Отчет по праткике на примере ООО «Бугурусланнефть»

Обобщая результаты проведенных исследований по изучению свойств и состава нефти имеющихся поверхностных проб Гаршинского месторождения, нужно отметить следующее. Нефть продуктивных пластов изменяется от особо легкой, с плотностью 784 кг/м³ (А_4-2), до легкой - 835 кг/м³ (Т_1-1) и является сернистой (кроме малосернистой нефти пластов А_4-2, Т_1-2, Д₄), смолистой (А₄₄+А₅, Б₂, Т_1-1, Д_3-1+Д_3-2, Д_5-3) и малосмолистой (А_4-1, А_4-2, Т_1-2, Т₂, Т_3-1, Д₄, Д_5-2), парафиновой, за исключением высокопарафиновой нефти пласта Д₄. При разгонке по Энглеру до 300^оС выкипает от 54 % (А_4-4+А₅ и Т_1-2) до 69 % (Д_5-2) нефти.

Четкой зависимости  изменения свойств и состава  нефти поверхностных проб с глубиной вниз по разрезу не наблюдается. Состав и свойства флюидов предопределены фациями вмещающих пород, составом исходного ОВ, влиянием геологического времени и катагенных превращений.

На основании  выполненных исследований можно  сказать, что нефти залежей пластов  башкирского, турнейского ярусов и  бобриковского горизонта Гаршинского  месторождения недонасыщены газом, давление насыщения их находится в диапазоне 7.5 - 19.8 МПа и увеличивается до 28.8 МПа в залежи пласта Д_5-2 отложений девона.

Растворенный  газ устьевых проб углеводородного  состава. В нем присутствует гелий  в кондиционном количестве 0.069 - 0.114 % пластов Д_3-1+Д_3-2 и Д_5-2 соответственно. Содержание сероводорода изменяется в газе от 1.15 % башкирского яруса до незначительно его количество в бобриковском горизонте и турнейском ярусе (0.03 - 0.13 % соответственно), а далее вниз по разрезу до его отсутствия в отложениях девона. Наибольшее содержание азота находится в газе турнейского яруса (10.67 %), как и самое высокое значение относительной плотности газа по воздуху.

Товарные характеристики нефти Гаршинского месторождения  изучались по пробам, отобранным из отдельных скважин: 300 (пласт Д₄), 288 (пласты Д₃₁+Д_3-2 и Д_5-2).

Установлено, что  нефть пласта Д₄ малосернистая (содержание серы 0.06%), малосмолистая (содержание смол силикагелевых 0.7 %), а асфальтены отсутствуют, парафинистая, с невысокой плотностью и вязкостью и высоким содержанием фракций, выкипающих до 200^о и 350^оС.

По физико-химическому составу  нефть из скв. 288 пластов Д_3-1+Д_3-2 и Д_5-2 относится к типу малосернистых, малосмолистых. В нефти почти отсутствуют асфальтены.

 

 

1.2.5 Состояние разработки объекта

 

 

Гаршинское  нефтяное месторождение открыто  в 1973 году, разработка продуктивных пластов  карбона началась с 1977 года, девонских  пластов - с 1984 года.

В соответствии с классификацией запасов нефти  месторождение по количеству извлекаемых  запасов относится к средним, по геологическому строению к очень сложным.

Впервые запасы нефти и растворенного газа в  отложениях среднего и нижнего карбона  Гаршинского месторождения были подсчитаны в 1984 году и утверждены ГКЗ СССР (протокол № 9520 от 20.07.1984 г.) в количестве:

-по категории С₁:  геологические - 7774 тыс. т, извлекаемые - 2404 тыс. т;

-по категории С₂:  геологические - 2268 тыс. т, извлекаемые - 417 тыс. т.

В 1990 году был  выполнен подсчет запасов углеводородов  по пластам девонского комплекса, которые утверждены в ГКЗ СССР (протокол № 10951 от 16.11.1990 г.) в количестве:

-по категории С₁:  геологические - 32804 тыс. т, извлекаемые - 13660 тыс. т;

-по категории С₂:  геологические - 7783 тыс. т, извлекаемые - 2551 тыс. т.

