. Для перевозок оборудования и необходимых для производства работ материалов возможно использование гусеничного транспорта на временных зимних дорогах, сооружаемых заблаговременно, после предварительной прорубки просек, промерзания болот и образования устойчивого ледяного покрова на водных преградах.

На буровые завоз срочных и мелких грузов, а также перевозка вахт и персонала предусматривается в любое время года вертолётами.

Район богат естественными строительными материалами: пески, гравийно-галечный материал, глины, которые могут быть использованы для приготовления строительных растворов и глинопорошка.

1.2 Геологические сведения

Геологический разрез Южно-Удмуртского месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, которые подстилаются породами доюрского складчатого фундамента.

Отложения платформенного чехла на площади вскрыты скважинами в интервале от четвертичных до кровельной части среднеюрских включительно. На максимальную толщину (3100м) осадочные породы в границах Южно-Удмуртской площади вскрыты скважиной 705Р.

Стратиграфическое расчленение разреза произведено в соответствии с «Региональными стратиграфическими схемами мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины», утвержденными МСК СССР 30 января 1991 года.

Сводный геологический разрез составлен по скважине 708Р Южно-Удмуртского и 696Р Чатылкынского месторождений (граф прил. 2.1).

Рис. 2.2.1. Палеогеологический профиль на уровень реперного слоя глин в нижней части верхнесиговской подсвиты (по В.В.Корсуню)

Тектоническое строение месторождения

По общегеологическим представлениям Западно-Сибирская плита имеет трехъярусное строение и состоит из палеозойского фундамента, промежуточного пермо-триасового структурного этажа и мезозойско-кайнозойского осадочного чехла.

Согласно схеме тектонического районирования фундамента, представленной в работе М.Я. Рудкевича, исследуемая территория расположена на границе Центрально-Западно-Сибирской складчатой области и Ямало-Тазовского блока - области байкальской консолидации. Центрально-Западно-Сибирская складчатая область представляет собой совокупность нескольких моногео-синклиналей, разделенных крупными срединными массивами и затухающими на широте Сибирских увалов, упираясь в докембрийский кратон. Площадь работ расположена в области герцинской консолидации фундамента.

Согласно этой же работе, триасовые отложения в данном районе могут быть развиты в пределах наиболее погруженных областей и представлены осадочными образованиями тампейской серии.

Верхний структурно-тектонический этаж характеризуется слабой дислоцированностью, полным отсутствием метаморфизма пород, контролирует основные скопления углеводородов.

Южно-Удмуртское месторождение приурочено к одноимённому локальному поднятию (3727), осложняющему структуру II порядка - Удмуртский структурный мыс (1236) рис. 2.2.2. Удмуртский структурный мыс - структура второго порядка, которая сформировалась между Северо-Сибирской (XVIII) и Верхнеколикьегальской малой (LXVIII) моноклиналями и Восточно-Удмуртским малым прогибом.

Рис. 2.2.2. Выкопировка из тектонической карты мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы

Южно-Удмуртское локальное поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку, ось которой имеет северо-западное простирание, размер которой по кровле юрских отложений составляет 14 х 8 км. Согласно «Зональному геологическому проекту» (2003г), поднятие является бескорневым, т.е. не имеет каких-либо особенностей волновой картины, отличающих поднятие от сопредельных участков временного разреза в доплатформенных отложениях.

Характерной особенностью геологического строения осадочного чехла и кровли доюрского основания на площадях, примыкающих к Южно-Удмуртской площади, является широкое развитие дизъюнктивных нарушений, имеющих, в основном северо-западное простирание. В частности, по результатам работ прошлых лет, в пределах проектируемой площади выделено разрывное нарушение северо-западного простирания, являющееся экраном для меловых и юрских залежей.

Нефтегазоносность месторождения.

В пределах Южно-Удмуртского локального поднятия пробурены 3 поисково-разведочные скважины, и лишь в одной скважине 708Р при испытании в песчаных телах верхней части сиговской (васюганской) свиты верхней юры и нижней части ачимовского комплекса усть-тазовской серии, были получены притоки нефти с пластов Ю₁^а и БП₂₂². В скважинах 705Р и 706Р продуктивные нефтенасыщенные пласты представлены неколлектором.

