Анализ основных показателей разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения

Анализ основных показателей разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения

Введение

Оренбургское газоконденсатное месторождение введено в промышленную эксплуатацию в 1974 году и является одним из крупнейших месторождений.

Значительные запасы месторождения и расположение его в Европейской части России с развитой инфраструктурой делают эксплуатацию ОГКМ наиболее эффективной и прибыльной.

Продуктами переработки сырья ОГКМ являются товарный (метановый) газ, широкая фракция легких углеводородов, этан, гелий, стабильный конденсат и нефть, сера.

В настоящее время ОГКМ находится в состоянии падающей добычи. В этот период одним из важных вопросов является анализ основных показателей разработки за период разработки месторождения, то есть сравнение фактических и проектных показателей

В дипломном проекте дана краткая геологическая характеристика месторождения, особенности геологического строения зоны, емкостные и фильтрационные свойства залежи дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ-8, выполнен анализ основных показателей разработки до 2011 года, рассчитаны запасы газа зоны УКПГ-8 методом падения пластового давления по фактическим данным разработки.

Рассмотрен вопрос безопасности и экологичности проекта.

В экономической части были рассмотрены экономические показатели производственно-хозяйственной деятельности предприятий, калькулирования себестоимости добычи газа и конденсата.

1. Краткая геологическая характеристика Основной газоконденсатной залежи Оренбургского НГКМ

.1      Общие сведения

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ) расположено в Оренбургской области в пределах Оренбургского, Илекского и Переволоцкого районов.

Месторождение находится в обжитой промышленной и сельскохозяйственной зоне с достаточно развитой сетью асфальтовых и улучшенных грунтовых дорог.

Непосредственно от месторождения проходят магистральный газопровод "Союз" (Оренбург - Западная граница), а также газопроводы на г.Орск и г.Заинск (Татарстан) и продуктопровод (нефть, конденсат) на г. Салават (Башкортостан).

1.2    Тектоника

Оренбургское НГКМ приурочено к одноименному валу, осложняющему северную часть Соль-Илецкого выступа, который располагается в зоне сочленения Волго-Уральской антеклизы с Прикаспийской впадиной и Предуральским прогибом.

В районе, где находится месторождение, фундамент залегает на глубине свыше 6000-7000 м (данные геофизики) и перекрывается осадочным чехлом, сложенным ордовикскими, девонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями. Оренбургский вал, с которым связано ОНГКМ, имеет достаточно сложное строение в связи с проявлением в его пределах и тектонических, и седиментационных структуроформирующих факторов. Простираясь с запада на восток, структура имеет протяженность 120 км и ширину от 10 до 20 км. Тектоническое строение горизонтов нижней перми ОНГКМ изучено по более чем 1000 скважинам.

По кровле артинской карбонатной толщи структура выделяется в виде единого поднятия (типа брахиантиклинали) по изогипсам минус 1600, 1650 и 1700 м. Наиболее высокие отметки (от минус 1230 до минус 1240 м) в пределах поднятия приурочены к его центральной, сводовой части. На севере, где поднятие контролируется крутым (от 10° до 15°) крылом, отметки достигают от минус 1800 до 1840 м в западной части и почти минус 1900 м - в восточной. На южном крыле, характеризующемся погружением не более 2,0°, наиболее глубокие абсолютные отметки равны: минус 1760 м - на западе, минус 1780 м - в центре и минус 1825 м - на востоке. Из-за различной крутизны крыльев поднятие имеет асимметричную форму. В пределах поднятия выделяются Западный, Центральный и Восточный купола.

Западный купол, выделяющийся как обособленное поднятие с размерами 206 км и амплитудой 120 м по кровле среднекаменноугольных отложений (III объекта), по кровле артинской карбонатной толщи отмечается в виде обширной (2512 км) периклинали, осложненной небольшой, оконтуривающейся по изогипсе минус 1450 м, вершиной. Амплитуда в районе Западного купола (относительно северного и южного погружений) достигает 300 м.

Центральный купол, как и Западный, выделяющийся в виде самостоятельного поднятия (4013 км, амплитуда 280 м) по III объекту, по артинской карбонатной толще образует наиболее крупную (5018 км) и наиболее приподнятую часть Оренбургского поднятия. В своде купола, являющегося одновременно и сводом всего поднятия, отметки равны от минус 1230 до минус 1240 м. Амплитуда купола достигает почти 500 м. На востоке неглубоким прогибом (с погружением от минус 1580 до минус 1590 м) Центральный купол отделяется от Восточного.

Восточный купол в своде имеет абсолютные отметки от минус 1460 до минус 1470 м, что относительно свода Центрального купола более чем на 200 м ниже. Свод купола вырисовывается по изогипсе минус 1650 м в виде поднятия, имеющего почти изометрическую вершину (изогипса минус 1550 м) и протяженную (на восток) периклиналь. Размеры свода 166 км. С юга к своду примыкает сравнительно широкое (от 3 до 4 км) моноклинальное крыло, а с востока - обширная (14х8 км) террасообразная площадка, ограниченная субмеридианальной флексурой, которая является продолжением флексуры северного крыла. В пределах площадки выделяются еще три небольших купола: Западно-Караванский, Караванский и Южно-Караванский. Они имеют размеры от 5 до 8 км по большой оси и от 2 до 5 км - по малой, амплитуды их от 20 до 100 м.

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика

Модель Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) представляется как массивно-пластовая. В последнем подсчете запасов представлена модель, где каждый объект является самостоятельным расчетным объектом со своими расчетными параметрами.

Основанием для этого послужили результаты доразведки и доразработки. Каждый объект отделяется от другого толщей плотных пород (разделы), характеризуется своим распределением коллекторов, их ФЕС. Различие объектов по проницаемости приводит к неравномерной отработке месторождения. газогидродинамический скважина конденсат газ

В данном дипломном проекте артинско - каменноугольная газоконденсатная толща рассматривается как единый эксплуатационный объект, что связано в первую очередь с большим фондом эксплуатационных скважин, вскрывающих весь разрез (все три объекта).

Второй причиной является наличие “сквозных окон”, в которых объекты практически соединены и представляют единый резервуар, что связано как с характером разреза, так и с наличием трещиноватости, а также с техническим состоянием разведочных скважин.

Совместно с основным газоконденсатным объектом разрабатывается газонасыщенная часть пластов Р_V-1,2,3 сакмарского яруса Восточного купола (ГП-10), и поэтому она включена в рассматриваемый эксплуатационный объект.

Данные по литологии и фильтрационно-емкостным свойствам пород, слагающих продуктивную толщу ОНГКМ, получены до 1979 года. Базовыми послужили анализы керна скважин, пробуренных на ИБР и глинистом растворе в западной (скв.312, 322), центральной (скв.311, 321, 323) и восточной (скв.319, 352, 362) частях месторождения. Всего было проанализировано 26016 образцов на пористость, 18475 на проницаемость. Остаточная вода определена в 1545 образцах, а остаточная нефть - в 1172.

В 1991 году при пересчете запасов нефти, выполненном ВУНИПИГазом, добавились определения ФЕС еще по 1281 образцу. В 1993 году подсчитаны запасы нефти восточной части ОНГКМ, где использованы анализы керна вновь пробуренных скважин (2758 на пористость; остаточная вода определена в 43-х образцах). После 1993 года данные о ФЕС ОНГКМ пополнились незначительно и лишь по его восточной части (154 образца на пористость, 130 - на проницаемость и 103 - на остаточную воду).

Физико - литологическая характеристика продуктивных пластов приводится на основании данных, полученных преимущественно до 1993 года. Надежной покрышкой для Оренбургского газоконденсатного месторождения является мощная тысячеметровая галогенная толща кунгурского яруса. Газоносная толща сложена карбонатными породами с коллекторскими свойствами, различными как по площади месторождения, так и по разрезу.

Громадный газоносный массив месторождения сложен толщей светло-серых, серых, темно-серых и черных известняков, с прослоями доломитизированных известняков и доломитов. Продуктивная толща сложена массивными, плитчатыми и тонкоплитчатыми, песчаниковидными и ракушняковыми карбонатными породами. В разрезах многих скважин установлены зоны развития закарстованных песчаниковидных пород, разрушенных до пескообразной массы, и зоны дробления.

По данным химического, петрографического, рентгеноминералогического анализов продуктивная толща ОНГКМ артинско-среднекаменноугольного возраста сложена на 92 % чистыми известняками; на 6 % - доломитизированными известняками; на 1,2 % - cульфатами. Содержание нерастворимого остатка в среднем 0,8 %. Отложения среднего и верхнего карбона и ассельского яруса сложены, в основном, чистыми известняками, в отложениях сакмарского и артинского ярусов встречаются прослои доломитизированных и доломитовых известняков и прослои доломитов.

Сульфаты в разрезе ОНГКМ представлены, главным образом, ангидритом и гипсом. Ангидрит и гипс часто образуют цемент, заполняют трещины, поры, кавернообразные пустоты. Ангидрит имеет более широкое распространение. Гипс чаще всего отмечается в кровельной части продуктивной толщи, низах сакмарского и кровле ассельского ярусов. Наибольшее развитие гипс получил в породах центрального блока, где, заполняя поры и трещины, снижает ФЕС пород. Содержание доломитов и степень доломитности увеличивается вверх по разрезу (таблица 1.1).

Наиболее доломитизированы микро-тонкозернистые, сгустково-комковатые и органогенно-шламовые разности. Отмечено уменьшение доломитности артинских и сакмарских отложений с запада на восток.

В разрезе продуктивной толщи ОНГКМ встречаются маломощные прослои глин и мергелей, приуроченные к кровле среднего и верхнего карбона. В отложениях ассельского, сакмарского и артинского ярусов присутствуют небольшие линзы и тонкие (от 0,5 до 0,8 м) прослои глин.

Таблица 1.1 - Литолого-стратиграфический разрез

Типы коллекторов

Опираясь на дополнительный анализ результатов геолого-геофизических исследований и разработки месторождения, в последнем подсчете запасов (1994-1995гг) в разрезе месторождения выделены три типа коллекторов: поровые, трещинно-поровые и трещинные.

Коллекторы порового типа выделены по прямым качественным признакам по комплексу ГИС во всех подсчетных объектах. Статистическая граница коллекторов порового типа составляет, как и ранее, 6 %.

Трещинно-поровый тип коллектора выделен по критическому значению пористости К_п.гр= 3 %, обоснованному по результатам геофизических и петрофизических исследований. Кроме того, дополнительным подтверждением промышленной газоносности коллекторов трещинно-порового типа явились результаты исследования контрольных скважин методом повторного РК.

Промышленная газоносность трещинного коллектора была доказана в ГКЗ, о наличии интенсивной трещиноватости отдельных участков разреза говорят как исследования керна так и результаты разработки. К трещинному типу коллектора отнесены породы с К_п < 3 %, характеризующиеся по ГИС пониженным (менее 500 ом) кажущимся сопротивлением на БК.

1.4    Газонефтеносность

В данном разделе кратко повторены данные об основных нефтегазосодержащих отложениях, артинско-среднекаменноугольных, входящих в основную газоконденсатную залежь, в том числе артинско-сакмарские отложения Восточного купола (район УКПГ-10).

В последнем подсчете запасов 1995 г. проведена дифференцированная оценка запасов углеводородов по объектам.

Каждый подсчетный объект рассматривался отдельно, со своими контактами и подсчетными параметрами.

На рисунках 1.1 и 1.2 схематически изображены продольный профиль и структурная карта по кровле продуктивных отложений основной залежи ОНГКМ.

Рисунок 1.1 - Схематический продольный профиль ОГКМ

Рисунок 1.2 - Структурная карта по кровле карбонатной пачки артинского яруса ОГКМ

На рисунках 1.3 и 1.4 схематически изображены структурная карта и профиль продуктивного пласта непосредственно в зоне УКПГ-8.

Первый объект - (сакмаро-артинские отложения) приурочен в структурном отношении к Западному и Центральному куполам. В пределах I объекта пробурено свыше 800 скважин, в том числе 8 скважин - в зоне нефтяной оторочки на западном участке. Объект изучен по данным ГИС, результатам испытания и длительной эксплуатации (добычи газа).

Газ и конденсат по I объекту добываются, начиная с 1976 г. и разрабатывается как самостоятельно, так и совместно с другими объектами.

Кроме вертикальных скважин объект разрабатывается вновь пробуренными горизонтальными скважинами, а также скважинами, восстановленными зарезками горизонтальных стволов. В пределах нефтяной оторочки по всему месторождению испытание проведено в 10 скважинах. Нефть получена по 7 скважинам, иногда с газом, иногда с водой.

Рисунок 1.3 - Структурная карта зоны УКПГ-8 с расположением скважин

Рисунок 1.4 - Профиль продуктивного пласта в зоне УКПГ-8

В подсчете запасов 1995 г. газонефтяной контакт по I объекту принят на абсолютной отметке минус 1720 м. Контакт нефть-вода - на отметке минус 1750 м.

