Эффективность восстановления скважин методом бурения боковых стволов в НГДУ "Лянторнефть"

Характеристика продуктивных горизонтов. Анализ фонда скважин. Технология зарезки и бурения боковых стволов. Расчет технико-экономического обоснования необходимости бурения боковых стволов на Лянторском месторождении. Промысловые геофизические работы.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 28.02.2013
Размер файла 102,6 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Техник осуществляет контроль за использованием рабочего времени в цехе и по бригадам. Принимает и проверяет табеля учета рабочего времени от мастеров. Составляет единый табель учета, баланс использования рабочего времени, фактическую расстановку численности. Под руководством инженера по нормированию выполняет необходимые расчеты по труду. Подбирает данные для оформления материалов по вопросам организации труда и заработной платы. Составляет хронометраж и фотографии использования рабочего времени.

Старший мастер КРС осуществляет руководство производственной деятельностью бригад. Обеспечивает полной загрузкой и правильным использованием оборудования. Анализирует результаты производственной деятельности бригад. Руководит сложными и особо опасными работами в бригадах.

Совместно с диспетчером ведет учет и распределение спецтехники для бесперебойной работы бригад. Контролирует состояние хранения и эксплуатации аварийного инструмента в бригадах. Проверяет соответствие выполняемой работы бригады с планом работ, наряд-заданием и технологией работ по ремонту.

Мастер KPС осуществляет руководство бригады KPC. Обеспечивает выполнение бригадой плана по ремонту скважин. Обеспечивает соблюдение технологии и качества ремонта скважин. Руководит работами со сложными и особо опасными условиями работ. Проводит инструктаж рабочим в соответствии с графиком. Обеспечивает соблюдения рабочими трудовой и производственной дисциплины. Не допускает ведения работ на неисправном оборудовании. Контролирует состояния условий труда в бригаде.

Бригада KPC выполняет технологические операции по капитальному ремонту скважин.

Мехучасток производит ремонт бригадного оборудования, сварочные работы, плотницкие работы для бригад КРС, ремонт и обслуживания ГИВ.

3.2 Оплата труда и премирование в ЦКРС

Оплата труда

Для рабочих бригад КРС и бригад подготовки устанавливается сдельно-премиальная и повременно-премиальная система оплаты труда.

Оплата производится по часовым тарифным ставкам, утвержденным и действующим в ОАО.

Перечень работ, оплачиваемых по сдельному тарифу:

- ПЗР, ПР, переезд;

- все спускоподъемные операции;

- демонтаж, монтаж ЭЦН (кроме работ, выполняемых погружниками);

- промывка скважины;

- шаблонирование эксплуатационной колонны с промывкой;

- глушение скважины;

- все тампонажные работы кроме ожидания затвердения цемента, состава (ОЗЦ, ОЗС);

- промывка гидратной пробки, с монтажом КОПС;

- разбуривание цементного стакана (моста) с промывкой;

- подготовительные работы перед перфорацией;

- обработка призабойной зоны реагентом (ПАВ, кислота), кроме ожидания действия реагента на пласт;

- установка пластыря ("Дорн");

- ловильные работы в объеме времени,

- заказчиком;

- пропарка оборудования, очистка от грязи паром инструмента закрепленного за бригадой (выполняется по окончании КРС, но не более 4,2 часа);

- продувка трубы паром на мостках.

Оплата производится в объеме нормативного времени. Перечень работ, оплачиваемых по повременному тарифу (но не выше нормативного времени):

- ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ), ожидание затвердевания тампонажного состава (ОЗС);

- определение источника обводнения (ОИО) и профиля притока (ОПП);

- определение профиля приемистости (ОПП);

- определение технического состояния эксплуатационной колонны (ОТСЕК);

- насыщение пласта жидкостью;

- ожидание выравнивания температур;

- ожидание результатов интерпретации данных ГФО;

- комплекс перфорационно-взрывных работ с использованием кумулятивных перфораторов типа ПК-103, ПС-112, ПКС-80;

- ожидание действия реагента на пласты (кислоты, ПАВ, растворителя);

- ожидание притока жидкости;

- освоение компрессором;

- работа испытателем пластов;

- освоение пенными системами;

- работа УОС;

- уборка замазученности (не более 24 м' в смену) при СПО с жидкостью.