В структурном плане залежи нефти пластов Ю₁^а и БП₂₂² совпадают.

Керн с продуктивных пластов не отбирался. Глубинные и поверхностные пробы нефти отобраны только с пласта БП₂₂².

Залежь пласта Ю₁^а была открыта скважиной 708Р, в которой по результатам испытания интервала 2766-2771 м (а.о. -2612,4 - 2617,4м) получен переливающий приток нефти дебитом 2,1 м3/сут., при Рзаб.= 25,8 МПа. Пластовое давление равно гидростатическому, пластовая температура +90^оC.

Выявленная залежь приурочена к центральной, наиболее приподнятой части структуры, дислоцирована разрывным нарушением на северо-востоке и литологически экранирована на юго-западе.

Залежь структурно-литологическая, с северо-востока осложнена тектоническим нарушением. Размеры ее 6,5 х 8 км, высота до 30 м.

Залежь пласта БП₂₂² вскрыта скважиной 708Р на а.о. -2565,4 м. По ГИС коллектор нефтенасыщен до а.о. 2571,6м. При испытании скважины первоначально в интервале глубин 2719 - 2721 м (а.о.2565,4 - 2567,4 м) был получен непереливающий приток нефти дебитом 8,1 м3/сут при уровне 759,5 м; при испытании в интервале глубин 2719 - 2725 м (а.о.2565,4 - 2571,4 м) получен фонтанирующий приток нефти дебитом 24,8 м3/сут, дебит газа - 3,66 тыс.м3/сут на 6 мм штуцере, ГФ - 147 м3/м3. Пластовое давление близко к гидростатическому, пластовая температура +89^оС.

Структурный план кровли пласта БП₂₂² конформен структуре кровли пласта Ю₁^а (граф.прил.2.2, 2.3, 2.4,. Залежь приурочена к центральной, наиболее приподнятой части структуры, дислоцирована разрывным нарушением на северо-востоке и литологически экранирована на юго-западе.

Залежь структурно-литологическая, с северо-востока осложнена тектоническим нарушением. Размеры ее 6,5 х 8 км, высота 30 м.

Запасы нефти и газа

По состоянию на 01.01.2006 г. на балансе РГФ по Южно-Удмуртскому месторождению числятся начальные запасы:

по промышленной категории С₁: геологические - 1141 тыс. т, извлекаемые - 254 тыс. т,

предварительно-оцененные С₂: геологические - 6418 тыс. т, извлекаемые 896 тыс. т.,

всего по месторождению С₁+С₂: геологические - 7559 тыс.т., извлекаемые- 1150 тыс.т.

Данные запасы поставлены на баланс РГФ в 1992 г (табл. 2.6.1.). Запасы до настоящего времени не пересматривались. В настоящем проекте в связи с переинтерпретацией материалов ГИС выполнен оперативный подсчет запасов.

бал.=FЧhЧKпЧKнЧgЧt

где Qбал. - балансовые запасы нефти, тыс. т;- площадь нефтеносности, тыс. м2;- средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м; п - коэффициент открытой пористости, в долях единиц;н - коэффициент нефтенасыщенности, в долях единиц;н - коэффициент нефтенасыщенности, в долях единиц;

g - плотность нефти в стандартных условиях, т/м3;

t - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти при переводе ее из пластовых условий в поверхностные, д. ед.

2. Содержание работ по строительству разведочной скважины на месторождении «Южно-Удмуртское»

Строительство поисково-разведочных скважин  осуществляется по следующим этапам:

I этап «Подготовительные работы» включает:

·              разработку проектно-сметной документации (ПДС) и проведение её экспертизы;

·              согласование с администрацией муниципального образования, лесхозом, владельцами родовых угодий трассы перетаскивания и площадки под БУ и оформление документов по отводу земельного участка;

·              приобретение оборудования и технологических материалов для строительства скважины.

II этап «Вышкомонтажные работы» (ВМР) включает:

·              строительство трассы для перевозки буровой установки (БУ);

·              строительство площадки под БУ;

·              перевозку и монтаж БУ;

·              завоз на площадку для строительства скважины всех необходимых материалов, оборудования и спецтехники.

