Отчет по практике в ООО АНК «Башнефть»

Автор: Пользователь скрыл имя, 24 Октября 2011 в 20:28, отчет по практике

Краткое описание

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.

Файлы: 1 файл

понятие о скважине.docx

— 721.81 Кб (Скачать)

    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 происходит более глубокое проникновение реагента в пласт, что приводит к увеличению охвата пласта воздействием и соответственно к увеличению  эффективности обработки. За счет различных методов гидровибровоздействия в 2008 г.  с учетом переходящего эффекта добыто 15,92 тыс. тонн дополнительной нефти.

    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 воды, эксплуатацию  горизонтальных скважин и боковых стволов. Все эти  мероприятия приводят к  изменению фильтрационных потоков в пласте и достигается вытеснение нефти из  застойных зон, не охваченных процессом фильтрации.

    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 гидрогеологического  районирования месторождение находится  в пределах Волго-Камского артезианского бассейна. Рельеф холмисто-увалистый. Глубина вреза речных долин 50-70 м. Основной является река Гарейка с притоками Варяш, Актуганка.

    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 осуществляется по 11 водопунктам . Из них 9 водопунктов  установлено на реке Гарейка и  ее притоках, один на  роднике БКНС – 20 и один на роднике возле д. Актуган.

    Исходя  из анализа существующего состояния  пресных поверхностных и подземных  вод рекомендуется следующая  режимная наблюдательная сеть:

    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.

    Таблица 8

    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

    Результаты  замеров приводятся в таблице 8. Как видно из таблицы, превышений нормативов не наблюдалось. За 2009 год на объектах ОАО «АНК Башнефть» «Башнефть-Янаул» произошло значительное уменьшение выбросов вредных веществ в атмосферный воздух по сравнению с предыдущими годами. Динамика изменения выбросов вредных веществ в атмосферу приводится в виде графика . Разница составила – 585,386 тонн.

      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 фонтанной  арматуры обеспечивает полную  герметичность по отношению к окружающей среде.

       Арматура комплектуется запорными  устройствами, а также регулируемыми или нерегулируемыми (сменными) дросселями. Допускается дооборудование запорными устройствами и обратным клапаном.

       Пневмопилоты, входящие в комплект  арматуры, обеспечивают перекрытие скважинной среды при регламентированном отклонении ее параметров от заданного режима эксплуатации скважины.                                                                                                                                                             В качестве запорных устройств фонтанной арматуры применяются краны с конической пробкой и прямоточные задвижки со смазкой. Боковые отводы елки и трубной обвязки оканчиваются ответным фланцами для приварки к трубопроводу. 

Информация о работе Отчет по практике в ООО АНК «Башнефть»