По фактически отработанному времени, сдельному тарифу и расшифрованной картограмме оплачивается:

- расхаживание затянутых колонн труб;

- фрезерование, райбирование;

- подъем СБТ после фрезерования, ловильных работ с вращением инструмента;

- подъем ЭЦН, ШГН при отсутствии циркуляции и с превенторами.

Перечень работ, оплачиваемых по повременному тарифу в объеме калькуляционного времени:

- гидродинамические исследования (КВД, КВУ);

- восстановление циркуляции.

Премирования бригад КРС и бригад подготовки производится из фонда оплаты труда.

Распределение премии между членами бригады производится с учетом коэффициента трудового участия (КТУ) каждого члена бригады, который определяет вклад каждого члена бригады в общие результаты работы. Индивидуальный размер КТУ может быть от 0 до 2.

Общая сумма коэффициентов трудового участия при распределении премии должна соответствовать количеству членов бригады.

3.3 Расчет технико-экономического обоснования необходимости бурения боковых стволов на Лянторском месторождении

Рассчитаем чистую текущую стоимость (ЧТС) от проведенных мероприятий по зарезке и бурению боковых стволов на Лянторском месторождении.

1) Прирост добычи нефти при увеличения количества скважин с применением метода зарезки и бурения бокового ствола рассчитываем по формуле:

Q = q 365 kэ n , (3.1)

где Q - прирост добычи, обусловленный увеличением среднедействующего фонда скважин, тыс. т.;

365 - среднее время работы одной скважины в текущем году, сут.;

n - фонд скважин, охваченных мероприятием, скв.;

q - средний дебит скважин, дополнительно введенных в работу, т/сут.

Результаты расчетов по восстановленным 8 скважинам сведены в таблицу 3.1.

2) Рассчитаем в стоимостном выражении:

Вt = Q Ц (3.2)

где Ц - цена одной тонны нефти, тыс.руб/т.

3) Расчитаем амортизацию основных фондов:

А = Кк Na/100 , (3.3)

где Кк - капитальные затраты в к-ом году, тыс.руб.;

Na - норма амортизации основных фондов, %.

4) Дополнительные текущие затраты по мероприятию рассчитываются следующим образом:

Иt = И допt + И мерt (3.4)

где И мерt - текущие затраты в t-ом году, на проведение работ по реализации мероприятия, тыс.руб.;

И допt - текущие затраты на дополнительную добычу, тыс.руб.

И допt = Qt Сб 0,43 (3.5)

где Qt - дополнительное извлечение нефти в t-ом году, тыс.т.;

Сб - себестоимость одной тонны нефти, руб.

5) Расчет налогов производится по формуле:

Н = Нимt + Нпр , (3.6)

где Н имt - прирост налога на имущество, тыс.руб.;

Нимt = Состt Nим / 100 , (3.7)

где С остt - остаточная стоимость имущества в t-ом году, тыс.руб.;

N им - ставка налога на имущество, % (равная 2 %).

С остt = Кk - k = 1 А мк , (3.8)

Где k - количество лет проведения мероприятия по t-ий год включительно;

Кk - капитальные вложения в k-ом году, тыс.руб;

А мк - дополнительные амортизационные отчисления, начисленные в в k-ом году, тыс.руб;

6) Прирост потока наличности рассчитывается по следующей формуле:

ПДНt = Вt - Иt - Кt + Нt , (3.9)

где Вt - прирост выручки от приведенных мероприятий в текущем году, тыс.руб.;

Нt - прирост величины налоговых выплат в текущем году, тыс.руб.;

Иt - прирост текущих затрат в текущем году тыс.руб.;

Кt - капитальные затраты в текущем году, связанные с проведением мероприятия, тыс.руб..

7) Дисконтированный годовой поток денежной наличности (ДПДНt) определяется по формуле:

ДПДНt = ПДНt t (3.10)

Где t - коэффициент дисконтирования для текущего года.

t = (1 + Е НП)

где Е НП - нормативный коэффициент приведения.

8) Накопленный дисконтированный годовой поток денежной наличности представляет собой чистую текущую стоимость и определяется по формуле:

ЧТСt = ДПДН k , (3.12)

где k - годы проведения мероприятия до текущего года включительно.

В данном случае ЧТСt за пять лет составляет более 142640,5 тыс. рублей.

Профили накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости показаны на рисунке 3.2.

