Отчет по практике в ООО АНК «Башнефть»

    Введение

    Объектом  исследования данного отчета является Кузбаевское нефтяное месторождение, разработку которого проводит КЦДНГ №1, на котором я работаю оператором по добыче нефти и газа. Разработку месторождения ведет ООО АНК «Башнефть» филиал «Башнефть-Янаул».

    Кузбаевское нефтяное месторождение расположено  в северо-восточной части Калтасинского  района республики Башкортостан. Месторождение  открыто в 1958 году скважиной 1 Кзб. По соседству с месторождением располагаются такие крупные разрабатываемые месторождения, как Четырманское, Бураевское, Орьебашское и Игровское. Месторождение полностью разбурено, весь фонд скважин составляет 422.

    Геолого-разведочные  работы осуществлялись Краснохолмским УБР АНК «Башнефть». Работы продолжаются и в настоящее время на основании  проекта поисково-разведечного бурения  по Таныпской площади.

    Месторождение введено в промышленную разработку в 1958 г. Сейчас месторождение находится в поздней стадии разработки по своему основному объекту – терригенной толще нижнего карбона ,пласт С11.Основная доля  добычи приходится на пласт С11 –76 % от всей добычи по месторождениюАнализ разработки Кузбаевского месторождения показал, что дальнейшая его эксплуатация связана, в основном, с извлечением остаточной после заводнения нефти, то есть остаточными извлекаемыми запасами, причем часть из них относится к трудноизвлекаемым.  Для наиболее полного вовлечения в активную разработку запасов нефти  месторождения рекомендовано использование метода рядного циклического заводнения с переменой направления фильтрационных потоков (метод нестационарного заводнения).

    Одним из способов поддержания достигнутого уровня добычи, сокращения темпов их падения и повышения коэффициента извлечения нефти является восстановление нерентабельных обводненных скважин методом зарезки боковых стволов.

    1.Основными исходными данными для составления технологической схемы разработки нефтяного или газового месторождения:

    1.1. Литолого-стратиграфический разрез, положение нефтяных и газовых пластов.

    1.2.Контуры нефтегазоносности, формы и размеры залежи, а также положение нефтегазовых и водонефтяных контактов.

    1.3.Литолого-минералогический и гранулометрический составы, пористость, проницаемость, трещиноватость, нефтегазонасыщенность, а также толщина (общая, нефтегазонасыщенная) продуктивного пласта.

    1.4.Суточные дебиты нефти и газа, газовый фактор, допускаемые депрессии на пласт, режим работы залежей.

    После оконтуривания нефтегазовой залежи, подсчета и утверждения в ГКЗ РФ (Государственный комитет по запасам РФ) запасов нефти и газа, составления технологической схемы разработки месторождения приступают к эксплуатационному бурению скважин. Эксплуатационные скважины бурятся по сетке в соответствии с утвержденной технологической схемой.

    В технологической схеме разработки месторождения утверждаются также специальные нагнетательные скважины, которые служат для нагнетания в пласт агента воздействия для поддержания пластового давления в залежи. Нагнетательные скважины могут иметь специальную, отличную от эксплуатационных скважин, конструкцию. 

    Контрольные скважины служат для постоянного контроля за состоянием разработки месторождения. В них постоянно замеряют пластовое давление, то есть следят за изменением пластового давления в залежи, контролируют положение водонефтяного и газонефтяного контуров, осуществляют контроль за температурой в пласте при тепловых методах и т.д.

      Оценочные скважины бурят с  целью определения выработки  пласта, наличия остаточных невыработанных участков в залежах нефти и газа и т.д.

    Скважина - это горная выработка (вертикальная или наклонная) круглого сечения, глубиной от нескольких метров де нескольких километров, различного диаметра, сооружаемая в толще земной коры. Верхняя часть скважины называется устьем, нижняя часть скважины называется забоем, а боковая поверхность называется стволом скважины. Расстояние от устья скважины до забоя по оси ствола скважины называется длиной скважины. Проекция длины на вертикальную ось называется глубиной скважины.

