Автор: Пользователь скрыл имя, 24 Октября 2011 в 20:28, отчет по практике
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.
3.7. Методы увеличения нефтеотдачи пластов
За счет внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов в 2008 году дополнительно добыто 213,02 тыс. тонн нефти, что составляет 9,9 % от общей добычи.
Биореагентом (сухим активным илом) обработано 9 скважин Кузбавского месторождения. С учетом переходящего эффекта, за счет этого метода дополнительно добыто 8,0 тыс.тн нефти. Сущность этого метода заключается в том, что, во-первых, происходит закупорка высокопроницаемых промытых пропластков скоплениями микроорганизмов и выделяемыми ими биополимерами, что повышает коэффициент охвата пласта заводнением; во- вторых, генерируемые микроорганизмами нефтевытесняющие продукты метаболизма (биогазы, биоПАВы) увеличивают подвижность остаточной нефти, повышая коэффициент вытеснения.
С 1998 года на Воядинском месторождении проводится закачка БиоПАВ КШАС непосредственно с БКНС-5. Это позволяет значительно сэкономить затраты времени и средств на закачку реагента. В 2009 году обработано 15 нагнетательных скважин.
БиоПАВ КШАС обладает свойством понижать поверхностное и межфазное натяжение на границе с нефтью, что позволяет отмывать остаточную нефть. Кроме того, при фильтрации в пористой среде и взаимодействии с остаточной нефтью водный раствор БиоПАВ КШАС в нейтральной и щелочной среде образует устойчивую вязкую микроэмульсию, что улучшает вынос нефти из низкопроницаемой части пласта. За счет этой технологии добыто 5,76 тыс.тн нефти с учетом переходящего эффекта.
Всего за счет применения микробиологических методов увеличения нефтеотдачи пластов в 2008 году дополнительно добыто 13,76 тыс.тонн нефти, что составляет 6,5 % от общей дополнительной добычи за счет МУН.
В 2008 году активно внедрялись физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов.
На 30 скважинах, в том числе Четырманского месторождения- 13 скважин, Югомашевского-11, Воядинского-3, Игровского- 2, Татышлинского-1 произведены обработки призабойных зон карбонатных коллекторов алюмохлоридом. Дополнительная добыча с учетом переходящего эффекта составила 17,03 тыс. тонн нефти. Эффект, достигнутый от обработок скважин алюмохлоридом, значительно превышает эффект от простых соляно-кислотных обработок. Закачка композиции на основе алюмохлорида уменьшает скорость взаимодействия с карбонатной породой на 2 порядка и более. Вследствие этого, кислота успевает обрабатывать не только высокопроницаемые участки пласта, но и менее проницаемые, в результате этого создается новая сеть каналов, ко которым жидкость из пласта поступает в скважину.
За счет селективной изоляции, направленной на закупорку наиболее обводненных пластов или участков пласта в 2008 году добыто с учетом переходящего эффекта 30,2 тыс. тонн дополнительной нефти. Всего обработано 50 скважин. Наибольший эффект получен от обработок реагентом КОГОР по ужесточенной технологии с полиакриламидом на Старцевском (2 скважины) и Гарном (1 скважина) месторождениях. Кроме того, повторно обработаны КОГОРом 2 скважины Орьебашского месторождения. Дополнительная добыча нефти от применения реагента КОГОР с учетом переходящего эффекта составила 22,69 тысяч тонн.
На Игровском месторождении с 2008 г. производятся обработки нагнетательных скважин непосредственно с БКНС посредством модульной установки, разработанной специалистами НГДУ и ДООО «БашНИПИнефть». С БКНС-10 обработаны 15 скважин силикатно-щелочным раствором малой концентрации (СЩВМ), с БКНС-15 обработаны 22 скважины реагентом стиромаль (СТМ). Дополнительная добыча нефти за счет применения этих методов с учетом переходящего эффекта составила 3,18 тыс.тонн.
На 3 обводненных добывающих скважинах в 2009г. впервые была произведена обработка гидрофобизирующим реагентом полисил. За счет снижения обводненности продукции этих скважин добыто 1,62 тыс. тонн дополнительной нефти.
В 2009 г. были опробованы различные обработки призабойной зоны пластов с целью увеличения продуктивности и уменьшения обводненности скважин через генератор колебаний.
При
гидровибровоздействии
Всего за счет применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов в 2009 году дополнительно добыто 110,23 тыс. тонн нефти, что составляет 51,7 % от общей дополнительной добычи за счет МУН.
Гидродинамическое воздействие
на пласт включает в себя
нестационарное циклическое заводнение,
перенос фронта нагнетания
В 2008 году смена фильтрационных потоков и нестационарное циклическое заводнение проводилось на Бураевском, Воядинском, Игровском, Югомашевском месторождениях. Дополнительная добыча нефти за счет проведения этих мероприятий с учетом переходящего эффекта составила 24,69 тыс.тонн.