9) Анализ чувствительности проекта к риску

Методика расчета:

Q = (q * Т * Кэ * n)*0,7 , тонн (3.13)

Q = (q * Т * Кэ * n)*1,1 , тонн (3.14)

Впр. = Q * Ц*0,8 , тыс.руб. (3.15)

Впр. = Q * Ц*1,2 , тыс.руб. (3.16)

Итек. = (Имер + Идоп.доб.)*0,9 , тыс.руб. (3.17)

Итек. = (Имер + Идоп.доб.)*1,1 , тыс.руб. (3.18)

Н = (Впр. - Итек.) * 35% * 0,8 , тыс.руб. (3.19)

Н = (Впр. - Итек.) * 35% * 1,2 , тыс.руб. (3.20)

Результаты расчетов сведены в таблице 3.1 - 3.12.

Любые мероприятия в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными факторами, рыночными, законодательными и многими другими, то необходимо обязательное проведение анализа чувствительности вариантов строительства, реконструкции или модернизации производства.

При анализе чувствительности ЧТС выбираются интервалы наиболее вероятного диапазона измерение каждого его фактора:

1) Прирост годовой добычи нефти - ЧТС (Q) - от -30% до +10% - данный фактор удовлетворяется;

2) Цена на нефть при ее реализации -- ЧТС (Ц) -- [от -- 20% до +20%] дальнейшее снижение цены на нефть будет не выгодным увеличение ее объемов;

3) Текущие затраты на добычу нефти -- ЧТС (И) -- [от -- 10% до +10%] -- дальнейшее увеличение текущих затрат (повышение себестоимости нефти), делают добычу нефти не выгодной;

4) Капитальные затраты - ЧТС (К) -- [от -- 5% до +15%], целиком зависит от изменения (удорожания) цен на строительство;

5) Уплата налогов -- ЧТС (Н) -- [от -- 20% до +20%], увеличение налогов отрицательно сказывается на выполнении мероприятий и всей деятельности предприятия.

Таким образом, снижение цены на нефть [ЧТС (Ц)], увеличение ее себестоимости [ЧТС (И)], капитальных затрат [ЧТС (К)] и особенно, рост налогов [ЧТС (Н)] -- являются отрицательными факторами при выполнении мероприятий по реконструкции и модернизации промыслового хозяйства.

Диаграмма «Паук» указывает на полученные зависимости ЧТС от факторов -- природных и рыночных (изменение годовой добычи нефти, цены на нефть, текущие затраты, капитальные затраты и налоги).

4. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

Охрана труда - система обеспечения безопасности жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.

В 2004 году основой работы службы охраны труда ОАО «УПНП и КРС» явились:

Профилактическая работа, направленная на предупреждение производственного травматизма, профессиональных заболеваний.

Контроль соблюдения нормативных актов по охране труда в подразделениях общества и создания безопасных и здоровых условий труда работников.

Координация и организация работ по охране труда в цехах, бригадах и участках.

В профилактической работе приоритет отдавался работе постоянно - действующих комиссий общества и подразделений.

Для предупреждения аварий и контроля за безопасным ведением работ, службой охраны труда в течение 2004 года проведено 36 целевых проверок цехов и бригад, 28 ночных проверок бригад КРС.

С целью недопущения нефтегазопроявлений и открытых фонтанов в нефтяных скважинах с работниками бригад КРС в 2004 году проведено 68 практических занятий по предупреждению НГП и ОФ.

В течение года проводилось специальное обучение мастеров, включавшее в себя вопросы по охране труда и технике безопасности.

В 2004 году службой охраны труда была проведена определенная работа по созданию безопасных и здоровых условий труда и культуры производства. Ежеквартально руководители подразделений отчитывались в проделанной работе. Постоянно контролировалось состояние дел, и принимались меры для выполнения в срок намеченных мероприятий.

В целях приведения в соответствие с нормами и стандартами производственных объектов и цехов в течение года работниками инженерного центра и Сургутской санэпидемстанции проводились замеры загазованности, запыленности, шума, освещенности и т.д.

На основании выданных рекомендаций в подразделениях была проведена работа по улучшению условий труда. Во всех подразделениях акционерного общества начата работа по аттестации рабочих.