Указанный этап производится силами вышкомонтажной бригады ООО «ПГРЭ» с привлечением специалистов дорожно-строительного участка, базы производственного обслуживания и механизаторов спец.техники. Для ускорения данного этапа перевозка БУ осуществляется крупноблочно. Вышкомонтажная бригада обеспечивается всей необходимой техникой, включая грузоподъемную.

В зависимости от расстояния перевозки БУ и бурового оборудования, условий местности и сезона проведения работ по II этапу продолжительность этих работ может составить от 45 до 60 суток.

Конкретно по скважине продолжительность этапов указаны в календарном план-графике строительства скважины. Лесорубочный материал, который может быть при прокладке трассы и строительстве площадки под БУ  используется для строительства фундамента под БУ, лежневок на заболоченных местах и других целях при монтаже БУ. Неиспользованный материал складируется и затем вывозится.

В процессе монтажа БУ силами бригад базы производственного обслуживания ООО «ПГРЭ» производится завоз и складирование основных материалов, необходимых для полного цикла строительства скважины:

Дизельное топливо, дизельные масла, трубы бурильные и обсадные, глинопорошок, цемент, насосно-компрессорные трубы, талевый канат, забойные двигатели, долота, химреагенты и другое оборудование и спецтехника.

III этап «Бурение, опробование в открытом стволе, крепление» включает:

·              бурение под направление и кондуктор со спуском обсадных  колонн;

·              бурение под эксплуатационную колонну со всеми операциями, связанных с ГИС, отбором керна, опробыванием в открытом стволе, газокаротажные работы.

Все работы по III этапу производятся в соответствии  с индивидуальным (групповым) рабочим проектом, ГТЗ и ГТН.

Для предупреждения аварий, осложнений, а также для ускорения бурения скважины под кондуктор, бурение будет осуществляться с помощью турбобура 2ТСШ-240 и лопастного долота БИТ 269,9М-5 с применением УБТ-203 и стальных бурильных труб ТБПК-127. Сразу же при бурении под кондуктор применяется   гидроциклонный пескоотделитель для  очистки бурового раствора.

Бурение под эксплуатационную колонну производится на  полимер глинистом растворе, параметры которого  в процессе всего цикла бурения поддерживается в соответствии проекта и ГТН. Система циркуляции амбарно-емкостная, очистка бурового раствора 4-ех ступенчатая и включает в себя: вибросито, желобная система, амбар-отстойник, гидроциклонный пескоотделитель, илоотделитель, что обеспечивает надежную очистку бурового раствора и минимальное содержание твердой фазы.

Обработка полимер глинистого раствора химреагентами производится согласно регламента проекта и карты поинтервальной обработки бурового раствора, разработанной специалистами ООО «ПГРЭ».

Химреагенты применяются как отечественного, так и зарубежного производства. В целом буровой раствор обрабатывается экологически безопасными хим. реагентами - имеющие класс опасности IV.  В качестве смазывающих добавок для раствора применяются следующие химреагенты отечественного производства: «спринт», ФК-2000. Применение нефти исключено.

При бурении под эксплуатационную колонну применяются забойные двигатели ТПС-172, Д5-172, лопастные долота БИТ 190,5 М5, МС. Бурение из-под кондуктора до первого интервала отбора керна осуществляется всего лишь  одним лопастным долотом. Отбор керна производится роторным способом керноотборочным снарядом «недра» бур. головками  отечественного производства типа КАП и БИТ, что обеспечивает высокий процент выноса керна от 80 до 90%.

Геофизические исследования в открытом стволе скважины и в обсаженном колонной, а также при испытании скважины, в т.ч. перфорация производится силами Правдинской геофизической партии, которая находится в составе ООО «ПГРЭ». Геофизическая партия снабжена  в необходимом количестве техникой (лабораториями, подъемниками), приборами, аппаратурой, компьютерными программами, позволяющим в оперативном режиме предоставить геофизическую информацию со скважины.

В ООО «ПГРЭ» очень серьезное отношение к противовыбросовому оборудованию. Устье скважины, как при бурении, так и при испытании в колонне, оборудуется ПВО по утвержденной схеме и в соответствии с Инструкцией по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования (ПВО). Все документы, касающиеся ПВО, предупреждения нефтегазопроявлений и открытых фонтанов, согласованы с противофонтанной службой и территориальными органами Ростехнадзора.