Также введены в эксплуатацию 9 горизонтальных скважин (Югомашевское месторождение –6 ГС, Надеждинское-3) и 3 боковых ствола (Воядинское месторождение-2 БС, Кузбаевское -1).
Из горизонтальных скважин и боковых стволах в 2008 году с учетом переходящего эффекта добыто 64,34 тыс. тонн дополнительной нефти.
3.8. Охрана недр и окружающей среды при разработке месторождений
3.8.1. Контроль за состоянием подземных и поверхностных вод
В
общей схеме
Водоупорные сульфатные породы кунгурского яруса делят бассейн на два гидрогеологических этапа.
В пределах верхнего этапа развиты две гидродинамические зоны. Верхняя гидродинамическая зона, в пределах которой идет интенсивный водообмен, имеет мощность 10-20 м под днищами долин, до 90 м на водоразделах.
В пределах этой зоны подземные воды получают питание за счет атмосферных осадков и интенсивно дренируются местной гидрографической сетью. Это, в основном, водоносные горизонты и комплексы четвертичного, казанского и уфимского возрастов.
Ниже зоны интенсивного водообмена располагается зона замедленного водообмена. Нижняя граница этой зоны проходит по кровле водоупорных пород кунгурского яруса. Мощность зоны 120-200 м.
Здесь развиты сульфатные, сульфатно-хлоридные воды в шешминских слоях уфимского яруса. Минерализация подземных вод от 3 до 22 г/л.
Дебит скважин от 0,03 до 0,2 л/с. Направление движения подземных вод северо-западное, согласно падению соликамских отложений.
Зона весьма затруднительного водообмена охватывает всю толщу кавернозных и трещиноватых известняков и доломитов, реже песчаников, аргиллитов и алевролитов нижнепермского, каменноугольного и девонского возрастов.
Для хлоридных сульфатных вод нижнепермских отложений характерны значительные напоры с переливом через устье. Дебиты скважин 0,01-0,2 л/с, минерализация 5-37 г/л. Вода с запахом сероводорода.
Ниже по разрезу воды повсеместно хлоридные натриевые с минерализацией до 316 г/л. Дебиты скважин 0,1-0,8 л/с. наблюдается частичное и полное поглощение промывочной жидкости.
Полная гидрогеологическая характеристика водоносных комплексов и горизонтов на всю изученную глубину приводится в сводном геологогидростратиграфическом разрезе.
Контроль
за состоянием поверхностных и подземных
вод в настоящее время
Исходя
из анализа существующего
Пункт 8 – река Гарейка, около д. Абдуллино - наблюдение за состоянием вод в районе нефтепромысловых коммуникаций.
Пункт 9 – приток реки Гарейка, 100 м от скважины № 466 - наблюдение за состоянием вод в районе нефтепромысловых коммуникаций.
Пункт 10 – река Гарейка д. Б.Качаково - наблюдение за состоянием вод в районе нефтепромысловых коммуникаций всего месторождения.
Пункт 11 – приток реки Гарейка, 620 м от скважины № 453 на север - наблюдение за состоянием вод в районе нефтепромысловых коммуникаций всего месторождения.
3.8.2. Контроль за состоянием воздушной среды
В 2009 году лабораторией по контролю воздушной среды и промышленной санитарии были отобраны 780 проб воздушной среды в санитарно-защитной зоне населенных пунктов и 40 проб на источниках выбросов.
Название населенного пункта |
Сумма углеводородов, мг/м³ |
Сероводород,мг/м³ |
Окись углерода, мг/м³ |
Двуокись азота,мг/м³ |
Сернистый ангидрид, мг/м³ | |||||
2000 |
2001 |
2000 |
2001 |
2000 |
2001 |
2000 |
2001 |
2000 |
2001 | |
д. Кучаш |
3,2 |
2,85 |
0,0013 |
0,0021 |
1,3 |
0,8 |
0,005 |
0,034 |
0,04 |
0,01 |
д. Актуган |
2,8 |
2,22 |
0,0066 |
0,0023 |
1,1 |
0,9 |
0,009 |
0,025 |
0,0363 |
0,011 |
ПДК, мг/м³ |
5 |
5 |
0,008 |
0,008 |
5 |
5 |
0,085 |
0,085 |
0,5 |
0,5 |
4. скважинная добыча нефти
4.1. Фонтанный способ добычи. Фонтанная арматура предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопровода, контроля и управления потоком скважинной среды.
Фонтанная арматура состоит из трубной обвязки и фонтанной елки.
Трубная обвязка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку; предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.
Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется либо в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки.
Фонтанная елка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку; предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод.
Конструкция устьевой
Арматура комплектуется
Пневмопилоты, входящие в комплект
арматуры, обеспечивают перекрытие
скважинной среды при регламентированном
отклонении ее параметров от заданного
режима эксплуатации скважины.