СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 5

1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УСЛОВИЙ РАБОТЫ БУРОВОГО

ПРЕДПРИЯТИЯ 7

2 АНАЛИЗ ВЫПОЛНЕНИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРОГРАММЫ

БУРОВОГО ПРЕДПРИЯТИЯ 16

3 РЕЗЕРВЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРОВЫХ РАБОТ

НА ОСНОВЕ УЛУЧШЕНИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ КАЛЕНДАРНОГО

ВРЕМЕНИ БУРЕНИЯ 36

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 42

ВВЕДЕНИЕ

Результаты деятельности нефтегазового комплекса (НГК) выступают основой для обеспечения платежного баланса страны, поддержания курса национальной валюты, формирования инвестиционных ресурсов экономики. НГК – основной донор бюджета страны и главный источник валютных поступлений. При уровне инвестиций в основной капитал менее 15% от капитальных вложений в стране на НГК приходится более 50% доходов федерального бюджета и около 65% экспорта. Рыночная стоимость акционерного капитала пяти крупнейших нефтегазовых компаний (без учета ТНК-ВР, активы которой учитываются в котировках ВР) превышает 60% капитализации российского рынка акций

По итогам 2011 года добыча нефти в России составила 511,4 млн. тонн нефти и 670,7 млрд. м³ газа, что превышает показатели 2010 года на 1,23% и 3,1% соответственно. Экспорт нефтяного сырья России составил 212,2 млн. тонн. На объекты переработки за 2011 год было поставлено 257,16 млн.тонн нефти.

Проходка в нефтяной отрасли за 2011 год составила по России 18741,9 тыс.м, что на 8,7% превысило показатели 2010 года. Лидерами по проходке явились такие компании как ОАО «Сургутнефтегаз» (4746,5 тыс. м, прирост на 7,1%), ОАО «НК Роснефть» (3520,6 тыс. м, прирост 22,5%), ОАО «ЛУКОЙЛ» (2608,6 тыс. м, прирост 9,4%), ОАО «Газпром нефть» (2272,7 тыс. м, что на 13,1% меньше, чем в 2010 году).

За 2011год в эксплуатацию введено 6146 новых скважин, что на 344 скважины больше чем в 2010 году. Нефтяных скважин введено 5455 штук. ОАО «Сургутнефтегаз» ввел в эксплуатацию 1403 скважины (+ 98 скважин относительно 2010 года), ОАО «НК Роснефть» - 1105 скважин (+ 168 скважин относительно 2010 года), ОАО «ЛУКОЙЛ» - 739 скважин (- 58 скважин относительно 2010 года), ОАО «Газпром нефть» - 724 скважины (- 15 скважин относительно 2010 года).

В 2011 году в России в разработку было введено 16 месторождений, количество добывающих скважин на них составило 26 штук. Проходка по новым месторождениям составила 35,1 тыс.м, а добыча нефти – 124,3 тыс. тонн.

Поддержание отечественной нефтегазодобычи на достаточном уровне невозможно без ввода в эксплуатацию новых месторождений. С учетом истощения имеющейся сегодня ресурсной базы и выхода в ближайшие годы на пиковые уровни введенных в разработку месторождений, реализация государственных планов по объемам добычи углеводородного сырья возможна только в случае усиления поисковых и геологоразведочных работ как с целью обнаружения и уточнения ресурсов в новых регионах добычи, так и доразведки и ввода в эксплуатацию неосвоенных участков в старых. Буровые работы в воспроизводстве минерально-сырьевой базы играют едва ли не главную роль, так как бурение скважин - единственный источник результативной разведки и приращения запасов нефти и газа.

В ходе геологического изучения недр на нефть и газ к лицензированию были подготовлены участки недр площадью 400 тыс. км². В 2012 году на проведение гелого-разведочных работ на нефть и газ планируется затратить из Федерального бюджета 12,5 млрд. руб. (в 2011 году – 8,7 млрд. руб.). Работы будут проводиться на 156 объектах, 80 из которых новые.