Эффективные газонасыщенные толщины составляют: поровый коллектор - от 30 до 40 м на западе и 50 м - в центральной части; трещинно-поровый коллектор - от 10 до 20 м на западе и от 20 до 60 м в центральной части. Нефтенасыщенные толщины - от 4 до 10 м и в единичных случаях до 18 м.

На средний подсчетный уровень начальное пластовое давление принималось 19,5 МПа, пластовая температура составляет 29,34 °С.

Как показали результаты доразведки, оторочки I и II объектов в центральной части изначально имели мозаичное распространение; промышленной ценности не имеют: практически расформированы. Второй объект развит в пределах западного и центрального куполов, отделяется от основных коллекторов первого объекта на большей части площади плотными практически непроницаемыми породами экранирующей пачки "R". Объект имеет такую же изученность, что и первый объект.

Газовая часть II объекта интенсивно разрабатывается, в основном, совместно либо с I, либо с III объектами. Нефтяная оторочка II объекта в центральной части - расформирована. В пределах площади нефтяной оторочки пробурены 24 скважины, из которых одни вскрыли только газовую часть объекта, другие - газовую, нефтяную и водяную. Отдельные скважины вскрыли нефтяную и водяную части. Опробование проведено по 10 скважинам. Из них по трем получили притоки безводной нефти, по двум - нефть с водой. По четырем скважинам получили газ (из верхней газонефтяной зоны). По одной скважине получили воду за счет охвата интервалом перфорации не только продуктивного пласта, но и пачки R-1, где не исключено наличие водонасыщенных пропластков. ГНК по второму объекту принят на отметке минус 1735 м. ВНК по второму объекту принят на отметке минус 1750 м.

Эффективные газонасыщенные толщины в пределах II объекта составляют: на западе - поровый коллектор - более 50 м, трещинно - поровый - от 10 до 12 м; в центре соответственно - более 90 м и от 10 до 40 м. Нефтенасыщенные толщины равны от 5 до 12 м. Запасы нефти нефтяной оторочки II объекта на западном участке отнесены к категории С2. На средний подсчетный уровень объекта начальное пластовое давление составило 19,8 МПа, пластовая температура - 29,96 °С.

Третий объект на Западном куполе образует самостоятельную залежь - газонефтяную и поэтому в данном разделе не рассматривается. Третий объект Центрального купола изучен по 600 скважинам; III объект эксплуатируется совместно с вышележащими объектами. Толщина объекта меняется в зависимости от структурного положения. Объект в основном газоконденсатный с мозаичной нефтяной оторочкой, практически расформированной.

Контакт газ-нефть принят на отметке минус 1735 м.

Водонефтяной контакт принят на отметке 1756 м.

1.5 Гидрогеологическая характеристика месторождения

1.5.1 Размеры и параметры водонапорного бассейна

Водонапорная система ОНГКМ, подстилающая и оконтуривающая основную газоконденсатную и нефтяные залежи, приурочена к карбонатным породам каменноугольно-артинского возраста. Толщина водонапорной системы изменяется от 500 до 1500 м (в среднем 1000 м). Водовмещающими породами являются пористые, трещиноватые и кавернозные пласты известняков, невыдержанные по разрезу и простиранию. В толще водонапорной системы выделяется множество водоносных горизонтов, которые гидродинамически связаны между собой, т.к. в разрезе не имеется регионально развитых водоупоров. Поэтому пластовые воды разных водоносных горизонтов образуют единую пьезометрическую поверхность статических уровней, характеризуются одинаковым распределением пластовых давлений и имеют практически идентичный химический состав.

До начала разработки статические уровни в скважинах, пробуренных на различные водоносные горизонты (от артинского до турнейского) в широком спектре глубин (от 1720 до 3470 м), устанавливались на близких глубинах - от 35 до 157 м (абсолютные отметки от плюс 72 до минус 41 м, чаще от плюс 30 до минус 10 м). Пластовой давление в водонапорной системе, приведенное к абсолютной отметке газожидкостного контакта (минус 1750 м), составляло до начала разработки ОНГКМ от 20,3 до 21,0 МПа и принято в среднем по месторождению 20,6 МПа.

В гидрохимическом отношении пластовые воды бассейна весьма однородны. Они имеют плотность от 1,16 до1,18 г/см³, минерализацию от 240 до 280 г/л, относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину). Температура пластовых вод на отметке ГЖК составляет 32 ⁰С, на глубине от 3 до 3,5 км - 42 ⁰С. Вязкость пластовых вод - 0,964 мПа·с; объемный коэффициент - 1,06; газонасыщенность - от 1,5 до 3,8 м³/м³, в среднем 2,6 м³. Коллекторские свойства пород водоносного бассейна очень неоднородны и изменяются в широких пределах. Пористость колеблется от 0,4 до 30 %, в среднем оценивается в 10 %. Проницаемость изменяется от 0,1·10^-15 до 1170·10^-15 м² при преобладающих значениях от 0,1·10^-15 м² до 10·10^-15 м². Неоднородность коллекторских свойств водовмещающих карбонатных пород обуславливает различную их водоносность. В отложениях артинского, сакмарского, ассельского ярусов нижней перми, в верхнекаменноугольных породах и отложениях московского яруса среднего карбона дебиты воды при опробовании скважин в процессе разведки ОНГКМ в большинстве случаев были небольшими и составляли от 0,2 до 10 м³/сут и от 10 до 50 м³/сут при депрессиях до 10^-12 МПа. В ряде случаев притока воды не было, а в наиболее обводненных зонах дебиты воды достигали 864 м³/сут. Коэффициент продуктивности обычно составлял от 0,16 до 3,5 м³/сут/МПа.

Схема обводнения залежей ОНГКМ приведена на рисунке 1.5.

Рисунок 1.5 - Схема обводнения залежей Оренбургского НГКМ

1.5.2 Физико-химическая характеристика вод

Физико-химическая характеристика пластовых вод продуктивных отложений среднего и верхнего карбона, ассельского, сакмарского и артинского ярусов нижней перми представлена в таблице 1.2.

Из таблицы видно, что пластовые воды имеют плотность в стандартных условиях от 1,160 до 1,180 г/см³, в среднем 1,170 г/см³, а в пластовых условиях средняя плотность составляет 1,150 г/см³. Вязкость воды в пластовых условиях 0,964 МПа·с, объемный коэффициент 1,06. Общая минерализация пластовых вод колеблется от 240 г/л до 280 г/л и равна в среднем 260 г/л.

В ионном составе доминируют хлор и натрий, причем хлора больше, чем натрия, коэффициент (r Na + r K): r Cl = 0,72-0,84. Кальция (в мг-экв/л) в 2-4 раза больше, чем магния. Отношение r [ Сl - (Na + K)]: r Mg = 3-5, следовательно, гидрохимический тип вод, по классификации В.А. Сулина, хлоркальциевый.

Таблица 1.2 - Физико-химическая характеристика пластовых вод

Гидрохимические коэффициенты

,72

,84

,78

Содержание в пластовой воде иона калия находится в пределах от 1750 до 2250 мг/л и составляет в среднем 2000 мг/л. Повышенные концентрации калия характерны для воды, насыщающей сакмаро-артинские коллекторы.

Бром содержится в количестве от 345 до 720 мг/л (в среднем 500 мг/л), йод - от 6 до 12 мг/л (в среднем 9 мг/л), бор - от 80 до 120 мг/л (в среднем 100 мг/л), литий - от 13 до 43 мг/л (в среднем 18 мг/л), стронций - 165-308 мг/л (в среднем 240 мг/л). Пластовые воды характеризуются высоким содержанием сероводорода, от 750 до 2100 мг/л (в среднем 1420 мг/л). Железа в воде немного, от 0,8 до 4,0 мг/л (в среднем 2 мг/л). Хлорбромное отношение равно от 200 до 400 (в среднем 300). Количество растворенного в воде газа (газосодержание пластовой воды) колеблется от 1,5 до 3,8 м³/м³ и в среднем равно 2,6 м³. Состав водорастворенных газов специфический. Характерным является высокое содержание кислых газов - сероводорода и двуокиси углерода (углекислого газа).

Нередко сумма их близка к сумме углеводородных компонентов, а иногда даже превышает ее. Сероводород содержится от 7 до 39 %, углекислый газ - от 2 до 50 %.

Среди углеводородных газов преобладает метан. Содержание тяжелых углеводородов составляет обычно от 2 до 3 %, азота от 5 до 10 %.

1.5.3 Оценка режима и характера вероятного продвижения пластовых вод

Для ОНГКМ характерно активное обводнение эксплуатационных скважин и основной газоконденсатной залежи с самого начала разработки месторождения. Оно развивалось по мере ввода в эксплуатацию новых зон месторождения и увеличения добычи газа и продолжает нарастать до настоящего времени, хотя месторождение уже давно вступило в период падающей добычи газа.

Суммарное количество добытой воды составляет 20 млн.м³. Несмотря на массовость обводнения эксплуатационных скважин и значительность заводненной площади ОНГКМ в основную залежь внедрилось немного воды, т.к. дебиты выноса воды из обводненных скважин в большинстве случаев невысокие - до 5 м³/сут.

Механизм обводнения скважин и залежи на ОНГКМ сочетает в себе вертикальное внедрение воды с последующим ее горизонтальным растеканием. Сначала к скважине происходит вертикальное конусообразное подтягивание воды по трещинам, потом ее ствол постепенно заполняется водой, после чего поступление газа прекращается, а вода из ствола ветвеобразно перемещается по трещинам в направлении соседних работающих газом скважин.

Внедрившееся в залежь количество пластовой воды составляет всего 1,16 %.

Наиболее обводненным является II эксплуатационный объект в зонах УКПГ-1, 2, 3, 6, 7, 8, 12. При сравнении количества воды, вошедшей в залежь, с первоначальным газонасыщенным поровым объемом II объекта в целом (5313742,7 тыс.м³) и в зонах наиболее обводненных УКПГ (3949501,6 тыс.м³) получится соотношение 1,16 % в первом случае и 2,15 % - во втором.

Все эти сопоставления указывают на то, что обводненный объем пород фактически водонасыщен очень незначительно и в нем сосредоточено еще большое количество газа, который следует отбирать в блоках пород между обводненными скважинами.

В зоне развития малой депрессионной воронки на востоке ОНГКМ, где одновременно разрабатывается I объект основной залежи и ассельская газонефтяная залежь, внедрение воды происходит в обе эти залежи. Площадь малой воронки в отрисованных границах составляет 243 км², реагирующий объем воды в водонапорной системе в ее пределах - 12150 млн.м³, а среднее снижение пластового давления в водонапорной системе оценивается в 0,15 МПа. Отсюда внедрившееся количество пластовой воды на УКПГ-10 составляет 364,5 тыс.м³.

Добытые объемы пластовой воды из I объекта основной залежи (39,72 тыс.м³) и из ассельской залежи (38,1 тыс.м³) на УКПГ-10 практически равны. Поэтому суммарно подсчитанное количество воды, внедрившейся в зону УКПГ-10, делится поровну между этими объектами и считается, что в каждый из них вошло по 182 тыс. м³ пластовой воды.

1.6 Устойчивость пород к разрушению

Устойчивость горных пород в призабойной зоне зависит от глубины и условия залегания пласта воздействия бокового и горного давлении, физико-механических свойств пород, свойств насыщающих пород жидкостей и газа, величины депрессии, условий вскрытия, освоения и эксплуатации пласта, скорости потока в призабойной зоне и др.

При изменении давления и температуры изменяются физические, емкостные и фильтрационные свойства горных пород. Эти изменения в ряде случаев существенно влияют на показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений и на технологический режим эксплуатации скважин. Встречаемые на практике газоносные коллектора по прочностной характеристике настолько разнообразны, что до настоящего времени нет единой методики, позволяющей определить допустимую депрессию на пласт в условиях его разрушения.

Это обстоятельство требует экспериментального определения допустимой депрессии на каждом месторождении по каждому газоносному пропластку, вскрытому отдельно или совместно с другими.

Главная трудность заключается в том, что проведение экспериментов для определения допустимой депрессии не всегда возможно, так как иногда отбор представительных проб керна без нарушения истиной характеристики пород практически невыполнимы

Ниже приводится условная градация пород А. А. Шахназарова по величине градиентов давления, вызывающих разрушение:

- неустойчивые породы, которые при размокании переходят в состояние текучести. Такие породы разрушаются без приложения внешней нагрузки до 0,005 МПа/см;

- слабоустойчивые породы, разрушающиеся при градиентах давления от 0,005 до 0,1 МПа/см;

- среднеустойчивые породы, разрушающиеся при градиентах давления от 0,1 до 0,15 МПа/см;

- устойчивые породы, разрушающиеся при градиентах давления свыше 0,15 МПа/см.

Газоносные коллектора УКПГ-8 представлены карбонатными породами и относятся к устойчивым породам. Однако можно предположить, что за период эксплуатации происходит частичное разрушение призабойной зоны Подтверждение этому - уменьшение глубины забоя скважин. Происходит это из-за превышения допустимой депрессии на пласт [1].

1.7 Состав и свойства пластовой смеси, добываемой в зоне дренирования УКПГ-8

Компонентный состав природного газа, взятый из разведочных скважин в зоне УКПГ-8 (по годам) представлен в таблице 1.3, состав нестабильного и стабильного конденсата и групповой углеродный состав в таблице 1.4 и таблице 1.5.