4.1 Охрана труда при бурении

Зарезка второго ствола в эксплуатационной колонне является новым видом технологии в ОАО «УПНП и КРС», поэтому обеспечение безопасных и здоровых условий труда возможно лишь при соблюдении требований технологической и производственной дисциплины.

Все работы по зарезке второго ствола в обсаженной эксплуатационной скважине производиться с соблюдением действующих «Правил безопасности» и «Технологического регламента на бурение вторых стволов из обсаженных эксплуатационных скважин» утвержденного главным инженером ОАО «УПНП и КРС».

Работы по зарезке второго ствола должны производиться под руководством ответственного инженерно-технического работника, назначенного приказом по предприятию.

С рабочими бригады провести внеочередной инструктаж «По практическим действиям бригады КРС в случае нефтегазопроявлений и открытых фонтанов» с записью в журнале «Регистрации инструктажей на рабочем месте».

Процесс по зарезке второго ствола в скважине характеризуется повышенной опасностью для работающих, поэтому должен быть разработан план ликвидации возможных аварий, в котором необходимо предусмотреть оперативные действия персонала по предотвращению аварий и ликвидации аварийных ситуаций, а в случае их возникновения по локализации, исключению загораний или взрывов.

В процессе зарезки и бурения второго ствола должны постоянно контролироваться следующие параметры:

- вес на крюке с регистрацией на диаграмме;

- плотность бурового раствора;

- расход бурового раствора на входе и выходе;

- давление на манифольде буровых насосов с регистрацией на диаграмме;

- уровень раствора в приемных емкостях при бурении на устье скважины при простое и спускоподъемных операциях;

- крутящий момент на роторе.

Ведение спускоподъемных операций должно осуществляться с применением различных механизмов и инструментов в соответствии с инструкциями.

Скорости СПО регламентируются технологическим проектом с учетом допустимого колебания гидродинамического давления.

Для предупреждения газонефтепроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить, долив бурового раствора в скважину. Режим долива определяется технологическим регламентом.

Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла бурильных труб. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых (спущенных) труб подъем (спуск) должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при газонефтепроявлений.

Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневание - запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и рассаживанием колонны бурильных труб.

При спускоподъемных операциях запрещается:

- находиться в радиусе действия машинных ключей, рабочих и страховых канатов;

- подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их обратно без использования специальных приспособлений;

- находиться персоналу на столе ротора при талевой системы и работе круговым ключом.

При подъеме ненагруженного элеватора, а также при отрыве (снятии с ротора) колонны бурильных труб раскачивание талевой системы не допускается.

Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных труб разрешается только после посадки их на клинья или элеватор.

Опускать колонну труб на клинья следует плавно, без ударов. Если при спуске возникает посадка, то разгружать талевую систему более чем на 5 делений по индикатору веса - запрещается. В этом случае необходимо поднять колонну на 15-20м, промыть скважину, а затем продолжить спуск колонны.

Перед бурением в интервалах с возможным газопроявлением перед ведущей трубой необходимо устанавливать обратный клапан.

В процессе бурения скважины не допускается отклонений от установленной плотности промывочной жидкости более чем на + 0,02 г/см3, при фактической ее величине до 1,45 г/см3.

Запрещается оставлять бурильную колонну без движения во вскрытом пласте, в продуктивных горизонтах во избежание прихвата. Во время вынужденных остановок бурильную колонну постоянно поднимать и опускать на длину ведущей трубы и проворачивать ротором через 2-5 мин.

При повышении давления на выкиде насоса прекратить бурение и привести в нормальное состояние ствол скважины промывкой с рассаживанием колонны турборотором с частотой не менее 80об/мин., не допускается натяжения колонны сверх собственного веса.

Раскрепление резьбовых соединений УБТ и замковых соединений бурильных труб ротором - запрещается.

Для предупреждения образования сальников в интервалах ствола необходимо:

- буровой раствор должен очищаться до полного удаления шлама;

- шламоуловители, вибросита, емкости поддерживать в исправном состоянии;

- бурильные трубы должны быть одного диаметра.

В процессе спуска обсадной колонны непрерывно наблюдать за характером бурового раствора из скважины. В случае падения уровня жидкости в затрубном пространстве следует непрерывно заполнять его буровым раствором.

Для предупреждения прихвата обсадной колонны в процессе заполнения ее жидкостью, колонну необходимо держать на весу и периодически расхаживать.