Крепление скважины видами колонн производится в строгом соответствии с планом работ по креплению, составленного согласно требованиям «Правил безопасности в Н и ГП»-2003 года и Инструкция по креплению скважин.

Подъем тампонажного раствора обеспечивается до необходимой глубины указанного в ГТЗ и ГТН и достигается наличием необходимым количеством тампонажной техники, применением облегченной тампонажной смеси на основе цемента и небольшой доли глинопорошка (5:1), которая закачивается для цементирования верхнего интервала колонны, нижний интервал колонны (интервалы перфорации и выше, не ниже чем 200 м) цементируется с применением чистого цемента. Для получения качественного цементажа, получения хорошего сцепления применяются  специальные буферные добавки, колонна в продуктивных интервалах оснащается центрирующими фонарями, обеспечивается необходимый  режим промывки и цементирования скважины.

Цементаж производится с помощью тампонажной техники: цементировочные агрегаты и смесители, водоподающие блоки, которые в достаточном количестве имеются в экспедиции. После цементажа колонн и ожидание затвердения цемента (ОЗЦ) производятся геофизические исследования по определению качества цементирования.

Устье оборудуется колонной головкой и фонтанной арматурой (ФА) с последующей опрессовкой водой при спущенных насосно-компрессорных трубах эксплуатационной колонны совместно  с ФА на давление, указанное в проекте, ГТЗ или ГТН.

Опробование объектов в открытом стволе производится комплектом КИИ-146 в соответствии с утвержденным и согласованным с Заказчиком планом. КИИ-146 имеются в наличии ООО «ПГРЭ», работы по опробованию производятся своими обученными и квалифицированными специалистами.

Все рабочие, специалисты и руководящие работники занятые в бурении и испытании скважины имеют специальное обучение, периодически в соответствии с требованиями «Правил безопасности в НиГП» проходят подготовку по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях» в специализированных учебных центрах.

IV этап «Испытание в эксплуатационной колонне» включает:

·              геофизические работы - включая привязку по ГК, ЛОТ, Т и перфорационные работы;

·              спуск НКТ, вызов притока сменой глинистого раствора на техническую воду и снижением уровня;

·              исследование скважины методом установившихся отборов при получении фрнтанирующего притока или методом прослеживания уровня глубинными  манометрами при получении непереливающего притока;

·              при необходимости проведение работ по интенсификации притока при помощи струйного насоса СКО, ПГД-БК и другими методами;

·              отбор устьевых и глубинных проб пластового  флюида;

·              установка изоляционных цементных мостов или мостов при помощи ВП с последующей заливкой каждого ВП цементным раствором желонкой не менее 2-х метров;

·              работы по консервации или ликвидации скважины в зависимости от полученного результата и распоряжения «Заказчика».

V этап «Рекультивация» включает в себя:

·              демонтаж буровой установки и вывоз её  и другого бурового оборудования и спец. техники  с буровой площадки на специально отведенную площадку или на новую точку;

·              выполнение комплекса работ по рекультивации трассы перетаскивания и буровой площадки;

·              сдача земельного участка.

Цели и задачи разведочных работ

Основными задачами стадии разведочных работ - разведочного бурения - являются уточнение геологического строения залежи, определение ее размеров и получение данных о параметрах коллекторов и вмещающих их жидкостей (нефти, воды), необходимых для предварительного подсчета запасов, а также определение мощности и степени неоднородности продуктивных пластов.

На этой стадии проводится опытная эксплуатация, в ходе которой по результатам геологических, геофизических и гидродинамических исследований определяют:

·              характеристику литологического состава пластов-коллекторов нефти и газа;

·              эффективную мощность продуктивных горизонтов;

·              открытую пористость и проницаемость коллекторов нефти и газа;

·              коэффициенты нефтенасыщенности и нефтеотдачи;

·              пластовые давление и температуру;

·              характеристику нефти и газа в пластовых условиях;

·              давление насыщения и количество газа в пластовых условиях;

·              коэффициент усадки пластовой нефти;

·              начальные дебиты, коэффициенты продуктивности и газовые факторы;

·              гидрогеологическую характеристику месторождения;

·              предполагаемый режим залежи.

Эти данные необходимы для подсчета запасов высоких категорий С1, В и А, а так же составления технологической схемы разработки месторождения.