В российских морях Западной Арктики пробурены 84 скважины и открыто 20 месторождений с суммарными запасами и ресурсами газа более 10 трлн. м³ и нефти с конденсатом свыше 500 млн. тонн. В Баренцевом и Печорском морях пробурено 54 скважины и открыто 11 месторождений.

Цель курсового проекта состоит в том, чтобы проанализировать показатели деятельности бурового предприятия: проходку, коммерческую скорость бурения. Необходимо проанализировать работу предприятия за отчётный год выявить причины отклонения фактических показателей от плановых и показателей базисного года. Проанализировать календарное время бурения за отчетный период и определить при выполнении каких операций наибольшие потери времени. В заклбючении следует разработать план строительства скважин на следующий год.

1 ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОГРАФО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ, ПРИРОДНЫХ, ТЕХНИЧЕСКИХ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ РАБОТЫ БУРОВОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

1.1 Анализ работы бурового предприятия

«Компания Полярное Сияние» была создана в январе 1992 года. Соучредителями компании выступили Conoco (50%) и государственное предприятие Архангельскгеология (50%). После ряда изменений и реорганизаций в составе родительских компаний в настоящее время участниками "Компании Полярное Сияние" являются ConocoPhillips (50%) и ОАО "НК "Роснефть" (50%). Первоначальные инвестиции в компанию составили свыше $400 млн. В том же 1992 году начались работы по освоению Ардалинской группы месторождений. Первая нефть была добыта компанией в августе 1994 года. База активов ООО «Компания Полярное Сияние» включает в себя три лицензии на добычу и геологическое изучение Ардалинского, Вос-точно-Колвинского и Дюсушевского нефтяных месторождений и лицензию на геологическое изучение недр на лицензионной территории площадью 2565 кв. км, включающей Ошкотын-ское нефтяное месторождение, а также геологические данные по 58 пробуренным скважинам, данные двухмерной сейсмики (3240 пог. км) и трехмерной сейсмики (899 кв. км). В 2008 году Добыча углеводородов ООО «Компания Полярное Сияние» составила : 1 063 Нефть, тыс. т (7,8 млн барр.) ; газа 34 млн. куб.м . В 2009 году 912 Нефть, тыс. т (6,7 млн барр.) ; газа 32 млн. куб.м . В 2010 г. объем добычи совместного предприятия составил 5,1 млн барр. (1,4 млн т) нефти. Скважины Полярного Сияния отличаются высокой эффективностью — так, средний дебит в 2010 г. составил 71 т/сут (522 барр./сут). Пика добычи компания достигла в 1999 году (около 1,9 млн т. нефти в год)

Заботясь о будущем, «Компания Полярное Сияние» проводит геологоразведочные работы на лицензионном участке с целью восполнения запасов и ввода их в разработку для поддержания достигнутого уровня добычи нефти. Продолжаются сейсмические исследования на выбранных участках лицензионной территории для подготовки структур к поисковому бурению. «Компания Полярное Сияние», имеющая 15-летний опыт обустройства, разработки и эксплуатации месторождений на лицензионной территории, связывает свое будущее с участием в освоении и разработке близлежащих месторождений Тимано-Печоры.

1.2 Техники и технологии в убр-2

С момента образования УБР вело работы со станков БУ-75 и БУ-80, которые являлись многие годы основными буровыми установками среднего класса грузоподъемности в отрасли. Они были скомпонованы под крупноблочный метод перемонтажа, что при недостаточной обустроенности месторождения дорогами, дефиците специальной техники и кранов усложняло работу буровиков. Ужесточение требований по экологии, как и улучшение материально-технической базы предприятия, привело к необходимости отказа от крупноблочного метода монтажа БУ.

Потребовалось создание установок для кустового бурения, когда с небольших кустовых оснований бурились бы до нескольких десятков скважин. Здесь преуспел завод «Уралмаш», который в короткие сроки освоил серийный выпуск БУ «Уралмаш 3000 ЭУК», и они были поставлены УБР-2. Установки постоянно модернизировались. Появилась БУ 3000 ЭУК-1 в эшелонном исполнении, затем были разработаны и освоены варианты с утепленными укрытиями, новыми буровыми лебедками и насосами. Именно на этих установках были поставлены в УБР-2 все мыслимые и немыслимые рекорды.