После цементирования эксплуатационной колонны необходимо загерметизировать устье скважины и создать избыточное давление в затрубном пространстве во время ОЗЦ.

Разбуривание цементных стаканов в колонне без установленного противовыбросового оборудования - запрещается.

Перед проведением геофизических работ бригадой КРС проверяется:

- состояние бурового оборудования, при неисправном оборудовании запрещается проводить геофизические работы в скважине;

- работа и состояние противовыбросового оборудования;

- превентор должен быть опрессован на максимально ожидаемое давление, а на крестовине фонтанной арматуры должна быть установлена задвижка;

- наличие бурового раствора и его уровень в скважине;

- степень освещенности рабочих мест в опасной зоне;

- наличие и пригодность площадок для размещения геофизического оборудования.

При переливе бурового раствора из скважины геофизические работы прекращаются и принимаются меры по герметизации устья скважины.

Для предупреждения газонефтепроявлений должны приниматься следующие меры:

- вскрытие газового горизонта и последующее углубление скважины запрещается при отсутствии в компоновке низа бурильной колонны шарового или тарельчатого клапана, а под ведущей трубой шарового клапана;

- перед началом бурения и после него, а также в отдельных интервалах производится ее безостановочная промывка продолжительностью не менее одного цикла;

- если в процессе промывки или бурения скважины наблюдается постоянное поступление газа в буровой раствор, то подъем бурильной колонны из скважины - запрещается.

Устье скважины немедленно герметизируется при:

- обнаружении перелива бурового раствора из нее;

- отсутствие циркуляции в скважине;

- повышении уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения или промывки;

- поглощении бурового раствора.

4.2 Противопожарная защита

Основной задачей службы охраны труда в области противопожарной безопасности явилась профилактическая работа по недопущению пожаров, гибели людей и сохранению материальных ценностей акционерного общества.

Работа по противопожарной безопасности строилась на основании плана противопожарных мероприятий, составленного на год, а так же предписаний контролирующих органов. В соответствии с планом регулярно проводились детальные пожарно-технические проверки, в результате которых были выявлены 184 нарушения правил пожарной безопасности.

За истекший год все объекты, бригады и участки управления были укомплектованы недостающими средствами пожаротушения. Было проведено 1654 инструктажа о мерах пожарной безопасности, подвергнуты проверке на сезонные периоды работы внутренние и наружные пожарные краны. Проведены целевые проверки автоматической пожарной сигнализации. Совместно с инспекцией ПЧ проведены занятия и соревнования с ДПД. Для цехов были разработаны инструкции и планы ликвидации аварий и загораний.

Для эффективной работы отдела в области противопожарной безопасности разработано ряд мероприятий, направленных на своевременное заключение договоров с контролирующими и обслуживающими организациями, на оборудование объектов и помещений автоматической пожарной сигнализацией, на разработку и согласование новых инструкций по пожарной безопасности производственных объектов.

Опасные моменты при ремонте и эксплуатации производственных объектов на предприятиях НГДУ связанных с возможностью воспламенения нефтяных паров и газа. Для устранения этих опасных моментов и обеспечения безопасного ведения работ, в том числе и КРС, на производственной территории надо соблюдать противопожарные мероприятия и строго выполнять правила техники безопасности.

Основные из этих правил следующие:

- территории прискваженных площадок при производстве КРС содержать в чистоте, разлитые нефть и нефтепродукты нужно убирать;

- каждый производственный объект (бригады КРС) должен иметь комплект первичных средств пожаротушения; ящики с песком, лопаты, огнетушители и т.д., количество и перечень, которые устанавливаются местными нормами;

- курить только в специально отведенных местах; сварочные и другие огневые работы на скважине производятся под руководством ответственного работника по письменному разрешению, технического руководителя предприятия и с ведома пожарной охраны;

- электрооборудование должно быть во взрывозащищенном исполнении;

- передвижные агрегаты с двигателями внутреннего сгорания должны иметь искрогасители;

- при работе в загазованной среде необходимо пользоваться обмедненным инструментом.

5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Экология- это наука об отношениях живых организмов и их сообществ между собой и с окружающей средой с учетом всей совокупности условий существования.