Анализируя величины состава добываемого газа в процессе разработки можно сказать, что текущий состав газа становится легче. Количество метана СН₄ увеличилось с 83,76 % до 85,20 %. Количество тяжелых углеводородов С₅+B снизилось с 1,82 % до 0,628 %.

Таблица 1.3 - Компонентный состав природного газа по зоне УКПГ-8

Таблица 1.4 - Состав нестабильного конденсата и стабильного (дегазированного)

Таблица 1.5 - Групповой углеводородный состав

1.8 Емкостные и фильтрационные свойства залежи

На основании изучения керна, данных промысловой геофизики и бурения можно сделать вывод, что строение продуктивной толщи очень сложное.

Продуктивная толща сложена карбонатными породами с различными коллекторскими свойствами, различными как по площади месторождения, так и по разрезу.

Продуктивная толща сложена массивными, плитчатыми и тонкоплитчатыми, песчаниковыми и ракушниковыми карбонатными породами. В разрезах многих скважин установлены зоны развития закарстовых песчаниковых пород разрушенных до пескообразной массы и зоны дробления. Мощность плитчатых пород изменяется от нескольких сантиметров до 10 м. Мощность пород массивной структуры от 2 до 30 м. Песчаниковые породы во многих скважинах представлены мощными пластами от 30 до 70 м.

В отложениях ассельского яруса и верхнего карбона мощность ракушниковых песчаниковых часто достигает от 60 до 80 м.

Весьма характерна для карбонатного массива сильная трещиноватость пород. Есть в керне открытые трещины, по которым видны интенсивные выделения пузырьков газа и конденсата. Визуально в керне видны и минеральные трещины, заполненные кальцитом, битумом, глиной, толщина таких трещин от 0,5 до 1 см. Между этими двумя видами трещин часто встречается переход из одних в другие. Существуют сети трещин, которые способствуют сообщаемости отдельных пластов, что является благоприятным фактором обеспечивающим гидродинамическую связь всей продуктивной толщи.

Мощная тысячеметровая галогенная толща кунгурского яруса является надежной покрышкой для месторождения.

Для подсчета запасов принято считать, что весь разрез продуктивных отложений является газонасыщенным (кроме прослоев глин, суммарная мощность которых составляет от 8 до 10 м). В продуктивной толще ОГНКМ по данным исследований каменного материала выделяются четыре основных типа коллекторов:

поровый;

кавернозный (смешанный порово-трещиноватый);

низко поровый (порово-трещиноватый);

трещиноватый.

При подсчете запасов продуктивный разрез разделен на два типа коллекторов: поровый и трещиноватый.

Основной тип коллектора, встречающийся по всему продуктивному разрезу и площади месторождения - поровый.

Максимальная суммарная мощность коллекторов порового типа приурочена к центральной части месторождения (ассельскому ярусу и среднему карбону). Каналами фильтрации и основной емкостью содержащей запасы пластового флюида является межзернистая пористость. Нижний предел пористости 6 %, нижний предел проницаемости принят 0,1·10^-15 м². Коллекторские свойства изменяются в широких пределах, преобладают размеры пор от 0,01 до 0,5 мм. Средний коэффициент для коллекторов порового типа составляет 0,123. Поровые коллекторы составляют 35 % от газонасыщенного объема. Газонасыщенность порового коллектора принята 0,65.

К трещиноватому типу коллекторов относится остальная часть основной залежи, газонасыщенность принята равной 1, средний коэффициент пористости принят равным 0,004.

Сочетание геологических факторов: детальное изучение литотипов пород по разрезу и корреляции по площади; неравномерность распределения пластового давления, широкое варьирование продуктивности, неравномерность отработки по этапу газоносности, позволило определить, что фильтрационно-емкосные характеристики слагающих отложений различны по разрезу залежи.

Разные продуктивные характеристики объектов требуют индивидуальные подходы к вопросам интенсификации добычи газа.

Характеристика эксплуатационных объектов ОНГКМ показана в таблице 1.6

Таблица 1.6 - Характеристика эксплуатационных объектов ОНГКМ

Площадь, км² Пористость, % Проницаемость, 10^-15м²

Общая мощность, м

Эффективная мощность, м1215

,3

,3

,5

,3728

,6

,0

,0

,2463

,4

,5

,4

Худшие продуктивные свойства имеют артинские отложения по сравнению с продуктивными отложениями сакмары и карбона, это низкая проницаемость коллекторов при отсутствии ощутимых различий по пористости. Для них характерна тонкопористая структура пространства, повышенная нефтенасыщенность, сульфатизация и доломитизация пород. Как следствие скважины, работающие на эти отложения, имеют низкие дебиты при высокой депрессии. Следующей особенностью, ухудшающей коллекторские свойства, является наличие остаточной нефти и битумов в поровом пространстве коллекторов.

.9 Запасы газа и конденсата

Подсчет запасов газа, конденсата и сопутствующих компонентов основной газоконденсатной залежи проводился неоднократно. Запасы газа утверждены ГКЗ СССР в 1981 г. Последний подсчет запасов проведен в 1995 году Оренбургским территориальным геологическим управлением и производственным объединением «Оренбурггазпром».

Утвержденные запасы составили:

сырого газа - 1815 млрд.м³;

сухого газа - 1781 млрд.м³;

конденсата - 137,240 млн. тонн;

извлекаемого конденсата - 96,736 млн. тонн;

принятый коэффициент извлечения - 0,71.

Дренируемые запасы по УКПГ и по ОНГКМ в целом на протяжении ряда лет определяются двумя способами:

как сумма удельных (объёмов) дренируемых запасов скважин;

по зависимости приведенного средневзвешенного пластового давления в зоне от суммарного накопленного (объёма) отбора.

По проведенным в настоящее время расчетам дренируемые запасы ОНГКМ оцениваются в интервале от 1471 млрд.м³ до 1595 млрд.м³ [2].

2. Анализ результатов газогидродинамических исследований скважин

.1 Газогидродинамические исследования скважин

Газогидродинамические исследования скважин включают в себя комплекс взаимосвязанных методов, отличающихся теоретической основой, технологией и техникой исполнения. По данным этих исследований определяют следующие параметры: геометрические характеристики залежи; коллекторские и фильтрационные свойства пласта, их изменение по площади и разрезу пласта, а также стволу газовой скважины; гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации; изменение фазовых состояний при движении природного газа в пласте, стволе скважины и наземных сооружениях в процессе разработки месторождения (залежи); условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей с забоя скважины, эффективность их удаления; последствия процесса коррозии, степень и характер его изменения при исследовании и эксплуатации скважин, в продукции которых содержатся агрессивные компоненты; технологический режим работы скважин с учетом имеющихся ограничений ее производительности.

На разных этапах изученности и освоения месторождения требования, предъявляемые к газогидродинамическим исследованиям, различны. В целом исследования скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях делятся на первичные, текущие и специальные.

Первичные исследования проводятся во всех разведочных и эксплуатационных скважинах, составляют начальную гидродинамическую основу и проводятся для определения параметров и продуктивной характеристики пласта, оценки добывных возможностей скважины и обоснования выбора технологического режима работы скважины. Текущие исследования проводятся на эксплуатационных скважинах в процессе разработки месторождения, их основной задачей является получение необходимой исходной информации для анализа и контроля за разработкой. Специальные исследования проводятся для определения параметров, обусловленных конкретными условиями месторождения.

С учетом существующих технологий проведения газогидродинамических исследований, выделяют две группы исследований: исследования при установившемся (стационарном) режиме фильтрации газа (метод установившихся отборов) и при неустановившемся (нестационарном) режиме фильтрации газа. Под установившимся режимом фильтрации газа понимают такие условия движения флюида в пласте, при которых изменение давления и дебита в течение определенного промежутка времени существующими контрольно-измерительными приборами не фиксируется.

Исследования скважин при неустановившемся режиме фильтрации газа отличаются меньшим временем и затратами на его проведение. При этом виде исследований можно получить сведения о фильтрационных характеристиках пласта, оценить степень гидродинамического совершенства скважины и фильтрационно-емкостные свойства удаленных от прискважинной зоны участков пласта.

2.2 Подготовка скважины к газогидродинамическим исследованиям

Подготовка скважины к газогидродинамическим исследованиям обусловливается назначением исследования (первичное, текущее, специальное) и объемом требуемой информации; геологическими особенностями залежи, характеристикой пористой среды и получаемой продукции (наличие значительного количества конденсационной воды, конденсата, фильтрата бурового раствора, агрессивных компонентов в составе газа, возможность разрушения призабойной зоны, образование гидратов в стволе скважины в процессе исследования, подтягивание конуса подошвенной воды); конструкцией скважины и применяемых глубинных приборов; степенью освоения месторождения (наличие наземных коммуникаций по сбору и осушке газа).

Перед исследованием скважины, вышедшей из бурения, необходимо освоить ее, не допуская при этом образования на забое песчано-глинистой пробки. В условиях возможного разрушения пласта и подтягивания конуса подошвенной воды создание больших депрессий на пласт не допускается. Необходимо продуть скважину, в процессе осуществлять контроль за выносом примесей в потоке газа с помощью сепарационных установок.

Оборудование устья скважины для проведения газогидродинамических исследований в зависимости от стадии освоения месторождения, их цели и назначения, характеристики залежи проводится в основном по двум схемам, представленным на рисунках 2.1 и 2.2.

Устье скважины, не подключенной к промысловому газосборному пункту, перед газогидродинамическим исследованием оборудуется лубрикатором, образцовыми манометрами, сепаратором, измерителем расхода, термометрами и выкидной линией для факела (рисунок 2.1).

Наиболее распространенная схема обвязки устья скважин, подключенных к промысловому газосборному пункту, предусматривает индивидуальное исследование каждой из них. Такая схема (рисунок 2.2) требует оборудования устья скважины лишь лубрикатором, образцовыми манометрами, термометрами и подключения скважины к исследовательской линии. Расход газа определяется по данным расходомера, установленного на исследовательской линии. Большинство газогидродинамических исследований проводится в скважинах, подключенных к промысловому газосборному пункту. Основное преимущество подключенных скважин - возможность проведения исследовательских работ без выпуска газа в атмосферу.

- скважина; 2 - фонтанная арматура; 3 - лубрикатор; 4 - исследовательский автомобиль с лебедкой; 5 - сепаратор; 6 - емкость для замера объёма жидкости; 7- измеритель расхода газа (ДИКТ); 8 - факельная линия; 9 - манометры;10 - термометр; 11 - глубинный прибор; 12 - крепление выкидной линии;13 - линия ввода ингибитора

Рисунок 2.1 - Оборудование устья скважины, не подключенной к газосборному пункту

- фонтанная арматура; 2 - манометры; 3 - термометры; 4 - емкости для жидких и твердых примесей; 5 - опоры; 6- сепаратор (трубный); 7 - измеритель расхода газа; 8 - линия вводаингибитора; 9 - факельная линия

Рисунок 2.2 - Оборудование устья скважины, подключенной к газосборному пункту

Однако при исследовании с выпуском газа в газопровод разница между пластовым и устьевым (после сепаратора) давлениями должна компенсировать потери давления при движении газа в пласте до забоя, по стволу скважины, а также потери в сепараторе на всех режимах исследования. В некоторых случаях, когда скважины вскрывают пласты с низким давлением, и практически на всех месторождениях на завершающей стадии их разработки, исследования с выпуском газа в газопровод встречают определенные трудности. Это связано с тем, что небольшая разница между давлением в газопроводе и устьевым давлением после сепаратора ограничивает число режимов исследования. С целью обеспечения достаточного диапазона изменения устьевого давления на общей схеме оборудования скважины, подключенной к газосборному пункту, предусмотрена факельная линия для проведения части исследований с выпуском газа в атмосферу.

2.3 Исследование скважин при установившихся режимах фильтрации газа

Исследование газовых и газоконденсатных скважин при установившейся фильтрации газа, часто называемое методом установившихся отборов, базируется на связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах. Данное исследование является основным методом получения информации о текущем состоянии скважины и ее призабойной зоны. На основе результатов исследования оценивается продуктивная характеристика скважины, ее потенциальные возможности по добыче углеводородного сырья, а также определяются условия безгидратной и безводной эксплуатации, величина максимальной допустимой депрессии на пласт, температурный режим работы скважины.

Абсолютно установившегося режима фильтрации газа (газоконденсатной смеси) в пласте не существует. Однако, с определенной условностью, фильтрацию газа в некоторых случаях можно считать установившейся. В реальных условиях за установившийся приток газа к скважине можно принять такой приток, при котором изменение давления и дебита в течение определенного промежутка времени существующими контрольно-измерительными приборами не фиксируется. Поэтому в промысловых условиях наступлением установившегося режима фильтрации считается момент, начиная с которого измеряемый параметр перестает изменяться.