Экономический кризис конца прошлого века отразился и на УБР-2. Получив в 1992 г. последний станок, УБР-2 пять лет работало на старом оборудовании. Но за это время родилась концепция блочно-модульных буровых установок, которые должны были сочетать в себе главные эксплуатационные качества: регулируемый тиристорный привод, повышенную монтажеспособность, полную заводскую готовность поставки оборудования в модулях и секциях с утеплением и обогревом, всеми коммуникациями, освещением и т.п.

В 1997 г. УБР-2 начало работать на БУ 2900/200 ЭПК-БМ, изготовленных на ВЗБТ и сделанных согласно этой концепции. Затем они модернизировались в БУ 3900/225 ЭПК-БМ.

Завод «Уралмаш» с 2000 г. также поставлял несколько станков блочно-модульного исполнения. Это БУ 3900/200 ЭК-БМ, БУ 3900/225 ЭК-БМ, БУ 3900/200 ЭК-БМЦ. Последняя является установкой нового поколения с цифровыми системами управления главными электроприводами. Сегодня на балансе управления буровых работ предприятия числится 25 буровых установок. Технология и оборудование, предназначенное для их использования, также изменялись довольно быстрыми темпами. Правда, как начинали бурить долотами типа МЗ-ГВ СГН, так и бурили ими на протяжении нескольких десятков лет. Поэтому парк турбобуров сильно не менялся: ТСШ-240; Т12 РТ-240; ЗТСШ-195 ТПК или ЗТСШ-195ТЛ.

Начало 90-х годов ознаменовалось как перестройкой в стране, так и спадом в нефтяной отрасли, что отразилось в первую очередь на бурении, т.к. бурение – процесс высокозатратный в цепочке добычи нефти или газа. Управление также переживало не самые лучшие времена. Количество бригад бурения сократилось до семи.

До 2000 г. перевооружение строилось, в основном, за счет импортного оборудования и импортных материалов. Это и системы очистки (Brand), химреагенты (KemTron) и долота, и телесистемы (Halliburton).

Для оптимизации режима бурения и повышения эффективности использования бурового оборудования стали применяться станции геолого-технического контроля параметров процесса бурения типа «Разрез-2». Данный комплекс позволяет получать информацию как в графическом, так и в цифровом формате и контролировать до 20 параметров.

Важными направлениями в деле повышения эффективности строительства скважин всегда являлись подбор породоразрушающего инструмента и улучшение показателей работы долот. Опыт применения импортных долот PDC заставил отечественные предприятия при участии ОАО «Сургутнефтегаз» разработать для сплошного бурения долота серии БИТ с поликристаллическими алмазными пластинами. С 2001 г. УБР-2 использует несколько модификаций долот этой серии (БИТ-214.3-МС,С,МС2,С2,М,М4,М5). Для бурения кондукторов стали применять долота алмазные со стальным корпусом БИТ-295,3 М, что позволило сделать шаг вперед, не дав снизиться результатам при бурении глубоких, горизонтальных и сложнопостроенных скважин. Для эффективной реализации нового способа разрушения породы долотами БИТ встал и вопрос пересмотра парка забойных двигателей. Потребовались гидравлические забойные двигатели с повышенным моментом на валу и с увеличенным ресурсом работы. Фирма «Радиус-Сервис» провела модернизацию существующих и создала новые типы двигателей с целью обеспечения ресурса их работы и ресурса работы долота.

В УБР-2 первая горизонтальная скважина была пробурена в 1993 г. на Лянторском месторождении. Основная цель заключалась в оценке технической возможности строительства горизонтальных скважин с использованием импортного навигационного оборудования. Опыт оказался не совсем удачным, но показал, что необходимо совершенствовать и над чем работать. Спустя 10 лет в УБР-2 бурение горизонтальных скважин возобновилось и с каждым годом объем его наращивается.