Кроме того, в процессе пробной эксплуатации отдельных скважин определяют дебиты нефти и газа при различных условиях отбора и устанавливают темпы снижения пластового давления.

При организации и проведении работ этой стадии важно идти не по пути резкого увеличения числа разведочных и оконтуривающих скважин, а по пути правильного размещения скважин, технически грамотного их бурения и строгого выполнения требований геолого-технических нарядов. В нарядах предусматривается получение качественных и подробных данных в соответствии с приведенным выше перечнем.

Так же стадия разведки имеет подраздел - доразведки отдельных залежей нефти и газа. Основная цель этих работ - уточнение запасов нефти и газа отдельных залежей, изучение параметров коллекторов для составления проектов доразработки, оценка остающихся запасов нефти.

Основные виды работ на стадии доразведки - это:

·              эксплуатационное бурение;

·              обобщение материалов по бурению и эксплуатации;

·              оценочное бурение для определения оставшихся запасов нефти на выработанных полях.

Кроме того, бурят также специальные скважины для наблюдения и контроля за ходом разработки месторождения и получения дополнительных данных по разрабатываемым горизонтам.

Таким образом, геологическое изучение залежей нефти и газа продолжается в течение всего периода их разработки.

Обоснование типовой конструкции скважин

В соответствии с проектным геологическим разрезом, наличием возможных зон осложнений, глубины залегания предполагаемых продуктивных горизонтов с учетом опыта ранее пробуренных скважин на соседних площадях и графика проектом предусматривается следующая конструкция скважины:

.        Направление 700мм -спускается на глубину 12 м с целью закрепления устья скважины и вывода циркуляции бурового раствора в желобную систему. Цементируется в шахте.

.        Удлиненное направление 437 мм -спускается на глубину 45 м с целью перекрытия неустойчивых пород четвертичной, неогеновой систем. Цементация до устья.

.        Кондуктор 360 мм- предусматривается спустить на глубину 300м с целью перекрытия неустойчивых пород и верхних пресных водоносных горизонтов. Цемент за колонной поднимается до устья. На устье устанавливается противовыбросовое оборудование (ПВО), которое опрессовывается вместе с кондуктором.

.        Техническая колонна 300 мм- спускается в кровлю васюганского горизонта на глубину 1500 м с целью перекрытия терригенных вышележащих пород для обеспечения прочности и герметичности скважины при вскрытии продуктивных горизонтов Юры и Мела. Цемент за колонной поднимается до устья. На устье устанавливается ПВО, которое опрессовывается вместе с технической колонной.

.        Эксплуатационная колонна 140 мм -спускается на проектную глубину при наличии объектов, представляющие интерес для испытания на нефть, газ. Цементируется до устья. Испытание колонны на герметичность производится давлением -опрессовкой и снижением уровня воды в скважине. Устье скважины оборудуется колонной головной и фонтанной арматурой на рабочее давление 280 атм.

Выбранная конструкция скважин обеспечивает возможность проведения полного комплекса ИС, испытания на приток нефти, газа и конденсата из продуктивных горизонтов в колоне, гидродинамических исследований, отбора проб, проведения пробной и промышленной эксплуатации.

Комплекс геолого-геофизических исследований.

Изученность сейсморазведкой:

Первые представления о геологическом строении, вещественном составе складчатого фундамента и осадочного чехла изучаемого района основаны на государственной геологической, аэромагнитной, гравиметрической и электроразведочной съемках миллионного масштаба.

исследования носили региональный характер - поиски крупных структурно-тектонических элементов и выяснение общих закономерностей геологии района:

. Государственная геологическая съемка масштаба 1:1000000 (ЗСГУ, 1955г.г.).

. Аэромагнитная съемка:

масштаб 1:1000000 («Сибнефтегеофизика», 1955 г.);

масштаб 1:200000 (НГТ, 1958-59 г.г.).

. Гравиметрическая съемка:

масштаб 1:1000000 (ТТГУ, СНРЭ, АГП 38/60-61, 1962 г.);

масштаб 1:200000 (ПГО «Центргеофизика»,1983 г.).