      Конструкция скважин должна отвечать  следующим требованиям: 

1. Обеспечивать механическую устойчивость стенок ствола скважины и надежное разобщение всех (нефть, газ, вода) пластов друг от друга, свободный доступ к забою скважин спускаемого оборудования, недопущение обрушения горных пород в стволе скважины.
2. Эффективную и надежную связь забоя скважины с продуктивным (нефтяным или газовым) пластом.
3. Возможность герметизации устья скважины и обеспечение направления извлекаемой продукции в систему сбора, подготовки и транспорта нефти и газа или нагнетания в пласт агента воздействия.
4. Возможность проведения в скважинах исследовательских работ, а также различных геолого-технических и ремонтно-профилактических работ.

      Устойчивость стенок ствола скважин  и разобщение пластов друг  от друга достигается за счет  бурения и спуска в скважину  нескольких труб, называемых обсадными. Вначале скважина бурится на глубину 50-100 метров, в нее спускается стальная труба d = 500 мм и более - направление. Пространство между наружной стенкой трубы и стенкой скважины (породы) заполняется специальным тампонажным цементным раствором под давлением с целью недопущения обвала верхних пород и перетоков между верхними пластами. Затем скважина бурится меньшим диаметром долота на глубину 500-600 м, в нее спускается труба диаметром 249-273 мм и цементируется, как и направление, до устья. Эта колонна труб называется кондуктором и предназначена для предотвращения размыва верхних пластов, а также для создания канала для бурового глинистого раствора. После этого скважина бурится до проектного забоя. В нее спускается эксплуатационная колонна (стальная труба диаметром 146-168 мм), а пространство между трубой и породой под давлением заполняется цементным раствором до устья. Объем цементного раствора и давление его закачки определяются расчетом. После затвердения цементного раствора (обычно 48 часов) в межтрубном пространстве между наружной стенкой трубы и породой образуется цементный камень, который разобщает пласты между собой.  

    Рис.1.Конструкция скважины: 1- обсадные трубы; 2- цементный камень; 3- пласт; 4- перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I- направление; II- кондуктор; III- промежуточная колонна; IV- эксплуатационная колонна;

    Это очень важно, особенно для недопущения  перетоков жидкостей и газов  между пластами и, в частности, для  сохранения питьевых источников водоснабжения. В зависимости от характеристики залежи, ее пластового давления, геологического разреза и др. конструкция скважин может быть одноколонной или многоколонной (двух или трех). Последняя колонна называется эксплуатацuонной.

    Существует  несколько способов бурения,но промышленное применение нашло механическое бурение. Механическое бурение подразделяется на ударное и вращательное.

    Нефтяные  и газовые скважины в настоящее  время бурятся методом вращательного бурения. При вращательном бурении разрушение горной породы происходит за счет вращающегося долота. Под весом инструмента долото входит в породу и под влиянием крутящего момента разрушает породу. Крутящий момент передается на долото с помощью ротора, устанавливаемого на устье скважины через колонну бурильных труб. Этот метод бурения называется роторным бурением. Если крутящий момент передается на долото от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового забойного двигателя), то этот способ называют бурением забойным двигателем.

    Бурение скважин ведется с помощью буровой установки (рис.2)

    Разрушение  горных пород осуществляется с помощью  долота (1), спускаемого на бурильных трубах (20) на забой. Вращательное движение долота передается забойным двигателем (22) или ротором (13) через колонну бурильных труб (роторное бурение). Ротор монтируется на устье скважины. Колонна бурильных труб состоит из ведущей трубы (11) квадратного сечения (в практике называется квадрат) и соединенных с ней переводником (19) бурильными трубами (20). Колонна бурильных труб проходит через ротор и подвешивается на крюке (9) оснастки буровой установки. Вращательное движение колонны бурильных труб с долотом осуществляют через ротор (рис. 41). Ротор представляет собой конический редуктор с цепным приводом от дизельного или электрического двигателя. Во внутренней полости станины (1) ротора установлен на подшипнике стол (2) с коническим зубчатым колесом, которое входит в зацепление с конической шестерней, насаженной на вал (6). На другой конец вала насажено цепное колесо, через которое передается вращение столу от двигателя. Стол ротора имеет в центре отверстие, диаметр которого зависит от максимального размера долота, пропускаемого через него при спуске или подъеме колонны бурильных труб. После спуска бурильных труб с долотом в отверстие стола ротора вставляют два вкладыша (4), а внутрь их - два зажима (3), которые образуют отверстие квадратного сечения. В этом отверстии находится ведущая труба тоже квадратного сечения.