2.3.1 Технология исследования скважины при установившихся режимах фильтрации

Для установления связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах с целью определения зависимости дебита газа от депрессии на пласт и давления на устье; изменения забойного и устьевого давлений и температур от дебита скважин; коэффициентов фильтрационного сопротивления; количества выносимых жидких и твердых примесей на различных режимах; условий разрушения призабойной зоны, накопления и выноса твердых и жидких частиц с забоя скважины; технологического режима работы скважин с учетом различных факторов; коэффициента гидравлического сопротивления труб; эффективности ремонтно-профилактических работ (интенсификация, крепление призабойной зоны, дополнительная перфорация, установка мостов, замена лифтовых труб) - проводятся исследования скважин при установившемся режиме фильтрации газа.

Исследование проводится в соответствии с заранее составленной про-граммой работ. В зависимости от обустройства промысла подготавливают соот-ветствующие приборы и оборудование и монтируют их на скважине согласно схемам, показанным выше на рисунках 2.1, 2.2.

Технология исследования скважины при установившемся режиме фильтрации предусматривает, что перед началом исследования давление на устье скважины должно быть статическим. Как правило, исследование проводится начиная от меньших дебитов к большим (прямой ход). Скважину следует пускать в работу с небольшим дебитом до полной стабилизации давления и дебита. Первая точка индикаторной линии фиксируется тогда, когда давление и дебит скважины на данной диафрагме (шайбе, штуцере) не изменяется во времени. Процесс стабилизации давления и дебита непрерывно регистрируется и полученное давление используется для определения параметров пласта.

После проведения соответствующих замеров давления на забое, на устье (в лифтовых трубах), в затрубном и межтрубном пространствах и температуры в необходимых точках, дебитов газа, жидкости и количества твердых частиц скважину закрывают. Давление в скважине начинает восстанавливаться. Процесс восстановления устьевого давления до статического также фиксируется непрерывно, что позволяет при соответствующей обработке определить параметры пласта по кривой восстановления давления (КВД).

Полный цикл изменения давления во времени на одном режиме показан на рисунке 2.3.

Исследование скважин проводится не менее чем на 5-6 режимах прямого и 2-3 режимах обратного хода. На всех режимах необходимо соблюдать условия, выполненные на первом режиме, и провести аналогичные замеры давления, температуры, дебита газа, жидкости и твердых частиц. Весь процесс снятия индикаторной линии при установившихся режимах фильтрации газа показан на рисунке 2.4.

Желательно, чтобы один из режимов обратного хода был с наименьшим дебитом для качественной оценки наличия жидкости на забое, вынос которой был затруднен на режимах прямого хода.

При наличии пакера в затрубном пространстве и значительного количества влаги в потоке газа определение забойного давления по давлению на устье приводит к существенным погрешностям.

Рисунок 2.3 - Полный цикл изменения давления во времени на одном режиме исследования

Рисунок 2.4 - Типовая последовательность исследований скважины при установившемся режиме фильтрации

В этом случае следует пользоваться глубинным манометром с местной или дистанционной регистрацией забойного давления на различных режимах. Для скважины с чистым забоем забойное давление можно определить расчетным путем.

При возможном образовании столба жидкости в скважине, расчетное забойное давление по замерам на устье определяется приближенно, поэтому необходимо пользоваться глубинным манометром.

Если скважина перед началом исследования работала, то следует ее закрывать для восстановления давления до статического, затем измерить давление, температуру с целью определения пластового давления.

В разведочных и эксплуатационных скважинах достоверность получаемых результатов существенным образом зависит от конструкции скважины и забойного оборудования. Полный цикл исследования при установившемся режиме фильтрации газа можно осуществить лишь при всестороннем использовании существующих средств для исследования скважин.

Поэтому на месторождениях со значительной толщиной и неоднородностью продуктивного разреза в неизученных частях залежи в отдельных разведочных и эксплуатационных скважинах лифтовые трубы следует спускать до кровли пласта.

В проекте разработки месторождения, в зависимости от характеристики пористой среды, для текущих и специальных исследований, должно быть предусмотрено выделение специально оборудованной группы скважин, в которых глубина спуска лифтовых труб, оборудование забоя клапанами-отсекателями не препятствует проведению дебитометрии, термометрии и других глубинных контрольно-измерительных работ [3].

2.4 Расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления

Коэффициенты фильтрационного сопротивления характеризуют физические свойства газа, фильтрационные свойства пористой среды пласта и геометрические параметры фильтрации. Значение коэффициентов фильтрационных сопротивлений используются при проектировании, анализе разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Они зависят от:

состава газа, фазовых переходов в процессе испытания и эксплуатации скважин, свойства газа и газоконденсатной смеси;

законов фильтрации;

механических, емкостных и фильтрационных свойств пористой среды и анизотропии пласта;

продолжительности процесса испытания на отдельных режимах;

термобарических параметров пористой среды и газа;

конструкции скважины и степени совершенства вскрытия пласта;

газонасыщенности;

наличия корки промывочного раствора на стенках забоя скважины и др.

Теоретически коэффициенты А и В должны быть представлены в виде

 ( 2.1)

 (2.2)

При изменении пластового давления коэффициенты фильтрационного сопротивления изменяются в зависимости от изменения значений вязкости, коэффициента сверхсжимаемости, а также коэффициента проницаемости пласта, и макрошероховатости пласта т. е. k(P_пл) и l(P_пл).

Изменение k(P_пл) и l(P_пл) связано двумя процессами: снижение пластового давления залежи, разрабатываемого на истощение и созданием депрессии на пласт при эксплуатации скважин.

В результате подъема ГНК уменьшается газонасыщенная толщина пласта, изменяются коэффициенты несовершенства скважины по вскрытию С₁ и С₂. За счет этого происходит увеличение значений коэффициентов фильтрационного сопротивления, а значит ухудшение фильтрационных свойств пласта.

На месторождении за положением ГНК осуществляет контроль геологический отдел, проводятся периодические замеры положения ГНК в контрольных и наблюдательных скважинах. Изменение положения ГНК по УКПГ, кустов и одиночных скважин может существенно влиять на величину коэффициентов фильтрационного сопротивления.

Увеличение коэффициентов фильтрационного сопротивления, особенно призабойной зоны может происходить при уменьшении толщины пласта в результате подъема ГНК, вскрытия толщины пласта после образования песчаной пробки (искусственный забой), а также уменьшения проницаемости и макрошероховатости в результате снижения пластового давления. Такие изменения возможны в начале разработки при создании значительных депрессий на пласт в призабойной зоне.

Увеличение коэффициентов фильтрационного сопротивления может также происходить в результате загрязнения призабойной зоны, образования водоконденсатных пробок при неправильно рассчитанных скоростях потока смеси, а также при увеличении коэффициента сверхсжимаемости в процессе падения пластового и забойного давления меньше 10 МПа. Уменьшение коэффициентов фильтрационного сопротивления происходит в результате уменьшения вязкости по мере снижения пластового давления.

Уменьшение коэффициентов фильтрационного сопротивления происходит также после проведения СКО, ССКО СКВ, ГРП, избирательных кислотных обработок с помощью «Койлтюбинга». В процессе разработки залежи пластовое давление снижается, и в результате происходит деформация скелета пластовых пород, что приводит к ухудшению коллекторских свойств (пористость, проницаемость), т.е. коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В увеличиваются [4].

2.5 Расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В по результатам исследований на стационарных режимах фильтрации скважин № 517, 526, 8002 зоны УКПГ-8

2.5.1 Порядок расчета коэффициентов фильтрационного сопротивления

Рассчитываю по известному пластовому давлению на текущий год разработки состав газа. В процессе разработки Оренбургского НГКМ проводились лабораторные исследования компонентного состава пластовой смеси.

В результате накопленных данных ООО «ВолгоУралНИПИгазом» были определены эмпирические зависимости определения содержания компонентов в пластовой смеси в процессе разработки, в зависимости от изменения пластового давления по зонам Оренбургского НГКМ.

На 1 квартал 2011 года пластовое давление по скважинам представлено в таблице 2.1:

Таблица 2.1 - Величина пластового давления по данным технологического режима ГПУ

Для данных давлений рассчитываем состав пластовой смеси по эмпирическим зависимостям ООО «ВолгоУралНИПИгаза»;

Рассчитываем псевдокритические параметры пластовой смеси.

Зная статическое устьевое давление, уточняем с помощью барометрической формулы пластовое давление методом последовательных приближений.

Рассчитываем забойное давление и забойную температуру согласно приведенному алгоритму на пяти режимах исследований.

Рассчитываем коэффициенты фильтрационных сопротивлений графоаналитическим методом.

2.5.2 Расчет состава пластовой смеси на примере скважины 517 УКПГ-8

Расчетные формулы и результаты расчета компонентного состава пластовой смеси представлены в таблице 2.2 и таблице 2.3:

Таблица 2.2 - Расчетные формулы компонентного состава пластовой смеси

Таблица 2.3 - Результаты расчета компонентного состава пластовой смеси

плотность известного состава пластовой смеси определяется по формуле

 , (2.3)

где    x_i - объемное ( молярное ) содержание в % i компонента;

p_i - плотность газа i компонента, кг/м³

относительная плотность по воздуху определяется по формуле

, (2.4)

где    p_в - плотность воздуха, кг/м³        

- молярная масса пластового газа определяется по формуле

, (2.5)

где    M_i - молярная масса i компонента, кг/кмоль.

 псевдокритическое давление пластового газа определяется по формуле

 (2.6)

где    Р_кр.i - критическое давление i компонента, МПа

псевдокритическая температура пластового газа определяется по формуле

, (2.7)

где    Т_кр.i - критическая температура i компонента, К

фактор ацентричности молекул отдельных компонентов определяется по формуле

 , (2.8)

где    _фактор ацентричности молекул отдельных компонентов.

Для пластовых смесей газоконденсатных месторождений рекомендуется использовать формулы

, (2.9)

,

Где  , (2.10)

газовая постоянная определяется по формуле

, (2.11)

где    R_i - газовая постоянная отдельных компонентов, м/К

приведенное давление пластового газа определяется по формуле

, (2.12)

где    Р - фактическое давление, МПа

приведенная температура пластового газа определяется по формуле

, (2.13)

где    Т - фактическая температура, К

изобарная теплоемкость пластового газа при атмосферном давлении и заданной температуре Т определяется по формуле

 , (2.14)

где    g_i - массовая доля i - го компонента, доли единиц;

С⁰_рi - изобарная теплоемкость при температуре Т и атмосферном давлении Р_ат i - го компонента, ккал/кг·К

2.5.3 Расчет коэффициента сверхсжимаемости по формуле Пенга - Робинсона

Для упрощения дальнейших расчетов коэффициента сверхсжимаемости найдем аппроксимирующую зависимость по следующему алгоритму

, (2.15)

Или  , (2.16)

где    , (2.17)

, (2.18)

, (2.19)

, (2.20)

, (2.21)

, (2.22)

, (2.23)

 (2.24)

2.5.4 Расчет пластового давления

Определяем ориентировочное значение пластового давления Р_пл.ор. по известному статическому давлению на устье, Р_ст.у

Очевидно, что у долго простаивающей скважины Р_пл = Р_з, Т_пл = Т_з

Тогда в 1 приближении Р_ср=(Р_ст.у.+Р_пл)/2, найдем Z от Р_ср по эмпирической зависимости коэффициент сверхсжимаемости Z_ср По барометрической формуле (2.25) вычислим значение Р_пл.ор. в 1 приближении.

, (2.25)

где    Р´_пл.ор. - ориентировочное пластовое давление, МПа;

Р_ст.у. - статическое давление на устье скважины, МПа;     

 - относительная плотность;

Z_ср - коэффициент сверхсжимаемости при среднем давлении;

H - расчетная глубина скважины, м (расстояние от середины перфорации или середины газонасыщенного интервала до устья скважины)

Далее во 2 приближении Р_ср = (Р_ст.у. + Р’_пл.ор.)/2, находим Z’_ср, Т’_ср, и вычисляем аналогично по формуле (2.25) P”_пл.ор. и т.д.

Трех приближений, как правило, достаточно.

Т_ср - средняя температура определяется формулой

, (2.26)

где    Т_пл - температура пластовая, К

Т_н.с. - температура нейтрального слоя, К

2.5.5 Расчет давления на забое скважины

Рассчитываем методом последовательных приближений, используя формулу Адамова. После проведенных исследований на стационарных режимах и расчета пластового давления были получены следующие данные:

- Р_пл, Р_у, Q_г, Т_пл, Т_у;

геометрические параметры конструкции скважин.

Для обработки результатов исследований необходимо найти забойное давление. Расчет забойного давления при отсутствии жидкости в продукции скважины

, (2.27)

где  , (2.28)

, (2.29)

где Р_у - устьевое давление, МПа;

Q - дебит газа, тыс.м³/сут;

 - относительная плотность газа;

H - глубина скважины, м;

Z - коэффициент сверхсжимаемости газа при Р_ср и Т_ср;

Т_ср - средняя температура в скважине, К.

, (2.30)

где    Т_у - температура на устье скважины, К;

Т_з - температура на забое скважины, К.

, (2.31)

где     - безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления;

D_ф.т. - внутренний диаметр фонтанных труб, м;

 - абсолютная шероховатость, м.