5.1 Охрана недр

При обустройстве месторождения основным видом воздействия на почвенный покров и растительность является изъятие в постоянное и временное пользование, что ведет к деформации и частичному уничтожению почвенно-растительного покрова и лесных угодий. При строительстве запроектированных объектов почвенно-растительный покров будет подвергаться следующим видам воздействия:

- разрушение естественного почвенно-растительного покрова на отводимых в постоянное и временное пользование землях;

- нарушение рельефа местности при планировке территории, отсыпке площадок и дорожного полотна, что без принятия надлежащих мер может привести к нарушению гидрологического режима и, как следствие этого, в условиях равнинности к развитию заболачивания и осушения, приводящему к смене видового состава растительного покрова;

- засорение территории отходами строительного производства. Снижение площади отторгаемых земель достигается в результате:

- -формирования линейных коммуникаций в коридоры минимальной ширины, располагающихся вдоль автомобильных дорог;

- -вертикальной компоновки оборудования, сокращения количества объектов путем кооперации на одной площадке объектов различного назначения и использования оборудования с большей производительностью, совмещение площадок ДНС, ПС 35/6 и КНС, объединение объектов инженерного обеспечения в единую зону для всех производств.

При отчуждении земель под строительство объектов обустройства месторождения устанавливаются твердые границы временной полосы отвода, что обязывает не допускать использование земель за ее пределами. Площадь нарушений растительного покрова при выполнении проектных решений минимальна и гарантирует восстановление растительности со временем от первых лет (болотные фитоцинозы) до 50 лет (фитоцинозы сосновых).

Техническая и биологическая рекультивация временной полосы отвода под трубопроводы и автодороги, укрепление откосов земляных сооружений посевом трав, озеленение (благоустройство) территории площадочных объектов.

С целью защиты почвы от водной эрозии и возможности утечек загрязняющих веществ при эксплуатации площадных объектов запроектирован организационный отвод поверхностных вод с территории площадок.

5.2 Охрана окружающей среды

Окружающая среда - совокупность средообразующих компонентов (атмосферный воздух, вода, почва, недра, животный и растительный мир, ландшафты), культурных и природных памятников, материальных объектов, оказывающих влияние на здоровье человека и условия его жизнедеятельности.

В настоящее время охрана окружающей среды стала одной из актуальнейших проблем современности. Необходимость бережного отношения к природе за последние десятилетия получила глубокое отражение в различных государственных решениях и постановлениях. Поэтому большое значение при ведении буровых работ имеют технико-экономические аспекты охраны окружающей среды, заключающиеся в рациональном выборе технологии производственных процессов, технических средств, которые обеспечивают реализацию необходимых природных мероприятий при наименьших экономических затратах.

При проведении бурения могут возникнуть следующие основные виды нарушений природной среды:

- отчуждение и вывод из строя плодородных земель;

- нерациональное и бесконтрольное использование земельных участков под планировку буровых площадок и инженерных коммуникаций, прокладываемых к буровым;

- нарушение почвенного слоя и уменьшение продуктивности почв на месте ведения буровых работ;

- поступление в водоносные горизонты и продуктивные пласты химических реагентов, применяемых в качестве добавок к промывочным жидкостям;

- переток подземных вод из одного водоносного горизонта в другой или продуктивный пласт (нефтяной или газовый) или переток углеводорода из одного продуктивного пласта в другой по затрубному пространству в стволе скважины при неудовлетворительной организации разобщения пластов;

- утечка и проникновение в продуктивный горизонт масел, нефтепродуктов и глинистых растворов, обработанных химическими реагентами;

- загрязнение поверхностных вод различными маслами, нефтепродуктами и химическими веществами, что ведет к последующему проникновению этих вод в скважину.

Загрязнение подземных вод в ходе бурения эксплуатационной скважины на нефть и газ при использовании таких технологических средств, как торпедирование, соляно-кислотная обработка призабойной зоны и гидроразрыв пласта.