Технические средства и технологические процессы крепления скважин так же претерпели значительные изменения. Наряду с традиционным одноступенчатым способом цементирования эксплуатационных колонн с 1996 г. стали применять двухступенчатый способ цементирования с применением муфт МЦП-146 С2 и МЦП-168 С2, разработанных в ОАО «Буровая техника». Технология манжетного цементирования горизонтальных скважин с номером ПДМ-146 также применялась.

Вторичное вскрытие и освоение скважин, которые определяют результаты всего цикла строительства, также во многом зависят от методов воздействия на пласт. Переход на новые месторождения всегда сопровождался изменением и тщательным подбором существующих и разработкой новых методик освоения скважин. В последнее время широкое применение в УБР-2 нашел метод увеличения нефтеотдачи пластов путем проведения их гидроразрыва (ГРП).

Необходимо отметить, что в современных условиях, когда ужесточаются требования к качеству строительства скважин, экологии, возникла необходимость непрерывного контроля за всем процессом бурения с использованием современных информационных технологий. Для выполнения качественного контроля и обеспечения надежных каналов связи используются абонентские терминалы связи. Для оперативного принятия управленческих решений по проводке скважин в УБР-2 внедряется информационная система «Бурение», которая позволяет контролировать процессы в режиме реального времени. Функционально она разбита на две подсистемы: ОКО ЦИТС «Бурение» - это сбор данных со станции ГГИ в реальном времени и ИС «Альфа-бурение» - сбор, обработка и хранение информации различных служб и подразделений УБР.

1.3 Орография района работ

1.3.1 Наименование площади.

- Дюсушевская.

1.3.2 Административное расположение.

- Россия, Ненецкий автономный округ Архангельской области.

1.3.3 Географическое расположение.

- суша.

1.4.4 Рельеф местности.

- Всхолмленная равнина, расчлененная долинами рек с крутыми, обрывистыми, реже низкими, болотистыми берегами.

1.3.5 Наличие и интервал залегания многолетнемерзлых пород.

- Толщина ММП по данным бурения и температурных исследований составляет 200м.

1.3.6 Транспортная связь.

- Дороги отсутствуют, наличие вертолетных площадок; доставка оборудования и персонала - гусеничным и автотранспортом транспортом в зимнее время, вертолетами – круглый год.

1.3.7 Источники водо- и электроснабжения, связь.

-Источниками водоснабжения будут служить естественные водоёмы,для питьевых целей воду необходимо кипятить.Бурение специальных скважин для водоснабжения не планируется.

-Малые реки и озера промерзают зимой на всю глубину, поэтому может возникнуть необходимость в привозной воде из близлежащих незамерзающих рек и озер.

- В районе проектных работ отсутствует дорожная сеть и линии электропередач. Снабжение теплом производится от индивидуальных котельных, снабжение электричеством – от индивидуальных электростанций. Связь будет осуществляться по рации.

1. 3.8 Назначение скважины.

- Эксплуатационная

1. 3.9 Вид скважины.

- Вертикальная.

1. 3.10 Проектный горизонт

- Верхний фран.

1. 3.11 Глубина скважины

- 3380 м.

1.4 Производственная структура УБР

Производственная структура УБР представлена на рисунке 1.

ИТС – инженерно-технологическая служба;

ЦИТС – центральная инженерно-технологическая служба;

РИТС – районная инженерно-технологическая служба.

Рисунок 1 – Производственная структура УБР

1.5 Производственная структура НГДУ

Производственная структура НГДУ представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 – Производственная структура НГДУ

1.6 Состав работ цикла строительства скважины

Состав работ цикла строительства скважины представлен в таблице Б.