. Электроразведочная съемка МТЗ:

масштаб 1:1000000 (ТТГУ, ЯНГТ, ТГЭ, ЭРП 71/68 1969 г.);

Рис. 2.1.1. Схема геолого-геофизической изученности территории Чатылкынско-Удмуртского лицензионного участка

Условные обозначения к рис. 2.1.1

Изученность бурением:

В настоящее время на Южно-Удмуртском локальном поднятии пробурены 3 скважины (705Р, 706Р, 708Р). Глубоким бурением изучены среднеюрские, меловые, палеоген-четвертичные отложения в интервале глубин 0-3100 м. Общий метраж поисково-разведочного бурения составил 9050 м.

В результате поисково-разведочных работ на месторождении выявлено две нефтяные залежи в пластах БП₂₂² и Ю₁^а. Основные промышленные запасы приурочены к пласту БП₂₂², входящему в неокомский комплекс.

Выявленные залежи имеют сложное строение и, кроме структурного плана и зоной замещения (р-н скв. 705Р, 706Р) контролируются тектоническим фактором. Наличие тектонических разломов, определяющих структуру месторождения, было выявлено по результатам интерпретации сейсморазведочных работ и поисково-оценочного бурения.

По имеющимся материалам ГИС произведена межскважинная площадная корреляция, отбивка геологических горизонтов и продуктивных пластов по всему разрезу (табл.2.1.3). Для уточнения расчетных параметров по нефтяным залежам была проведена переинтерпретация ГИС.

Изученность керном:

На Южно-Удмуртском месторождении керн отобран в скважинах 708Р, 706Р, 705Р. Общая проходка с отбором керна составила 225 м, вынос керна от проходки составил 167,8 м или 73,1%, из нефтенасыщенных пластов керн не отобран, лабораторные исследования керна отсутствуют.

3. Геолого-экономическое обоснование целесообразности строительства разведочной скважины на «Южно-Удмуртском» месторождении

Цель бурения - поиск месторождений (дополнительны продуктивных пластов) нефти и газа, уточнение контуров данного месторождения, определение оставшихся запасов нефти и газа на выбранных полях ЛУ.

На Южно-Удмуртском ЛУ предполагается открыть дополнительные пласты (горизонты) залежей углеводородов.

Так же бурение разведочных скважин позволит, уточнит строение данного открытого месторождения, уточнить размеры, получить дополнительные данные о параметрах коллекторов и вмещающих их жидкостей (нефти, воды) необходимых для предварительного подсчета запасов.

Открытие дополнительных залежей в нетрадиционных типах ловушек, не только расширит диапазон нефтегазоносности, но и послужит толчком к поиску аналогичных структур, подготовленных в данном районе, но на более глубоких горизонтах.

За счет бурения нескольких разведочных скважин планируется не только нарастить запасы нефти и попутного газа, но и перевести запасы уже разведанных категорий в более высокие категории С₁, В и А.

Успешная доразведка значительно повысит экономическую эффективность разведки месторождения, и позволит привлечь дополнительные инвестиции, для освоения месторождения, что е только позволит получить прибыль от разработки месторождения, но и позитивно скажется на всем районе работ в результате дальнейшего развития его инфраструктуры, увеличения числа рабочих мест и т.д.

Таким образом можно сделать вывод, что для бурения разведочных скважин достаточно целесообразно, так при благоприятных результатах поисково-разведочного бурения на Южно-Удмуртском ЛУ дальнейшие работы будут связаны с пробной и промышленной эксплуатацией месторождения.

В случае реализации данного проекта рекомендуется продолжить поисково-разведочное бурение скважин.

4. Смета затрат, ее назначение и содержание

Смета это документ, представляющий собой расчёт (план) предстоящих доходов и расходов на осуществление какой-либо деятельности. Смета затрат представляет собой сводный расчет, суммирующий все расходы на производство и сбыт продукции.

Для определения сметной стоимости строительства скважины в зависимости от условий работ разрабатываются более 30 сметных расчетов, объединяемых в сводный сметный расчет.

Сводный расчет состоит из:

подготовительные работы к строительству скважины

строительство и разработка (передвижение) бурильной установки, монтаж и демонтаж оборудования

бурение и крепление скважины

испытание скважины на продуктивность

промыслово-геофизические работы, дополнительные затраты на строительство скважины в зимнее время

накладные расходы

плановые накопления

прочие работы и затраты

надзор

проектные и изыскательные работы

Предусматривается также резерв средств на непредвиденные работы и затраты, не предусмотренные проектом и не зависящие от исполнителя работ по строительству скважин.