Для того чтобы предотвратить ущерб, который наносится проведением буровых работ, необходимо выполнить следующий комплекс мероприятий, прямо или косвенно связанных с применяемой технологией бурения:

- тип промывочной жидкости, химические реагенты и материалы, используемые при регулировании свойств раствора, следует выбирать с учетом геолого-гидрогеологических условий месторождения;

- нельзя забуривать скважину с использованием эмульсионной промывочной жидкости;

- конструкция циркуляционной ситемы, сооружаемой с учетом конкретных местных условий, должна исключать возможность утечки отработанной жидкости в грунт;

- запрещается сбрасывать отработанный раствор в гидрографическую сеть, отдельные водоемы, почву;

- для защиты водоносных горизонтов и продуктивных углеводородных пластов от различных перетоков и загрязнений вредными веществами необходимо осуществлять их надежную изоляцию путем спуска обсадных колонн, цементирования, тампонирования и другими средствами, устраняющими сообщение горизонтов со стволом скважины;

- остатки вредных химических веществ, реагентов, не пригодных для бурения, следует захоронить в землю в изолированных или искусственно созданных полостях, в местах, где отсутствуют водоемы питьевого назначения, под слоем земли не менее 1 м с последующей рекультивацией этой площади;

- при кустовом бурении необходимо в обязательном порядке проводить обваловку буровой площадки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Главной задачей многих нефтегазодобывающих предприятий в настоящее время является стабилизация или снижение темпа падения добычи углеводородного сырья на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки. Общепризнанно, что наиболее эффективный способ повышения нефтегазодобычи - бурение боковых наклонных или горизонтальных стволов.

Бурение боковых стволов и столов с горизонтальным участком из старых обсаженных эксплуатационных скважин позволяет на конечных стадиях разработки месторождения повысить нефтеотдачу пластов за счет направленного разбуривания «целиковых» зон с высокой нефтенасыщенностью, невыработанных скоплений углеводородов, а при бурении боковых стволов горизонтальных скважин увеличить охват пласта за счет роста зоны дренирования из расчета на одну скважину. При этом снижаются капитальные затраты на разбуривание и обустройство нефтяного месторождения при одновременном увеличении коэффициента извлечения нефти.

В настоящее время на 16.05.2004 года в НГДУ "Лянторнефть" боковые стволы пробурены в 229 скважинах. Из них 6 вертикальных или слабонаклонных, 110 горизонтальных и 70 пологих до 60?. Дополнительная добыча от боковых стволов с 1998 года по декабрь 2003 года составила 51,415 тыс. тонн нефти. Бурение боковых стволов ведётся по руководящему документу РД 5753490- 030-2001, Самарским «УПНП и КРС».

Расчет технико-экономического обоснования эффективности бурения боковых стволов произведен с использованием процесса дисконтирования, он показал, что зарезка боковых стволов целесообразна, так как полученные экономические данные свидетельствуют об этом. На рисунке 3.3 согласно выбранной методике расчетов, доказано, что зарезка боковых стволов эффективна, то есть проект выгоден, так как диаграмма «Паук», согласно расчетов, построена в положительной части системы координат. Технологическая эффективность бурения вторых стволов, как за 2003 год, так и за 5 лет приведена в таблице 2.21.

Метод бурения боковых стволов применяется для реанимации бездействующего фонда скважин и интенсификации добычи нефти. Он позволяет пополнить действующий фонд скважин, улучшить состояние разработки. Этот способ используется на участках, где бурение новых скважин нерентабельно.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бочкарев В.В., Дунюшкин Д.И., Иванисько Л.А. Организация труда и заработной платы в нефтяной промышленности. - М.: Недра, 1990.

2. Брену А.Д., Тищенко В.Е. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1999.

3. Булатов А.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1977.

4. Дополнение к технологической схеме разработки Лянторского месторождения. Том 1 книга 1. Исполнитель Тюменское отделение «СургутНИПИнефть» Сургут, 1998.

5. Дополнение к технологической схеме разработки Лянторского месторождения. Том 1 книга 4. Исполнитель Тюменское отделение «СургутНИПИнефть» Сургут, 1998.

6. Инструкция по охране труда при зарезке второго ствола в обсаженной эксплуатационной колонне ОАО «Сургутнефтегаз», 1999.

7. Калинин А.Г., Григорян Н.А., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин.. Справочник. - М.: Недра, 1990.

8. Калинин А.Г., Никитин Б.А. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. Справочник. - М.: Недра, 1997.

9. Масленников И.К. Буровой инструмент. Справочник. - М.: Недра,1989.

10. Перчик А.И. Словарь-справочник по экономике нефтедобывающей промышленности. - М.: Недра, 1989.

11. Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности ППЬО 85 - М.: Недра, 1987.

12. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. - М.: Недра, 1984.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.