Обработка результатов исследований производится по уравнению притока газа к скважине:

Р²_пл - Р²_з = АQ + BQ² , (2.32)

где    Р_з - забойное давление, МПа;

Р_пл - пластовое давление, МПа;

А - коэффициент фильтрационного сопротивления призабойной зоны, МПа²сут/тыс.м³;

В - коэффициент фильтрационного сопротивления призабойной зоны, (МПасут/тыс. м ³)²;

Q - дебит газа, тыс.м³/сут.

По результатам исследований строят индикаторную линию зависимости:

Р² = Р²_пл - Р²_з = f(Q) . (2.33)

Данная зависимость представляет собой параболу, выходящую из начала координат. Разделим обе части уравнения на Q, тогда

 (2.34)

получаем линейную зависимость, выраженную прямой линией, которая отсекает на оси ординат отрезок равный коэффициенту фильтрационного сопротивления А. Тангенс угла наклона данной прямой к оси абсцисс является коэффициентом фильтрационного сопротивления В [5].

Результаты расчета забойного давления на пяти режимах представлены в таблицы 2.5.

2.5.6 Результаты расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений

Определив пластовое, забойное давления и дебит скважины на каждом режиме определяем коэффициенты фильтрационных сопротивлений графическим методом.

Таблица 2.5 - Результаты расчета забойных давлений

На рисунке 2.6 и рисунке 2.7 построены индикаторные кривые по зависимостям (2.33) и (2.34)

Рисунок 2.6 - Графоаналитический расчет коэффициентов А и В скважины № 517

Рисунок 2.7 - Графоаналитический расчет коэффициентов А и В скважин № 526, 8002

2.5.7 Расчет «средней» скважины

При определении показателей разработки месторождений природных газов используют понятие «средней» скважины, то есть все расчеты ведутся для скважины, имеющей средние параметры. Принимается, что «средняя» скважина имеет среднюю глубину, среднюю конструкцию, средние допустимые депрессии и дебит, средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В, средние длину и диаметр шлейфа.

Расчет параметров «средней» скважины выполняется по следующим формулам

 , (2.35)

где ΔР²_ср = Р²_пл - Р²_з - разность квадратов пластового и забойного давлений «средней» скважины, МП²;

ΔР²_i - разность квадратов пластового и забойного давлений i-той скважины, МПа;

n - количество скважин.

 , (2.36)

где Q_ср - дебит газа «средней» скважины, тыс.м³/сут;

Q_сi - дебит газа i-той скважины, тыс.м³/сут.

 , (2.37)

где А_ср, А_i - коэффициент фильтрационного сопротивления «средней» и i-ой скважины, МПа² / (тыс.м³/сут);

 , (2.38)

где В_ср, В_i - коэффициент фильтрационного сопротивления «средней» и i-ой скважины, МПа² / (тыс.м³/сут)²;

 , (2.39)

где L_ср - длина НКТ «средней» скважины, м;

L_i- длина НКТ i-ой скважины, м.

Параметры «средней» скважины рассчитывались по данным «Технологического режима УКПГ-8 на 4 квартал 2011 года». Результаты расчетов записаны в таблицу 2.6

В результате расчета получены следующие значения параметров «средней» скважины УКПГ-8:

дебит - 26 тыс.м³/сут;

длина НКТ - 1728 м;

коэффициент-А - 0,845 МПа² / (тыс.м³/сут);

коэффициент-В-0,00052МПа²/(тыс.м³/сут)².

Таблица 2.6 - Параметры работы скважин УКПГ-8 на 4 квартал 2011 года

2.6 Оценка характера изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления в процессе разработки

В процессе разработки месторождения происходит снижение пластового давления в целом по месторождению, по зонам дренирования отдельных УКПГ, скважин. Причём интенсивность изменения давления зависит от темпа отбора газа по этим зонам и срока ввода УКПГ.

Снижение пластового давления (как правило, неравномерное по площади) приводит к неравномерному подъёму ГВК или продвижению контурных вод, сокращению газонасыщенной толщины по отдельным участкам, снижению или увеличению физических свойств газа, ухудшению фильтрационных свойств пористой среды и т.д. В результате перечисленных изменений изменяются и коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b. Изменение пластового давления, а следовательно, и забойного давления связано с отбором газа во времени. Поэтому коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b могут быть представлены в виде

, (2.40)

, (2.41)

где , - коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа, зависящие от давления, снижающегося во времени в процессе разработки;

-газонасыщенная толщина пласта;

- коэффициенты несовершенства по степени вскрытия;

- коэффициенты проницаемости и макрошероховатости, также зависящие от давления, снижение которого приводит к уменьшению этих коэффициентов.

В проекте разработки изменение  во времени должно быть определено из следующих зависимостей

, (2.42)

.           (2.43)

Следует отметить, что входящие в формулы (2.42), (2.43) , уменьшаются в процессе разработки примерно до давления Р ≥ 10,0 МПа. Затем продолжает снижаться по мере падения давления 0 ≤ Р ≤ 10,0 МПа, а  растёт.

Поэтому при прочих зафиксированных параметрах, входящих в структуры коэффициентов a, b, коэффициент «a» сначала интенсивно снижается, а затем может остаться практически постоянным в диапазоне изменения давления 0 ≤ Р ≤ 10.0 МПа, так как коэффициент  продолжает уменьшаться , а  увеличиваться. Коэффициент «b» в указанном диапазоне изменений растёт. Самое существенное изменение коэффициентов a, b происходит при интенсивном подъёме ГВК.

Для оценки характера изменения коэффициентов «a», «b» в процессе разработки были проведены расчёты для скважины №517, скважины №526, скважины №8002.

Результаты расчётов коэффициентов «a», «b» в процессе разработки приведены в таблице 2.7.

Из таблицы видно, что по скважинам отмечаются незначительные колебания коэффициентов фильтрационного сопротивления.

По скважине № 517 уменьшение коэффициентов фильтрационного сопротивления в интервале между 2006 и 2007гг можно объяснить проведением работ по восстановлению ПЗП (пено-кислотная обработка) в июле 2006года. По скважине № 526 работы по восстановлению ПЗП (соляно-кислотная ванна) были проведены в апреле 2010г.

Таблица 2.7-Характер изменения коэффициентов «a», «b» в процессе разработки

Как можно увидеть из таблицы, коэффициенты фильтрационного сопротивления снижены в 4 квартале 2010г по сравнению с предыдущими значениями, затем незначительно возрастают из-за ухудшения фильтрационных характеристик. Снижение значений коэффициентов фильтрационного сопротивления в 1 квартале 2011г по скважине № 8002 можно объяснить проведенными работами (соляно-кислотная ванна) в сентябре 2010г. [2].

3. Анализ показателей разработки зоны, дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ-8

УКПГ-8 введена в эксплуатацию в сентябре 1975 года с действующим фондом 28 скважин, в 1976 году добыча газа составила 4,3 млрд.м³ со среднесуточным дебитом 452 тыс.м³/сут, при 27 действующих скважинах.

На проектную мощность установка выведена в 1976 году, в котором была достигнута максимальная годовая добыча. На таком максимальном уровне установка проработала 4 года (с 1976 по 1979 гг.), а с 1980 года начинается снижение добычи газа .Геологические запасы газа 100,3 млрд.м³. Дренируемые запасы - 55,11 млрд.м³.

С пуском в октябре 1984 года через I ступень сжатия ДКС-1, годовой уровень добычи газа стабилизируется в течение 6-ти лет на уровне от 1,2 до 1,41 млрд.м³, при действующем фонде 51 скважина.

При подключении к ДКС-1 удельный выход конденсата увеличился с 20,34 до 34,77 г/м³, т.е. на 71 %, в течение 3-х лет, а затем резко уменьшился до 19,86 г/м³ в 1987 году и в течение последующих лет уменьшался по 1-2 г/м³ в год. Начиная с 2004 года удельный выход стабилизировался на уровне от 7,21 до 9,99 г/м³.

На 1.01.2012 удельный выход конденсата составил 7,98 г/м³.

С 1976 по 1978 год в зоне УКПГ-8 начал проявляться малоактивный характер водопроявлений, а в 1979 году годовая добыча пластовой воды по УКПГ возросла до 25,5 тыс. м³.

С декабря 2006 года УКПГ-8 переведена на режим двухступенчатого сжатия через ДКС-1.

На 1.01.2012 на УКПГ-8 количество действующих обводненных скважин составило 20, из которых 19 скважин работают с выносом и 1 без выноса пластовой воды, среднесуточный дебит воды 21,4 м³/сут. Годовая добыча газа по обводненным скважинам составила 65,4 % от годовой добычи газа по УКПГ.

По состоянию 1.01.2012 по УКПГ с начала эксплуатации добыто 46,21 млрд.м³ газа, 2,04 млн.т конденсата и 559,14 тыс.м³ пластовой воды. Среднесуточный дебит газа средней скважины составил 29 тыс.м³/сут.

За 2011 год добыто 0,26 млрд.м³ газа, 2,07 тыс.т. конденсата и 6,06 тыс.м³ пластовой воды. Годовой темп отбора составил 0,26 % от геологических запасов; выработано газа 46,1 % от геологических запасов.

3.1 Анализ характера изменения пластового давления в зоне УКПГ-8 в процессе разработки

Пластовое давление наравне с запасами газа и сопутствующих компонентов является одним из главных параметров, с которого начинаются расчеты других параметров и показателей разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений.

Неравномерность снижения пластового давления связана не только с разновременностью ввода в разработку отдельных участков залежи, но и с различной интенсивностью отбора газа из этих участков. Таким образом, в реальных условиях на любой стадии разработки месторождения имеют место перераспределения пластового давления. Причем в зависимости от интенсивности отбора газа глубина депрессионной воронки в процессе разработки может остаться постоянной, увеличиваться или уменьшатся, и это зависит от проектировщика, который должен при необходимости перераспределять отборы газа между участками.

Снижение пластового давления по зонам приводит к более интенсивному зональному подъему контакта газ-вода при наличии подошвенной воды, увеличивает потери конденсата в тех участках, где месторождение еще не освоено.

Пластовое давление в скважинах определяется: путем прямых измерений глубинными манометрами, установленными в средней части интервала перфорации, или пересчетом по величине устьевого статического давления. При добыче газа из скважины происходит снижение забойного давления и давления в пласте вокруг скважины. В каждый момент времени вдоль радиуса от оси скважины имеется некоторое распределение давления - депрессионная воронка. При разработке газовой залежи формируется общая депрессионная воронка, которая осложняется локальными депрессионными воронками от работы отдельных скважин.

Контроль за изменением пластового давления по разрезу залежи осуществляется с помощью геофизических исследований (спуск глубинного манометра в ствол скважины).

В процессе разработки снижается величина пластового давления.

Значительное влияние на темп падения пластового давления при водонапорном режиме эксплуатации залежи, оказывают объемы внедряемой в залежь пластовой воды. Чем больше объем внедряемой в залежь воды, тем меньше темп падения пластового давления.

Значит с одной стороны при внедрении воды в залежь происходят такие негативные явления как уменьшение газонасыщенного объема залежи, а значит и уменьшение запасов газа, обводнение эксплуатационных скважин, но с другой стороны идет снижение темпа падения пластового давления, следовательно, мы имеем энергосберегающий режим эксплуатации залежи, необходимый для обеспечения нормальной работы цепочки: пласт - скважина - УКПГ - ДКС - ГПЗ [6].

В таблице 3.1 приведены фактические значения основных показателей разработки УКПГ-8, в ней представлена динамика пластового и устьевого давления.

Таблица 3.1 - Основные показатели разработки УКПГ-8

К основным показателям разработки относится забойное давление, которое необходимо рассчитать по данным таблицы 3.1. Давление на забое работающей скважины определяем по формулам (2.27) - (2.31).

Результаты расчета забойного давления представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Результаты расчета забойных давлений «средней» скважины

Используя таблицу 3.3 построим графически динамику пластового, забойного и устьевого давлений.

Полученные графики изображены на рисунке 3.1 и рисунке 3.2.

Из приведенных данных видно, что изменение проектного и фактического давлений практически совпадает. Это говорит о том, что дренируемые запасы определены верно.

Таблица 3.3 - Результаты расчетов забойных давлений

Рисунок 3.1 - Динамика пластового давления

Рисунок 3.2 - Динамика забойного и устьевого давлений

3.2 Определение текущих дренируемых запасов газа и конденсата методом падения пластового давления

Балансовые запасы - это запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно.

Извлекаемые запасы - часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат (замыкающих) и соблюдение требований по охране недр и окружающей среды. Балансовые (геологические) и извлекаемые запасы - утверждаются ГКЗ. (Государственный комитет по запасам).

Дренируемые запасы (текущие извлекаемые) - это запасы вовлеченные в разработку.

Балансовые запасы на 1.01.2012 г по УКПГ-8 составляют 100,3 млрд.м³, дренируемые 57,3 млрд.м³, выработано запасов - 45,8 % от балансовых запасов.