Таблица Б – Состав работ цикла строительства скважины

Полный цикл строительства скважины Тц	Подготовительные работы к вышкостроению			Тп м
	Монтаж буровой установки и энергетического оборудования. Строительство привышечных сооружений			Тм
	Задел			Тз
	Подготовительные работы к бурению			Тп б
	Бурение скважины Тб	I. Производительное время Тп	Механическое бурение	tм
			Спуско-подъемные операции	tСПО
			Наращивание	tн
			Вспомогательные работы (ПЗР)	tпзр
			Крепление	tк
		II. Ремонтные работы		Tр
		III. Осложнения		То
		IV. Непроизводительное время Тнепр	Аварии	tав
			Оргтехпростои	tпр
	Испытание (освоение) скважины			Ти
	Демонтаж вышки и привышечных сооружений			Тд

2 АНАЛИЗ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРОГРАММЫ БУРОВОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

2.1 Анализ производственной программы

Анализ производственной программы бурового предприятия начинается с оценки работы предприятия за отчетный год. Для этого необходимо выявить причины отклонения показателей отчетного года от плановых и от базисного года.

Анализ проводится по данным таблицы 2.

Таблица 2 – Показатели работы бурового предприятия

Показатели	Единица измерения	Базисный год (фактический)	Отчетный год		% к плану	% к базисному году
			по плану	фактически
1.Проходка В том числе: Эксплуатационное бурение: Разведочное бурение:	м	29899	30500	31514	103,3	105,4
		20543	21000	21914	104,4	106,7
		9356	9500	9600	101,1	102,6
2. Время бурения В том числе: Эксплуатационное бурение: Разведочное бурение:	ст-мес	16,7	16,1	16,4	101,9	98,2
		8,3	8,1	7,8	96,3	94
		8,4	8	8,6	107,5	102,4
3. Коммерческая скорость В том числе: Эксплуатационное бурение: Разведочное бурение:	м/ст-мес	3588,9	3780,1	3925,8	103,9	109,4
		2475,1	2592,6	2809,5	108,4	113,5
		1113,8	1187,5	1116,3	94	100,2
4. Количество скважин, начатых бурением В том числе: Эксплуатационное бурение: Разведочное бурение:	скв	12	14	14	100	116,7
		9	10	10	100	111,1
		3	4	4	100	133,3
5. Количество скважин, законченных бурением В том числе: Эксплуатационное бурение: Разведочное бурение:	скв	11	11	11	100	100
		9	9	9	100	100
		2	2	2	100	100
6. Количество скважин, законченных испытанием В том числе: Эксплуатационное бурение: Разведочное бурение:	скв	12	14	13	92,9	108,3
		10	10	10	100	100
		2	4	3	75	150
7. Количество скважин, законченных вышкостроением В том числе: Эксплуатационное бурение: Разведочное бурение:	скв	10	12	11	91,7	110
		8	9	9	100	112,5
		2	3	2	66,7	100

Пробурено больше относительно плана на 914 м и на 1371 м больше базисного года. План по проходке в эксплуатационном бурении выполнен на 104,4%.

Рост коммерческой скорости в эксплуатационном бурении составил: к плану на 8,4 %, а к базисному году – на 13,5 %.

Объем бурения может изменяться за счет:

• изменения коммерческой скорости бурения;

• изменения времени бурения.

Влияние изменения коммерческой скорости на объем проходки определяется по формуле:

, (1)

где - коммерческая скорость соответственно фактическая и плановая (или базисная), м/ст-мес;

- фактическое время бурения, ст-мес.

Влияние изменения времени бурения на объем проходки определяется по формуле:

, (2)

где - время бурения соответственно фактическое и плановое (базисное), ст.-мес;

- плановая (или базисная) коммерческая скорость, м/ст-мес.

Изменение объемов проходки в эксплуатационном бурении относительно плана:

м

м

Общее изменение проходки, м:

;

.

Из расчета следует, что план по проходке перевыполнен в основном за счет увеличения коммерческой скорости бурения с 2592,6 до 2809,5 м/ст-мес.

Изменение объемов проходки в эксплуатационном бурении относительно базисного года:

м

м

.

Перевыполнение плана по проходке относительно базисного года обеспечено также увеличением коммерческой скорости бурения с 2475,1 до 2809,5м/ст-мес.

В отчетном году план по количеству скважин, начатых бурением и испытанием, законченных вышкостроением – по всем показателям выполнен.

План по важнейшему показателю в бурении – коммерческой скорости – выполнен на 108,4 %.