Суммированием затрат получают полную сметную стоимость всех скважин, которая после утверждения является лимитом на весь срок строительства. Суммарная сметная стоимость всех скважин, подлежащих строительству в плановом периоде, определяет объем капитальных вложений на этот период.

Для определения затрат по разделам и статьям расходов используют следующие проектные и нормативные материалы:

)Технические проекты на строительство скважин, которые содержат данные об объемах отдельных видов работ, об используемом оборудовании, инструменте, конструкции скважин, виде энергии, продолжительности строительства и другие показатели определяющие технику, технологию и организацию работ.

)Справочники сметных норм и расценок на строительство нефтяных и газовых скважин, к которым относится УПСС (укрупненные показатели стоимости строительства) и ЕРЕР (единые районные единичные расценки)

)Прейскурант цен на материалы и оборудование, нормы заготовительно-складских расходов, транспортные тарифы и местные цены на некоторые виды материалов и услуг

)Нормы накладных расходов и плановых накоплений.

Объем буровых работ в сметной оценке.

Плановую стоимость скважин, включаемых в план-график, определяют либо непосредственно по утвержденным сметам к рабочим проектам, либо по заранее установленной цене 1м проходки. Эта цена обосновывается с учетом поинтервальной шкалы сметной стоимости его, предлагаемой к сметному расчету. Поскольку групповые (зональные) сметы составляют на скважины определенной группы (зоны), сметную стоимость объема буровых работ получают умножением сметной стоимости одной скважины данной группы на их число. Сметная себестоимость буровых работ (общая, скважины 1 м проходки) определяется разницей между сметной стоимостью и плановыми накоплениями.

Свод затрат на строительство скважин.

Плановую себестоимость строительства скважин по всем подразделениям, входящим в состав буровых работ предприятий, рассчитывают в своде затрат на строительство скважин. В отличие от смет на строительство скважин, которые составляются на основе усредненных нормативов, а также цен и тарифов, принятых при составлении справочников сметных норм и расценок, свод затрат разрабатывается для конкретных условий буровых предприятий для дневного планового периода.

Разность между этими предприятиями определяет размеры плановой балансовой прибыли буровых предприятий.

Свод затрат составляют на основе данных производственной программы основных вспомогательных подразделений бурового предприятия, план по труду и заработной плате в разрезе указанных подразделений, плана материально-технического снабжения, капитального строительства капитально и текущего ремонтов, плана повышения эффективности производства, движение основных фондов, смет накладных расходов и других плановых материалов.

Свод затрат на строительство скважин содержит элементы и статьи образующие три раздела: 1-элементы затрат, 2-услуги основных и вспомогательных подразделений, 3-накладные расходы (расходы по управлению отдельных цехов и предприятий в целом).

Составление свода затрат по элементам начинают с разработки смет затрат по вспомогательным, а затем по основным цехам, что обеспечивает полную их взаимосвязку по основному и вспомогательному производствам. Затраты по работам и услугам, оказываемым вспомогательными подразделениями УБР (например, стоимости пара, воды, электроэнергии, перевозки грузов и др.) распределяют по элементам, а расходы по услугам сторонних организаций относят на соответсвтующие статьи без распределения.

Рассмотрим методику расчета затрат по отдельным элементам на примере основного производства.

Материалы

К числу материалов, применяемых в бурении и креплении скважин, относятся обсадные труды, тампонажный цемент, глина и химические реагенты для приготовления промывочной жидкости и т.д. При расчете затрат на материалы, на материалы, как правило, применяют три показателя: объем работ в натуральных показателях, характерных для данного вида продукции, норм расхода материалов на единицу объема работ (продукции) и соответствующих цен за единицу материала (тонну, метр и т.д.).

Топливо и ГСМ

В строительстве скважин топливо расходуется в двигателях внутреннего сгорания, используемых в качестве силовых приводов буровых установок, заливочных агрегатов, транспортных средств, а так же в теплофиксационных установках для обогрева буровых и других объектов в зимнее время.