Динамика балансовых и дренируемых запасов по годам представлена на рисунке 3.3

Дренируемые запасы газа определяем по данным эксплуатации методом падения пластового давления. В основе метода падения пластового давления лежит уравнение материального баланса для газовой залежи. Определив по промысловым данным пластовые давления и соответствующие добытые количества газа на различные моменты времени, по уравнению материального баланса можно вычислить газонасыщенный объем порового пространства αΏ_н, а затем и запасы газа.

Рисунок 3.3 - Динамика балансовых и дренируемых запасов зоны, дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ-8

Однако для более правильного определения запасов газа по падению пластового давления промысловые данные подвергают графической обработке. Это позволяет, в частности, исключить из рассмотрения (после соответствующего анализа) дефектные точки или установить причины различных аномалий, отклонений. Графический метод обработки промысловых данных позволяет с большой наглядностью определять режим залежи, момент начала активного продвижения воды. Представим уравнение материального баланса для залежи в случае газового режима в виде

 , (3.1)

где Р_t, Р_н, Р_ат - давление в момент времени t, начальное давление и атмосферное давление, МПа;

Z_t, Z_н - коэффициент сверхсжимаемости газа при текущих и начальных давлении и температуре;

Т_пл, Т_ст - пластовая и стандартная температура, К;

V_н - начальный поровый объем, м³;

α_н - начальный коэффициент газонасыщенности;

Q_добt - объем добытого газа на момент времени t, млрд.м³.

При газовом режиме газоносный объем залежи остается неизменным, т.е.

α_н·V_н = α_t·V_t = const (3.2)

Для определения запасов газа строим зависимость Р(t)/z = f (Q_доб(t)) и на пересечении полученного графика с осью Q_доб определяем дренируемые запасы газа.

По исходным данным изменения пластового давления и объемов добытого газа на УКПГ-8 (таблица 3.1) выполнен расчет запасов газа методом падения пластового давления. Результаты расчета приведены на рисунке 3.4 и в таблице 3.3.

 (3.3)

Рисунок 3.4 - Определение запасов газа зоны УКПГ-8

Запасы газа - 64,034 млрд.м³.

Таблица 3.4 - Расчет запасов газа зоны УКПГ-8

4. Анализ состояния фонда скважин

УКПГ-8 введена в эксплуатацию в августе 1975 года. В 1976 году добыча газа составила 4,3 млрд.м³ со среднесуточным дебитом 452 тыс.м³/сут, при 28 действующих скважинах. Это была максимальная годовая добыча. На проектную мощность установка выведена в 1977 году.

Среднесуточный дебит газа при этом составил 479,8 тыс.м³/сут. На таком максимальном уровне установка проработала 5 лет (с 1975 по 1979 гг.), а с 1980 г. начинается снижение добычи газа.

С 1980г. по 1990 г. годовой уровень добычи газа снижается с 2,9 млрд.м³ до 1,15 млрд.м³, при этом действующий фонд скважин увеличивается с 30 до 51 скважины.

При подключении к ДКС-1 годовой объем добычи пластовой воды возрос за 2 года (1987 -1989 гг.) с 7 тыс.м³ до 45 тыс.м³, т.е. почти в 7 раз, среднесуточная добыча воды увеличилась соответственно с 19,2 м³/сут до 123 м³/сут. С 1979 г. по 1987 г. в зоне УКПГ-8 начал проявляться малоактивный характер водопроявлений, а с 1996 года интенсивность выноса пластовой воды по скважинам возросла до 68,7 м³/сут.

Основные показатели разработки представлены в таблице 3.1

Изменение фонда скважин представлено на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 - Динамика фонда скважин

Динамика изменения величины действующего и обводненного фонда представлена на рисунке 4.2

Как видно из рисунка 4.2 динамика действующего фонда скважин на начальном периоде разработки определялась, исходя от возможности обеспечения плановых годовых отборов газа существующим на каждый момент времени количеством эксплуатационных скважин. Запаздывание их ввода в эксплуатацию объяснялась многими причинами, главной из которых была - досрочный пуск в эксплуатацию новых зон ОНГКМ. Как результат такой деятельности организации, эксплуатирующей данное месторождение, привело к созданию мощных локальных депрессионных воронок и, как следствие, появление в продукции скважин пластовой воды.

Анализ текущего состояния фонда скважин зоны УКПГ-8

На 01.01.2012 года на балансе УКПГ-8 находится 36 скважин из них:

в эксплуатационном фонде - 30

в контрольном фонде - 5

в специальном фонде - 1 (нагнетательная (поглащающая) - № 524Д)

Рисунок 4.2 - Динамика действующего и обводненного фонда скважин УКПГ-8 в процессе разработки

Характеристика действующего фонда по продуктивности представлена на рисунке 4.3.

Основными техническими неполадками в подземном оборудовании скважин являются:

негерметичность эксплуатационной колонны (как правило в резьбовых соединениях, отсюда появление межколонного давления)

негерметичность колонны фонтанных труб (НКТ) (как правило в резьбовых соединениях или обрыв, и как следствие повышение давления в затрубе до давления в НКТ)

засоление или засорение ингибиторного клапана (нет сообщения между затрубным и трубным пространством. Отсутствие возможности подачи метанола в НКТ через затруб)

неуправляемость циркуляционного клапана (отсутствие возможности циркуляции газа или жидкости через затрубное и трубное пространство при задавливании скважины либо при освоении с помощью аэрации.

неработоспособность клапана - отсекателя

Аварийное состояние как следствие проводимых работ КРС, ПРС, ГФИ и т.д.

Рисунок 4.3 - Характеристика действующего фонда по продуктивности

4.1 Конструкции скважин

Основным критерием обоснования конструкции эксплуатационных скважин является выбор диаметра насосно-компрессорных труб, по которым производится отбор газа из залежи. Выбор диаметра насосно-компрессорных труб производится, исходя из условий оптимизации проектных отборов газа из месторождения, ожидаемой продуктивности пласта, глубины скважины, обеспечение необходимых скоростей движущегося потока газожидкостной смеси и создание условий выноса скапливающихся на забое жидкости и др. При этом действия перечисленных факторов рассматриваются на протяжении всего или большей части периода эксплуатации месторождения.

Анализ геолого-промысловых и технико-экономических параметров эксплуатации газовых скважин на Оренбургском месторождении уже на первых этапах проектирования (с 1969 по 1970 гг) показал целесообразность и возможность использования НКТ увеличенного диаметра по сравнению с широко применяющиеся в промысловой практике (от 60,3 до 88,9 мм).

Таким образом, проектом были определены, а впоследствии внедрены в промышленном масштабе НКТ диаметром от 101,6 до 127 мм. Наличие агрессивной сероводородной среды и отсутствие отечественных НКТ в коррозионно - стойком исполнении предопределили использование соответствующих труб импортной поставки марки С-75 с высоко герметичными резьбовыми соединениями типа ВАМ.

Диаметр и глубина спуска, а так же количество последующих колонн (или конструкция эксплуатационных скважин) выбирались, исходя из обеспечения нормальной проводки скважин в довольно сложно геолого-технических условиях, надежности их последующей эксплуатации при выборном диаметре НКТ и дифференциально для различных участков залежи.

Не менее важны проблемы строительства скважин на Оренбургском месторождении на стадии проектирования являлся вопрос конструкции забоя.

Оптимальность проектных решений по условиям вскрытия продуктивного моста и оборудования забоя эксплуатационных скважин может быть достигнуто путем учета ряда факторов и, прежде всего таких, как:

большой этаж газоносности - более 500 метров;

литолого-физическая характеристика продуктивной толщи;

возможность гидратообразования по стволу скважины и даже в интервале продуктивного моста;

наличие в газе коррозирующих компонентов (Н₂S и СО₂) и конденсата;

высокая производительность скважин.

Сложность учета перечисленных факторов и в определенной степени спорности проектных решений по конструкции забоя, характеризуется тем, что на первом этапе разбуривания были применены различные варианты оборудования забоя, которые были определены в три основных типа.

Прежде чем говорить о преимуществах или недостатках того или иного типа конструкции забоя, целесообразно охарактеризовать принятую на Оренбургском месторождении принципиальную схему подземного оборудования скважин.

Во-первых, необходимо остановиться на вопросе глубины спуска НКТ. При средней глубине скважин 1800 метров (корректирующейся в зависимости от гипсометрического положения устья скважин), в забое пробурена скважина находится приблизительно в 50 метрах над поверхностью газожидкостного контакта, предполагаемую, по данным разведки месторождения на отметках в пределах от 1750 до 1820 метров. Глубина спуска НКТ, в проекте определена на 50 метров выше их физического забоя. Это проектное решение диктовалось необходимостью освоения максимальной вскрытой газонасыщенной мощности, а также создание достаточно скоростей потока газа для выноса скапливающейся на забое жидкости. В результате длины хвостовика в большинстве скважин составляет от 100 до 400 метров, в редких случаях менее 100 метров, и в единичных скважинах хвостовики вообще не спускались.

Во-вторых, из-за сравнительно высоких устьевых давлениях (до 17 МПа), содержания сероводорода в газе и возможных осложнений при эксплуатации скважин вблизи населенных пунктах была принята пакерная схема их оснащения. В кровле продуктивной толщи или в башмаке эксплуатационной колонны в каждой скважине устанавливается пакер, предотвращающий агрессивное воздействие газа на колонну. В процессе эксплуатации скважин предусмотрена периодическая подача под пакер ингибитора коррозии. Наличие циркуляционного и ингибиторного клапанов над пакером дает возможность вызвать приток газа к скважинам или заглушить ее в процессе эксплуатации, а также обеспечивает подачу ингибиторов коррозии и метанола против гидратообразования. Наличие клапана - отсекателя предотвращает возможность возникновения фонтанов при различных аварийных ситуациях. Подземное оборудование скважин поставляется фирмами “Сamco” (оборудовано более 400 скважин) и “Otis” (более 160 скважин). Ингибиторные клапана применяются как импортные, так и отечественные. В настоящее время из-за частого выхода из строя ингибиторных и циркуляционных клапанов часть скважин ими не оборудована.

Рассмотрим основные типы эксплуатационных скважин по характеру вскрытия продуктивной толщи.

Забой оборудован готовым фильтром.

Преимущество данного типа скважин является то, что в процессе тампонажа эксплуатационных колон цементный раствор не попадает в интервал продуктивного пласта и не ухудшает его естественные коллекторские свойства, а также ствол предохраняется от возможного разрушения стенок скважины.

Отпадает необходимость в проведении большого объема перфорационных работ.

Однако в скважинах, оборудованных готовым фильтром, невозможно производить качественные изоляционные работы (забойные или по интервальные), осложняются работы по применению направленных методов интенсификации. При необходимости изменения конструкции забоя (спуск и цементирование хвостовика), качественное выполнение таких работ практически невозможно.

Забой оборудован зацементированной и перфорированной колонной.

В отличии от вышеизложенного, рассматриваемый тип скважин обладает существенными преимуществами, а именно надежным креплением стенок скважин и возможностью проведения в скважинах направленных изоляционных работ.

Вместе с тем в процессе тампонажа эксплуатационной колонны происходит ухудшение естественных коллекторских свойств призабойной зоны; возникает необходимость проведения большого объема перфорационных работ и, как следствие, создается длительное отрицательное воздействие глинистого раствора на продуктивный пласт. В процессе перфорации больших интервалов происходит растрескивание и разрушение цементного кольца, в результате чего этот тип скважин будет мало, чем отличаться от скважин, оборудованных фильтром. Общим недостатком двух рассматриваемых типов скважин является наличие в интервале продуктивного горизонта эксплуатационной колонны, не защищенной от агрессивного воздействия сероводородной среды. Очевидно, что после некоторого периода эксплуатации, в результате коррозионного воздействия потока газа фильтр или колонна под пакером будут либо деформированы, либо разрушены, что может вызвать тяжелые аварийные последствия с прихватом хвостовика НКТ и необходимости проведения продолжительного капитального ремонта.

Скважина с открытым стволом.

Этот тип скважин, как и ранее рассмотренный имеет свои преимущества и недостатки. Однако превалирующим, безусловно, являются положительные факторы. Прежде всего, целесообразно отметить значительную экономию обсадных труб достигающих в среднем на 1скажину 300м., цемента, затрат времени и средств на производство перфорационных работ.

Основным преимуществом открытого забоя является то, что его конструкция при необходимости может быть изменена на любом этапе разработки месторождения путем спуска и цементирования хвостовика меньшего диаметра. Применение открытого - совершенного по характеру вскрытия метода позволяет получить предусмотренные проектом дебиты скважин при меньших рабочих депрессиях, что в конечном итоге увеличивает период бескомпрессорной эксплуатации.

Основным недостатком этого типа скважин, как предполагалось на стадии проектирования и подтвердилось в последствии, является обрушение глинистой корки и неустойчивых трещиноватых интервалов стенок скважин с образованием забойных глинисто- шлаковых пробок. Формирование этих пробок, как правило, происходит в процессе освоения скважин, когда вызов притока газа сопровождается созданием значительных депрессий на пласт.

Конструкция скважины представлена на рисунке 4.4.

Динамика изменения состояния забойных пробок в процессе эксплуатации скважин до настоящего времени в достаточной мере не изучено.