В 2007 году ООО  «Бугурусланнефть» выполнен пересчет запасов нефти и растворенного газа по данным материалов сейсмики 3D, бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, утвержденный в ГКЗ Роснедра (протокол № 1601 от 28.03.2008 г.).

По состоянию  на 01.01.2009 г. на государственном балансе числятся эти же запасы углеводородов.

Начальные геологические  и извлекаемые запасы нефти и  соответствующие им коэффициенты извлечения нефти составляют:

-по категории В+С₁: геологические - 50271 тыс. т, извлекаемые - 26589 тыс.т (КИН - 0.529);

-по категории С₂: геологические - 10737 тыс. т, извлекаемые - 5501 тыс. т (КИН - 0.512).

Запасы растворенного  газа составляют:

-по категории В+С₁ геологические - 18067 млн. м³, извлекаемые - 10293 млн. м³;

-по категории С₂ геологические - 3378 млн. м³, извлекаемые - 1942 млн. м³.

За границей лицензионного участка находятся  начальные геологические и извлекаемые  запасы нефти категории С₂ в количестве 2163 тыс. т и 1358 тыс. т, соответственно.

 

 

 

 

 

 

1.3 Мероприятия по охране окружающей среды и недр в ООО «Бугурусланнефть»

 

 

Охрана окружающей среды – это система мероприятий  по предотвращению или устранению загрязнения  атмосферы, воды и земель, то есть природной  среды.

Основная часть  загрязнителей атмосферы – газ  из трубопроводов и резервуаров. Для уменьшения загрязнения и охраны атмосферного воздуха в ООО «Бугурусланнефть» предусматриваются различные технологические и организационно-технические мероприятия:

- реконструкция  факельных систем;

- внедрение  устройств для сокращения выбросов  вредных веществ в атмосферу от резервуаров на установках подготовки нефти;

          - капитальный ремонт резервуаров.

 Мероприятия  по повышению надежности трубопроводов  позволяют не допустить разлива  нефти при повреждениях и утечках,  что может привести к загрязнению  почвы, водных горизонтов. К данным мерам относятся:

- диагностика  нефтепромысловых трубопроводов;

- защита их  от коррозии с помощью ингибиторов;

- проведение  реконструкции и капитального  ремонта трубопроводов.

 При загрязнении  почвы нефтью разрушается её  структура, нарушается корневое питание растений. Меры, принимаемые для охраны земель:

- рекультивация  загрязнённых участков;

- переработка  и обезвреживание нефтешламов;

- строительство  и восстановление обвалований  скважин и других объектов.

  В ООО «Бугурусланнефть» предусматриваются следующие мероприятия по охране водных ресурсов:

           - разработка проектно-строительной  документации на создание режимной  сети наблюдательных скважин;

           - строительство режимной сети  наблюдательных скважин.

Для контроля за состоянием окружающей среды проводится комплекс мероприятий экологического мониторинга:

- мониторинг  поверхностных и подземных вод  в зоне деятельности предприятия;

          - мониторинг за атмосферным воздухом от источников выбросов (на границе СЗЗ и в населённых пунктах);

           - лабораторный контроль почвы,  загрязнённой нефтепродуктами и  сточной водой;

          - мониторинг за промышленными выбросами от источников на объектах;

           - радиационно-экологический контроль.

 

 

2 Техника и технология добычи нефти

 

2.1 Существующие  на месторождение способы эксплуатации  скважин. Подземное и наземное оборудование и режимы работы

 

 

На Гаршинском месторождение скважины эксплуатируются 2 способами: штанговыми и бесштанговыми насосами.

Эксплуатация скважин штанговыми насосами

Отличительная особенность штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ) состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

ШСНУ включает оборудование:

а) наземное —  станок-качалку (СК), оборудование устья;

б) подземное  — насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Основными элементами СК являются стойка с балансиром, два кривошипа с двумя шатунами, редуктор, клиноременная передача, электродвигатель и блок управления, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи.