    Рис.2.Установка для бурения скважины.

    Она воспринимает вращающий момент от стола  ротора и свободно перемещается вдоль оси ротора. Вращающийся стол ограждается кожухом (5). Спускоподъемные операции и удержанием на весу колонны бурильных труб осуществляются грузоподъемным механизмом. Грузоподъемный механизм состоит из буровой лебедки (4), электрического или дизельного двигателя (привода) (5), системы оснастки (7), талевого блока (8), кронблока (верхний блок), вертлюга (6) и крюка (9). Каркасом подъемника грузоподъемного механизма служит буровая вышка (12). Для уменьшения усилия на стальной канат (7) талевой системы применяется система полиспастов.

    Рис.3.Кронблок: 1- шкивы; 2- ось; 3- рама; 4- предохранительный кожух; 5- вспомогательные шкивы;

    Буровой раствор при бурении скважины выполняет ряд важных функций. При  постоянной циркуляции во время бурения  буровой раствор охлаждает шарошки бурового долота, выносит частицы разрушенной горной породы с забоя скважины на поверхность, предотвращает возможные выбросы нефти и газа в процессе бурения скважины, препятствует обвалам и разрушениям стенок ствола скважины в процессе бурения. Для каждого месторождения в зависимости от горно-геологических условий, строения и состава пород, пластового давления и т.д. приготавливается соответствующий буровой раствор. Рецептура и состав бурового раствора должны быть указаны в техническом проекте на бурение скважины. Буровой раствор должен быть достаточно подвижным, хорошо удерживать частицы разрушенной горной породы, не фильтроваться в горные породы и т.д. В основном в качестве бурового раствора применяется глинистый раствор.

    Для замены изношенного долота на другое поднимают бурильный инструмент, заменяют долото, спускают инструмент с долотом и продолжают бурение скважины. При вращении барабана лебедки талевый канат наматывается или сматывается с барабана, и за счет этого поднимается или спускается талевый блок с крюком. К крюку с помощью штропов и элеватора подвешивают поднимаемую или спускаемую бурильную колонну. При подъеме бурильный инструмент свинчивают на секции, которые называют свечами, и устанавливают в фонаре вышки на подсвечнике. Секции, или свечи, имеют длину в зависимости от высоты буровой вышки. Так, при высоте вышки 41 метр длина свечей 25-36 метров. Спуск бурильного инструмента (бурильной колонны) в скважину осуществляется в обратном порядке. Буровая вышка - это металлическое сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента с долотом, забойных двигателей, обсадных труб, размещения бурильных свечей после их подъема из скважины и т.д. Вышки выпускают башенные и мачтовые.

    Рис.4.Схема  устройства колонкового  долота: 1- бурильная  головка; 2- керн; 3- грунтоноска; 4- корпус колонкового  набора; 5- шаровой  клапан;

    Долото - это буровой инструмент для механического  разрушения горных пород в процессе бурения скважины. При вращательном бурении используют лопастные и шарошечные долота.

      Алмазные долота применяются  для разбуривания твердых пород. Режущие кромки этих долот оснащают искусственными алмазами. Алмазные долота бывают спиральные, радиальные и ступенчатыe.

    Для составления стратиграфического разреза, изучения литологической характеристики продуктивных пород, определения содержания нефти или газа в горных породах и т.д. в скважинах в процессе бурения отбираются целики неразрушенной горной породы продуктивного горизонта (керн). Для отбора и поднятия на поверхность керна применяются специальные колонковые долота.

    При бурении скважин применяют стальные бурильные трубы (СБТ) с концами, высаженными внутрь и наружу, с приваренными присоединительными концами, с блокирующими поясками, со стабилизирующими поясками, а также легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ).

    С целью сокращения числа свинчиваний  и развинчиваний труб при спуско-подъемных операциях трубы с помощью муфт с резьбой соединяют в секции (свечи). Секции из бурильных труб соединяют между собой при спуске в скважину с помощью специальных резьбовых замков, которые состоят из ниппеля с наружной конусной резьбой и муфты с внутренней конусной резьбой.