Следует отметить, что в отдельных случаях забойные пробки в скважинах отсутствуют, но в большинстве случаев “голова” забойных пробок находится в пределах от единицы до десятков метров ниже башмака НКТ.

Проведенные в ряде скважин промыслово-геофизические исследования (метод термометрии) свидетельствует о том, что забойные пробки не изолируют полностью перекрываемые газонасышенные интервалы, а лишь ограничивают их продуктивность.

Имеются факты указывающие на то, что в некоторых случаях видимость забойной пробки создается в результате заклинивания крупных обломков пород, обрушивающихся из стенок скважины и препятствующих прохождению груза при отбивке забоя.

Рисунок 4.4 - Стандартная конструкция газовой скважины

Необходимо отметить, что применяемая технология освоения не обеспечивает полной очистки скважины от продуктов бурения и обрушения пород и стенок не обсаженного ствола.

На рисунке 4.5 представлена компоновка подземного оборудования скважин.

Принципиальная схема освоения может и должна быть изменена для того, чтобы предотвратить образование забойных пробок на стадии вызова притока газа.

Рисунок 4.5 - Компоновка подземного оборудования

С другой стороны, имеющиеся технические средства позволяют проводить работы по размыву и удалению забойных глинисто-шламовых пробок.

Если на первом этапе разбуривания и эксплуатации месторождения как отмечалось ранее, вопрос выбора оптимальных условий вскрытия продуктивного горизонта не был решен однозначно, то впоследствии оказалось, что на начальной стадии разработки месторождения конструкция скважин с открытым забоем явилась наиболее предпочтительной.

Для центральной части месторождения, характеризующейся наибольшими значениями газонасыщенных мощностей и аномальностей пластового давления по условиям технологии проводки скважины и с целью регулирования отбора газа по разрезу, верхняя часть продуктивной толщи (сакмаро-артинские отложения) в большинстве скважин перекрывается эксплуатационной колонной, в периферийных участках применяется полностью открытый ствол.

Исходя из особенностей строения разреза месторождения, возможных технических осложнений при бурении, а, также учитывая параметры газоконденсатной скважины (аномально высокие пластовые давления, большой этаж газоносности, наличие в газе агрессивных компонентов) и выбранные размеры лифтовых колон для скважин Оренбургского месторождения применяется следующая конструкция:

направление, необходимое для укрепления устья, диаметром от 426 до 636 мм., опускается на глубину от 5 до 100 и более метров и цементируется до устья скважин;

кондуктор диаметром 325 мм., предназначен для закрепления неустойчивых песчано-глинистых отложений надсолевого комплекса, в которых отмечаются поглощения промывочной жидкости. Кроме того, кондуктор служит для предохранения пройденного скважиной разреза от нежелательного воздействия минерализованных промывочных жидкостей, применяемых при проходке солей и ангидритов кунгурского возраста. Кондуктор спускается до кровли солей или до перекрытия верхней неустойчивой части отложений татарского яруса. В среднем глубина спуска кондуктора составляет 200 м. Кондуктор цементируется до устья скважины;

техническая колонна диаметром 245 мм. служит для полного или частичного перекрытия соленосных отложений кунгурского возраста. Ее башмак обычно устанавливается в паче гипсов или ангидритов филипповского горизонта, или в прослоях ангидритов внутри соленосной пачки. Глубина спуска технической колонны в зависимости от условий залегания солей изменяется от 800 до 1700 м;

эксплуатационная колонна диаметром 177,8 мм. в скважинах, не вскрывающих четвертую литологическую пачку (в основном в периферийных зонах залежи), спускается до кровли продуктивной толщи. В скважинах вскрывающих четвертую пачку отличающуюся аномально высоким пластовым давлением (присводовая часть залежи - зоны УКПГ-1, 2, 6, 7), башмак эксплуатационной колонны устанавливается кровлей верхнего карбона.

За всеми колонами цемент поднимается до устья скважин. Для направления кондуктора и технической колонны используются обсадные трубы. В следствии высокой агрессивности газа и отсутствием нашей в стране производства обсадных труб, не разрушающихся в сероводородной среде, для эксплуатационных колон применяются трубы фирмы “Валлюрек” с высоко герметичными резьбовыми соединениями типа “ВАМ” из стали С-75.

Скважины ОНГКМ оснащены комплектами подземного оборудования ”Camco”, “Otis”, “Beker”.

Обвязка устья скважин производится специальными колонными головками и фонтанной арматуры изготовленной из стали, стойкой к сульфидному растрескиванию. Устьевое оборудование поставляется фирмами “Luceat”, “Cameron”, "Hubner Vamag", "Marubenia-IKS", "Энергоинвест".

Применяется фонтанная арматуры крестовидной схемы (рисунок 4.6). В ее состав входит автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие при превышении установленных дебитов газа, центральная пневматическая задвижка обеспечивающая дистанционное закрытие скважины с диспетчерского пульта, а также дублирующие ручные задвижки и соединительные документы.

Рисунок 4.6 - Схема стандартной конструкции фонтанной арматуры

Анализ фактического материала, проведенный по скважинам с открытым стволом и с перфорированной эксплуатационной колонной показал, что начальная производительность скважин практически не зависит от конструкции забоя, но уже на начальном этапе эксплуатации скважины с открытым стволом осваивается лучше и в дальнейшем производительность скважин с открытым стволом выше, чем у скважин с перфорированной колонной. При этом отмечено, что темпы снижения давления в скважинах с открытым стволом ниже, чем в скважинах с перфорированной колонной, т.е. скважина с открытым стволом дренирует больший газонасыщенный объем [4].

4.2 Анализ технологических режимов работы скважин с учетом возможности образования гидратов

В условиях низкой пластовой температуры и при возможности образования гидратов в призабойной зоне и в стволе скважины параметры технологических режимов работы, такие как заданный постоянный дебит, депрессия, забойное и устьевое давление, постоянный градиент давления или скорости газа у забоя, часто не отвечают требованиям, предъявленным к эксплуатации скважин на безгидратном режиме. Поэтому при эксплуатации скважин на месторождениях со сравнительно низкой температурой пласта необходимо поддерживать такие давления и температуру, при которых исключается возможность образования гидратов. Условия образования гидратов зависят от состава газа, его влагосодержания, создаваемого забойного давления, теплофизических свойств газа и окружающей среды и т.д.

Для выбора температурного технологического режима работы скважин при известных пластовом давлении, температуре и продуктивной характеристике пласта необходимо установить температуру, превышающую равновесную температуру гидратообразования.

Безгидратный режим работы призабойной зоны обеспечивается при выполнении неравенства Т_рго < Т_з. Значение Т_рго определяется по формуле

, (4.1)

Изменение температуры на забое работающей скважины определяется по формулам

, (4.2)

, (4.3)

, (4.4)

, (4.5)

где G - массовый расход газа;

R_k - радиус питания скважины, м;

R_с - радиус скважины, м;

Н_пл - толщина продуктивного пласта, м;

λ_пл - теплопроводность горных пород, кВт/м·К;

С_n - объёмная теплоёмкость пород, кДж/ м³·К;

τ - время работы скважины после последней остановки, с;

D_i - коэффициент Джоуля - Томсона, ⁰С/МПа;

а, в - коэффициенты фильтрационного сопротивления;

С_р - теплоёмкость газа в пластовых условиях, кДж/кг ⁰С;

f(P,T) - обобщённая функция Джоуля - Томсона, определяется по Т_пр, Р_пр.

Распределение температуры по стволу работающей скважины определяется по формулам

, (4.6)

, (4.7)

, (4.8)

, (4.9)

Дебит скважины при данном режиме определяем по формуле

, (4.10)

где а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления.

Расчеты по определению безгидратного режима работы призабойной зоны проводятся в следующей последовательности.

По коэффициентам а и b для приемлемого забойного давления определяется Q. Далее по Q и другим параметрам, рассчитывается Т_з. По экспериментальным данным либо расчетным путем или по равновесным кривым гидратообразования при известной плотности газа определяется Т_рго. Полученные значения Т_з и Т_рго должны удовлетворять неравенству Т_рго < Т_з.

Если это условие не выполнено, то расчет Т повторяется с новым значением Q до тех пор, пока не будет Т_рго < Т_з.

В остановленной скважине по устьевому давлению или в работающей по затрубному давлению (если затрубное пространство не запакеровано) забойное давление можно определить с помощью барометрической формулы (2.25). Для определения давления на забое работающей скважины и распределения давления по её стволу воспользуемся формулами Адамова: (2.27), (2.28) и (2.29)

Среднюю температуру определяем по формуле (2.30)

Средний коэффициент сверхсжимаемости

, (4.11)

, (4.12)

где Р_ср - среднее давление, МПа;

, (4.13)

. (4.14)

По средним значениям давления и температуры определяем S. Коэффициент гидравлического сопротивления труб определяем по формуле (2.31)

Забойное давление в работающей скважине можно определить по критерию заданного режима (∆Р=const)

, (4.15)

Таким образом, установление безгидратного режима работы скважины сводится к проведению на основе исходных данных ряда расчетных операций с целью получения зависимостей распределения температуры по стволу работающей скважины, при различных режимах и равновесной температуры гидратообразования от давления. При выполнении условия Т_у > Т_рго скважина будет работать в безгидратном режиме. Если удовлетворить данное условие в скважине невозможно, то необходимо обеспечить подачу ингибитора в скважину.

На распределение температуры газа по стволу скважины влияют состав газа и его изменение по стволу, конструкция скважины, потери давления в стволе, тепловые свойства используемого оборудования, технология эксплуатации скважины и режим ее работы, наличие в разрезе мерзлых пород и т.д.

Расчет давления и температуры по стволу работающей скважины.

Одним из самых простых способов проверки условия гидратообразования является графоаналитический. Он состоит в следующем, строится графическая зависимость Т_у и Т_ргу от глубины скважины Х - если линии пересекаются, то в месте точки пересечения и выше неё существует вероятность создания условий для образования гидратов.

С помощью вышеприведенных формул рассчитаем распределение давления и температуры при следующих исходных данных (таблица 4.1).

На рисунках 4.7 - 4.9 показаны результаты графоаналитического расчета безгидратного режима работы трех разнодебитных скважин [7].

Анализируя результаты расчета можно сделать следующее заключение:

скважины № 517, 526, 8002 работают в безгидратном режиме.

Таблица 4.1 - Расчет давления и температуры по стволу скважины

Рисунок 4.7 - Результаты расчета безгидратного режима работы скважины № 517

Рисунок 4.8 - Результаты расчета безгидратного режима работы скважины № 526

Рисунок 4.9 - Результаты расчета безгидратного режима работы скважины № 8002

4.3 Определение скорости газа на забое и устье скважины

Режим постоянной скорости потока, в особенности в интервале перфорации, используется для обеспечения выноса примесей, поступающих на забой вместе с газом.

Режим постоянной скорости потока газа по стволу должен быть использован для двух участков: у интервала перфорации для выноса примесей и у устья скважины, при которой обеспечивается весьма низкая интенсивность коррозионно-эрозионного разъедания фонтанных труб в случае отсутствия защитных ингибиторов. Низкая скорость у интервала перфорации, достаточная для удаления примесей должна быть порядка 4 м/с. Ниже этого предела существует опасность образования пробки. Максимальная скорость ближе к устью скважины должна быть менее 11 м/с, при этом интенсивность разъедания труб значительно ниже, чем при скоростях больше 11 м/с.

Таким образом, с точки зрения технологии эксплуатации скорость движения по стволу должна быть 4 < 9 < 11 м/с. Естественно, что с позиции потерь давления по стволу и минимальной коррозии желательно иметь по всей длине ствола скорость, равную 5 м/с.

Скорость на забое определяется по формуле

 . (4.17)

Скорость на устье

 , (4.18)

где V_з, V_у - скорость на забое и устье соответственно , м/с;. - внутренний диаметр фонтанных труб, 10^-2 м;

Р_з, Р_у - давление на забое и устье скважины, МПа.

Факторы влияющие на потери скорости в стволе скважины:

перепад давления между устьем и забоем

диаметр НКТ

состояние внутренней поверхности НКТ

В таблице 4.5 приведены результаты расчетов скоростей по трем скважинам.

Для расчета взят диаметр «средней» скважины равный 82 мм. Так как для обеспечения выноса с забоя твердых частиц и жидкости на поверхность, необходимо чтобы выполнялось условие, скорость газа на забое должна быть больше или равна 4 м/с и на устье меньше или равна 11 м/с, следовательно для работы данных скважины без осложнений подходит «средний» диаметр фонтанных труб [2].

Таблица 4.5 - Результаты расчета скорости газа на забое и устье скважин

5. Анализ среднесуточных дебитов скважин

УКПГ-8 введена в эксплуатацию в сентябре 1975 года с действующим фондом 28 скважин.

Геологические запасы на 1.01.2012 г. составляют 100,3 млрд.м³. Дренируемые запасы - 55,11 млрд.м³.

Среднесуточный дебит газа на 1.01.2012 года составил 29 тыс. м³.