ШСН состоит  из цилиндра, плунжера, всасывающего и нагнетательного клапанов. Цилиндр ШСН крепится к НКТ. На нижнем конце цилиндра установлен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе плунжера вверх. Плунжер пустотелый (со сквозным каналом) имеет нагнетательный шариковый клапан, открывающийся при ходе плунжера вниз.                                                   

Электродвигатель через клиноременную передачу и редуктор придает двум массивным кривошипам, расположенным с двух сторон редуктора, круговое движение.

Кривошипно-шатунный механизм в целом превращает круговое движение в возвратно-поступательное движение балансира, который качается на опорной оси, укрепленной на стойке.

Балансир сообщает возвратно-поступательное движение штангам и через них плунжеру ШСН.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под  действием жидкости закрывается и вся жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх на высоту, равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняет цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается, и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные с плунжером. Таким образом, ШСН — поршневой насос одинарного действия, а в целом комплекс из насоса и штанг — двойного действия.

Жидкость из НКТ вытесняется через тройник в нефтесборный трубопровод.

Эксплуатация  скважин бесштанговыми насосами

Установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) широко начали применять для эксплуатации скважин с 1955 г.

УЭЦН состоит  из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ.

Погружной агрегат  включает в себя электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами (хомутами), подается на электродвигатель, с ротором которого связан вал центробежного электронасоса (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном — спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Гидрозащита включает в себя компенсатор и протектор.

Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита  соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.

Насос погружают  под уровень жидкости в зависимости  от количества свободного газа на глубину до 250—300 м, а иногда и до 600 м.

Установки ЭЦН  выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 25—1300 м³/сут и высотой подъема жидкости 500—2000 м. УЭЦН состоит из: компенсатора, двигателя, протектора, насоса, гидрозащита, сепаратор газов.

 

 

 

 

 

 

 

1— эксплуатационная колонна; 2— всасывающий клапан; 3— цилиндр насоса; 4—плунжер; 5 — нагнетательный клапан; 6 — насосно-компрессорные трубы; 7 — насосные штанги; 8 — крестовина; 9 — устьевой патрубок; 10 — обратный клапан для перепуска газа; 11 — тройник; 12 — устьевой сальник; 13 — устьевой шток; 14 — канатная подвеска; 15 — головка балансира; 16 — балансир; 17 — стойка; 18 — балансирный груз;  19 — шатун; 20 — кривошипный груз; 21 — кривошип; 22 — редуктор; 23 — ведомый шкив; 24 — клиноременная передача; 25 — электродвигатель на поворотной салазке; 26 — ведущий шкив; 27 — рама; 28 — блок управления

 

Рисунок 5 - Схема штанговой скважинно-насосной установки:

 

 

 

 

 

1 — эксплуатационная колонна; 2 — компенсатор; 3 — электродвигатель: 4 — протектор; 6 — центробежный электронасос; 6 — обратный и спуск» ной клапаны; 7 — насосно-компрессорные трубы; 8 — электрический кабель; 9 — крепежный пояс; 10 — обратный перепускной клапан; 11 — оборудование устья; 12 — барабан для кабеля; 13 — станция управления; 14 — трансформатор.

 

Рисунок 6 - Схема установки погружного центробежного электронасоса:

 

 

 

 

 

2.2 Мероприятия по продлению межремонтного периода работы скважин, проводимые ООО «Бугурусланнефть»

 

 

Тщательная  работа по отбраковке НКТ позволило  несколько снизить количество ремонтов положительным моментом для увеличения МРП - внедрение системы «насос». Программа позволяет полно оценить существующий режим работы подземного оборудования, выбрать оптимальный типоразмер глубинного оборудования с учетом создаваемой депрессии на пласт и обладает рядом преимуществ по сравнению с предыдущими программами.

Важную роль в повышении МРП играет своевременная  диагностика и внедрение программ по оптимизации параметров насосных установок.

Методы увеличения МРП скважины при КРГ могут  быть: