Сведения о запасах углеводородов

Запасы нефти и растворенного газа Булатовского месторождения утверждены ГКЗ (протокол № 1600-дсп от 26.03.2008 г.) в количестве по категориям С₁ / С₂:

- геологические – 10 348 / 6 247 тыс.т;

- извлекаемые – 5 009 / 2 393 тыс.т.

В 2014 г. запасы нефти Булатовского месторождения утверждены ГКЗ Роснедр в 2014 г. (Протокол № 3924 от 12.11.2014 г.) в количестве по категориям С₁ / С₂:

- геологические – 12 913 / 4 465 тыс. т;

- извлекаемые – 6 322 / 1 155 тыс. т.

Растворенный газ пластов СI верхняя и нижняя пачки является негорючим (содержание азота и углекислого газа превышает 60%). Растворенный газ месторождения на государственном балансе числится в количестве по категориям С₁ / С₂:

- извлекаемые – 31 / 4 млн. м³;

По величине начальных запасов нефти месторождение относится к мелким, 26 % начальных геологических запасов (4 465 тыс.т.) отнесены к непромышленной категории С₂.

 

Состояние разработки Месторождения

Месторождение открыто в 1987 г., введено в разработку в 2000 г.

По состоянию на 01.01.2014 г. пробурено 20 скважин, в т.ч. добывающих 13, одна нагнетательная, три поглощающие и три ликвидированные.

В разработку, в полном соответствии с решениями проектного документа введены объекты СI и Д₃^f3-fm. Ввод в разработку объекта А_3-4 запланирован на 2017 г.

С начала разработки на месторождении отобрано 2 740 тыс.т. нефти при накопленном отборе жидкости 7 021 тыс.т., водонефтяной фактор – 1,56. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов составил 42,6 %, текущий КИН – 0,212.

В 2013 году добыто 312 тыс.т. нефти (темп отбора от НИЗ – 4,8 %), жидкости – 835,5 тыс.т. Среднегодовая обводненность продукции скважин составила 76,3 %. Средний дебит нефти действующих скважин – 76,2 т/сут, дебит жидкости – 321,0 т/сут.

Разработка месторождения осуществляется в соответствии с утвержденными решениями. Уровень добычи нефти 2013 г. соответствует проекту, отклонение составляет +16,8 %, что не превышает допустимых пределов (±27 %).

Объект СI

Объект СI представлен двумя залежами нефти: СI верхняя пачка и СI нижняя пачка.

В эксплуатации на нижней пачке пребывала одна скважина (№ 411) в период с сентября 2007 г. по февраль 2008 г.

Разработка верхней пачки пласта CI осуществляется с 2001 г. Залежь разрабатывается преимущественно горизонтальными скважинами. Всего в эксплуатации перебывало 10 скважин, из которых две наклонно-направленные и 8 горизонтальных. По состоянию на 01.01.2014 г. в действующем фонде числятся 7 скважин (в т.ч. 6 ГС).

С начала разработки отобрано 1 765 тыс.т. нефти, 5 437 тыс.т. жидкости, при водонефтяном факторе 2,1. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов составил 36,2 %, текущий коэффициент извлечения нефти - 0,187 д.ед.

В 2013 г. добыча нефти составила 257,3 тыс.т. (темп отбора от НИЗ – 5,3 %) и 1 065,0 тыс.т. жидкости. Средний дебит добывающих скважин по нефти – 100,9 т/сут, по жидкости – 417,4 т/сут, обводненность добываемой продукции – 75,8 %.

Объекты разрабатываются на естественном режиме.

Объект Д₃^f3-fm

Разработка залежи осуществляется с 2000 г. По состоянию на 01.01.2014 г. действующий фонд насчитывает пять скважин (все добывающие). Одна скважина - № 321 переведена на серпуховский водоносный горизонт и используется для целей утилизации подтоварной воды. Нагнетательная скважина (№ 300) временно остановлена.

Накопленная добыча нефти составила 975 тыс. т. Отбор от НИЗ – 62,3 %. Текущий КИН – 0,281. В 2013 году добыча нефти составила 54,7 тыс. т, жидкости – 249,4 тыс.т.

К концу 2011 г. пластовое давление снизилось, в связи с чем фактический уровень добычи нефти оказался несколько ниже проектной величины. До 2012 г. фактические уровни соответствуют проектным. Ввод нагнетательной скважины позволил восстановить пластовое давление, что сопровождалось скачкообразным обводнением продукции скважин, достигшей к концу года величины 90,8 %, разом перекрыв проектный уровень (67,8 %) на 34 %. Годовая добыча нефти при этом снизилась до 14,9 тыс.т., что на 80 % ниже проектной величины.

Остановка закачки в 2013 г., эффективные РИР, выполненные во второй половине 2013 г., и ввод из бурения новой скважины позволили восстановить добычу нефти на уровне 54,7 тыс.т., что на 36 % ниже проектной величины. Отклонение связано с отставанием в реализации проектного фонда скважин.

ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Комплекс мероприятий по охране недр и окружающей среды составлен с учетом действующих нормативов, правил и ограничений по природопользованию. Предусмотрены мероприятия по охране недр при бурении, эксплуатации, консервации и ликвидации скважин. При бурении скважин и БГС предусмотрены мероприятия по сохранению природных характеристик призабойной зоны скважин в процессе первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта.

В процессе эксплуатации добывающих скважин и БГС основные мероприятия сводятся к проверке целостности колонн, цементного кольца, установлению зон утечек, поступления посторонних вод и ремонтно-изоляционным работам

Консервацию и ликвидацию скважин предусмотрено проводить в соответствии с действующими инструкциями. Это обеспечит: по ликвидируемым скважинам – недопущение утечек остатков нефти и пластовой воды в другие горизонты разреза; по консервируемым скважинам – возможность их повторного ввода в эксплуатацию.

Предусмотрено проведение мониторинга за состоянием окружающей среды.

При строгом соблюдении всех существующих правил и норм дальнейшая разработка месторождения не окажет негативного влияния на недра и окружающую среду в пределах лицензионного участка.

XII. Безопасное ведение работ

В процессе разработки месторождения предусматривается безопасное ведение работ, а также соблюдение утверждённых в установленном порядке стандартов (норм, правил) по технологии ведения работ, связанных с пользованием недрами. С этой целью рекомендовано: организация и осуществление производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации № 263 от 10.03.1999 г. (в редакции от 01.02.2005 г.) «Об организации и осуществлении производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах».

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

 

В процессе прохождения производственной практики на ТПП РИТЕК-Самара-Нафта были выполнены следующие задачи:

- Общее знакомство с предприятием, охраной труда и правилами внутреннего распорядка, инструктаж по технике безопасности;

 - Ознакомление с нормативной и технической документацией;

- Формирование общепрофессиональных знаний, умений и навыков, необходимых для будущей работы на предприятии;

- Приобретение навыков профессионального мастерства и основ профессиональной деятельности;

 - Сбор и обработка материалов для выполнения курсовых про-ектов по дисциплинам: «Эксплуатация нефтяных месторожде-ний», «Сбор и подготовка нефти, газа и воды», «Подземный и капитальный ремонт скважин» (согласно техническим заданиям на курсовые проекты).