Расходы на топливо для двигателей внутреннего сгорания определяют, исходя из норм расхода горючего, установленных на единицу обема работ или время (в сутках), действующий оптовых цен промышленности на ГСМ с учетом транспортно-заготовительных расходов и объема или продолжительности работ. Расходы на топливо теплофиксационных установка рассчитывают с учетом отопительного периода.

Энергия со стороны

По данному элементу планируют расход электроэнергии электродвигателями буровых установок при бурении и испытании скважин, а также электродвигателями цехов вспомогательного производства. Оплата электроэнергии буровыми предприятиями производится по двухставочному тарифу за потребленную активную энергию, учтенную счетчиками (в кВт) и за установленную мощность трансформаторов и высоковольтных двигателей (кВА).

Количество электроэнергии, необходимое для строительства скважин, рассчитывают по цене за 1 м проходки и на станко-сутко бурения, а так же испытания скважин (в кВт/ч). Данные о проходке в продолжительности бурения и испытания скважин принимаются по графикам строительства скважин.

Стоимость 1 кВт/ч активной энергии принимают по действующим тарифам для данного района или по расценкам ППР. Путем умножения стоимости 1 кВт/ч на расхода электроэнергии определяют затраты на потребляемую активную энергию.

Заработная плата

По этому элементу включают только основную заработную плату рабочих основных вспомогательных цехов, принимая её по показателям плана по труду и заработной плате, (основную и дополнительную заработную плату административно-управленческого и хозяйственного персонала бурового и дополнительную заработную плату рабочих основных и вспомогательных цехов относят на соответствующие статьи сметы накладных расходов.

Отчисления на социальные страхование рассчитывают в соответствии с установленным процентом от общей суммы основной и дополнительной заработной платы.

Амортизация

Плановую сумму амортизационных отчислений рассчитывают умножением утвержденных норм амортизационных отчислений и среднегодовой балансовой стоимости основных фондов по видам основных фондов в разрезе цехов в разрезе цехов бурового предприятия.

Услуги со стороны и прочие денежные расходы

По данному элементу планируют затраты на промыслово-геофизические работы, транспортные услуги и прочие услуги сторонних организаций.

Затраты по оказанию услугу по цехам и на сторону распределяются во 2-ом разделе затрат пропорционально объему оказываемых улуг. На основе производстве относят разность между общей суммой затрат по подсобно-вспомогательные цехи и на сторону. В свою очередь затраты, отнесенные на основанное производство, распределяются между эксплуатационным и разведочным бурением.

5. Оценка стоимости затрат на строительство разведочной скважины на «Южно-Удмуртском» месторождении

Заключение

В данной курсовой работе были рассмотрены природно-геологические и технико-технологические условия деятельности нефтегазодобывающего предприятия ОАО «Газпром нефть», обоснована геолого-экономическая целесообразность проведения этих работ в данных природных условиях, а так же рассчитана смета затрат на эти виды работ.

Была предпринята попытка планирования дополнительной разведочной скважины, которая позволит, уточнит строение данного открытого месторождения, уточнить размеры, получить дополнительные данные о параметрах коллекторов и вмещающих их жидкостей (нефти, воды) необходимых для предварительного подсчета запасов.

Открытие дополнительных залежей в нетрадиционных типах ловушек, не только расширит диапазон нефтегазоносности, но и послужит толчком к поиску аналогичных структур, подготовленных в данном районе, но на более глубоких горизонтах.

За счет бурения нескольких разведочных скважин планируется не только нарастить запасы нефти и попутного газа, но и перевести запасы уже разведанных категорий в более высокие категории С₁, В и А.

Экономические расчеты стоимости проектируемых работ проводились на основе показателей строительства скважины аналога (образцовой скважины), которая была уже ранее пробурена в максимально приближенных условиях проектной скважины.

Сметная стоимость строительства проектируемой разведочной скважины с учетом изменения скорости бурения и глубины по сравнению с базовой скважиной составила 14 320 220 тыс. руб.

При благоприятных результатах поисково-разведочного бурения дальнейшие работы будут связаны с пробной, а далее с промышленной эксплуатацией месторождение.

В случае реализации данного проекта рекомендуется доразведка месторождения с помощью геофизических исследований скважин, а именно 3Д сейсморазведка, бурение дополнительных разведочных скважин, пересчет запасов и перевод их в более высокие категории ГКЗ РФ.