На рисунке 5.1 показана динамика среднесуточного фактического и проектного дебита.

Рисунок 5.1 - Динамика среднесуточных дебитов

5.1 Анализ годовых отборов

Годовые отборы из месторождения связаны с наличием скважин, пригодных для эксплуатации в начале разработки, числом буровых станков, геологической характеристикой месторождения, производительностью скважин, запасами газа и.т.д. В принципе объем годового отбора должен быть установлен технико-экономическими показателями разработки залежи.

В период нарастающей добычи газа годовые отборы устанавливаются техническими возможностями предприятия и системы сбора, подготовки и транспорта газа. В период падающей добычи газа годовые отборы превращаются из категории известных величин в категорию неизвестных, так как дальнейшее разбуривание месторождения прекращается из-за нецелесообразности бурения новых скважин по экономическим показателям, а так же возникающих технологических трудностей при бурении в условиях низких пластовых давлений.

Наиболее существенное изменение годовых отборов происходит, если запасы газа оказываются существенно завышенными или заниженными по сравнению с запасами, принятыми при проектировании.

На проектную мощность установка выведена в 1976 году, в котором была достигнута максимальная годовая добыча газа 4,3 млрд.м³ . На таком максимальном уровне установка проработала 4 года (с 1976 по 1979гг), а с 1980 года начинается снижение добычи газа. Удельный выход конденсата после подключения к ДКС-1 увеличился с 20,34 до 34,77 г/м³, т.е. на 71%, в течение 3-х лет, а затем резко уменьшился до 19,86 г/м³ в 1987 году и в течение последующих лет уменьшался от 1 до 2 г/м³ в год. Начиная с 2004 года удельный выход стабилизировался на уровне от 7,21 до 9,99 г/м3.

На 1.01.2012 удельный выход конденсата составил 7,98 г/м³, добыча газа составила 0,26 млрд.м³, конденсата - 2,07 тыс.т.

На рисунке 5.2 показана динамика годовой добычи газа зоны УКПГ-8. Как видно из графика фактический годовой отбор практически соответствует проектному.

Рисунок 5.2 - Динамика годовой добычи газа

5.2 Динамика состава добываемой продукции УКПГ-8

Сырьем для установки УКПГ-8 служит природный газ, поступающий из скважин Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, имеющий неравномерность распределения углеводородных и неуглеводородных компонентов по площади месторождения. Составы пластовой смеси по зонам УКПГ отличаются содержанием легкокипящих и высококипящих углеводородов. Разработка месторождения на истощение сопровождается фазовыми изменениями пластовой смеси, а следовательно и состава продукции, поступающей на установку НТС. Изменение пластового давления приводит к изменению депрессии на пласт и, как следствие, изменению условий выноса жидкой фазы с забоя скважин, что также влияет на компонентный состав газовой смеси.

Для прогнозирования показателей разработки газоконденсатных месторождений требуются дополнительные исходные данные, получаемые специальными исследованиями на газоконденсатностъ. В это понятие входят физические свойства газовой и конденсатной фаз и смеси, фазовое состояние в системе пласт-УКПГ, потери конденсата в пласте, насыщенность газа конденсатом, изотермы конденсации, фракционный и групповой составы конденсата, выход конденсата в процессе истощения запасов месторождения.

Исследование состава добываемой смеси на газоконденсатность проводится и с целью определения параметров и показателей, являющихся исходными для проектирования разработки и обустройства месторождения, переработки конденсата и контроля за разработкой месторождения.

Работы по контролю и уточнению газоконденсатной характеристики пластовой системы велись периодически с начала разработки основной залежи ОНГКМ институтами ВНИИгаз, ВолгоУралНИПИгаз, Цехом научно-исследовательских и производственных работ газопромыслового управления (ЦНИПР ГПУ).

По результатам проведенного анализа выход УВ С_5+в в добываемой продукции по Основной залежи в 2011 году в среднем по данным ЦНИПРа составил 23,38 г/м³(на газ сепарации), что на 0,34 г/м³ выше данных прошлого года. На рисунке 5.3 представлены средние значения потенциального содержания по зонам УКПГ на фоне утвержденной зависимости.

Среднее значение по УКПГ-8 составило (2011 г.) - 21,3 г/м³.

Рисунок 5.3 - Сопоставление текущего фактического потенциала по зонам УКПГ с расчетными зависимостями

.3 Особенности подготовки газа на УКПГ-8, начальная и текущая технологическая схема подготовки газа

Первоначальным проектом обустройства Оренбургского НГКМ для сбора продукции скважин УКПГ-8 была предусмотрена лучевая схема сбора. Скважины должны были подключаться к УКПГ индивидуальными шлейфами и метанолопроводами, но по мере эксплуатации ОНГКМ была внедрена смешанная система сбора продукции скважин - лучевая и коллекторная. На начальном этапе разработки скважины подключаются к УКПГ по индивидуальным шлейфам, но вновь вводимые после строительства скважины подключаются к недогруженным действующим шлейфам, при этом количество подключенных в один шлейф скважин составляет от 2 до 5 скважин.

Установка комплексной подготовки газа предназначена для первичной подготовки газа, конденсата к транспорту на Оренбургский газоперерабатывающий завод.

Сырьем для установки служит природный газ, поступающий из скважин зоны дренирования УКПГ-8. Продукцией УКПГ является отсепарированный газ и нестабильный конденсат.

В соответствии с проектной схемой подготовка газа осуществлялась на технологических линиях методом низкотемпературной сепарации, создаваемой за счет дросселирования избыточного пластового давления. К настоящему времени запас избыточного пластового давления исчерпан, поэтому фактически подготовка газа на УКПГ-8 осуществляется методом механической сепарации.

Существующая схема сбора газа и конденсата зоны УКПГ-8 включает в себя фонд газоконденсатных скважин, соединительные шлейфы и метанолопроводы, сборно-распределительные гребенки (блок входных ниток).

Система соединительных шлейфов включает в себя трубопроводы высокого давления, выполнены из специальной коррозионно-устойчивой стали с учетом вредного влияния на стенки трубопроводов сероводорода. Все трубопроводы как правило импортные. Диаметры соединительных шлейфов, применяемых для транспорта газа на УКПГ -8, как правило 168 мм (144 мм - внутренний) и 219 мм (200 мм - внутренний). За время эксплуатации показали свою надежность. Скорость коррозии контролируется специальной службой СКЗ и ТН.

Метанолопроводы изготовлены из специальной коррозионно-устойчивой стали, как правило имеют диаметр 57 мм. Блок входных ниток представляет собой сборно-распределительную гребенку, предназначенную для приема и распределения входящих потоков газа. Как правило состоит из:

контрольной линии

факельной линии

рабочей линии

перепускной линии

Эта конструкция БВН обеспечивает возможность:

осуществления постоянного контроля за работой скважин по входному давлению (ЭКМ), либо расходу при перепуске потока газа через контрольный сепаратор;

сброса давления на Ф.В.Д.;

распределения газовых потоков с скважин по технологическим линиям.

Начальная и текущая технологические схемы подготовки газа представлены на рисунке 5.4 и рисунке 5.5.

Рисунок 5.4 - Начальная технологическая схема подготовки газа на УКПГ-8

Рисунок 5.5 - Текущая технологическая схема подготовки газа на УКПГ-8

5.4 Анализ условий сепарации и удельного выхода конденсата

После ввода УКПГ-8 в эксплуатацию в 1975 году запас пластового давления позволял вести подготовку продукции скважин методом низкотемпературной сепарации, температура сепарации (в С-02) составляла минус 20^оС при давлении сепарации от 6,5 до 6,7 МПа.

В конце 1984 года УКПГ-8 была подключена к первой ступени ДКС-1. В результате шесть лет добыча газа была стабильной, удельный выход конденсата увеличивался в течение трех лет 20,34 до 34,71 г/м³, то есть на 71 %, затем резко начал падать до 19,84 г/м³ в 1987 году и в течение последующих лет уменьшался от 1 до 2 г/м³ в год. Начиная с 2004 года, удельный выход стабилизировался на уровне от 7,21 до 9,99 г/м³.

На 1.01.2012 удельный выход конденсата составил 7,98 г/м³, температура сепарации плюс 7,36 ^оС. Уровень добычи газа определяется давлением в газопроводе УКПГ-8 - ДКС-1.

Динамика параметров сепарации и удельного выхода конденсата представлены на рисунке 5.6 и таблице 5.1

Рисунок 5.6 - Удельный выход конденсата УКПГ-8 с начала разработки

Первоначальным проектом обустройства месторождения технологические линии УКПГ-8 были предназначены для осушки газа от углеводородного конденсата и влаги до величины относительной влажности не выше 75 %.

Изменившиеся условия подготовки продукции, связанные с падением пластового давления, исчерпанием дроссель эффекта, отложенным сроком ввода ступеней ДКС-1 и другими факторами привели к необходимости поиска научно-технических решений, обеспечивающих безопасный и безаварийный транспорт газа 100%-ой влажности.

Это стало возможным после выполнения Программы “Разработка и корректировка научно-технических решений и НТД для проектирования и эксплуатации системы добычи, подготовки и транспорта газа в условиях 100% влажности”.

Таблица 5.1- Динамика параметров сепарации по УКПГ-8

Результаты экспертизы, проведенной на основании Программы, позволили отказаться от технологии подготовки газа с использованием дорогостоящих установок искусственного холода и транспортировать сероводородсодержащий газ в сложившихся условиях [8].

6. Безопасность и экологичность проекта

6.1 Основные виды техногенного воздействия при эксплуатации объектов УКПГ-8 ОНГКМ

В данном дипломном проекте выполнен анализ основных показателей разработки дренируемой зоны ОНГКМ в районе УКПГ-8 и рассчитаны запасы газа методом падения пластового давления по фактическим данным разработки.

Как указанно в разделе 4, УКПГ-8 была введена в эксплуатацию в 1975 году с действующим фондом 28 скважин. В 1976 году установка была выведена на проектную мощность, на которой она проработала до 1980 года. С 1979 года в рассматриваемой зоне дренирования начались проявляться малоактивный характер водопроявлений и снижение добычи газа.

С 1980г. по 1990 г. годовой уровень добычи газа снижается с 2,9 млрд.м³ до 1,15 млрд.м³, при этом действующий фонд скважин увеличивается с 28 до 51 скважины. С декабря 2006 года УКПГ-8 была переведена на режим двухступенчатого сжатия природного через ДКС-1, Уровень добычи газа увеличился.

По состоянию на 01.01.2012 года (позиции а-б):

а) На балансе УКПГ-8 находится 36 скважин из них:

) в эксплуатационном фонде числится 30 скважин, 20 из которых-обводненные;

) в контрольном фонде - 5;

) в специальном фонде - 1 нагнетательная скважина.

б) За 2011 год добыто 0,26 млрд.м³ газа, 2,07 тыс.т. конденсата и 6,06 тыс.м³ пластовой воды.

Все газовые скважины работают без осложнений. При «среднем» диаметре насосно-компрессорных фонтанных труб, равным 82 мм, скорости газа на забое и устье скважин находятся в безопасных пределах: от 4,38 до 7,14 и от 4,91 до 8, 97 (соответственно) и обеспечивают низкую скорость коррозии и полный вынос жидкости.

Анализ компонентного состава добываемого природного газа показывает, что текущий состав газа становится легче. Количество метана СН₄ увеличилось с 83,76 % до 85,20 %. Количество тяжелых углеводородов С₅+B снизилось с 1,82 % до 0,628 %. Следовательно, в ближайшей перспективе техногенное воздействие объектов УКПГ-8 на окружающую среду не увеличится.

На начальном этапе разработки ОНГКМ для сбора продукции скважин УКПГ-8 была предусмотрена лучевая схема сбора. Скважины должны были подключаться к УКПГ индивидуальными шлейфами и метанолопроводами, но по мере ввода новых скважин была внедрена смешанная система сбора продукции скважин - лучевая и коллекторная.

Установка комплексной подготовки газа предназначена для первичной подготовки газа, конденсата к транспорту на Оренбургский газоперерабатывающий завод.

Сырьем для установки служит природный газ, поступающий из скважин зоны дренирования УКПГ-8. Продукцией УКПГ является отсепарированный газ и нестабильный конденсат.

В соответствии с проектной схемой подготовка газа осуществлялась на технологических линиях методом низкотемпературной сепарации, создаваемой за счет дросселирования избыточного пластового давления. К настоящему времени запас избыточного пластового давления исчерпан, поэтому фактически подготовка газа на УКПГ-8 осуществляется методом механической сепарации.

Существующая схема сбора газа и конденсата зоны УКПГ-8 включает в себя фонд газоконденсатных скважин, соединительные шлейфы и метанолопроводы, сборно-распределительные гребенки (блок входных ниток).

Система соединительных шлейфов включает в себя трубопроводы высокого давления, выполнены из специальной коррозионно-устойчивой стали с учетом вредного влияния на стенки трубопроводов сероводорода. Все трубопроводы как правило импортные. Диаметры соединительных шлейфов, применяемых для транспорта газа на УКПГ -8, как правило 168 мм (144 мм - внутренний) и 219 мм (200 мм - внутренний).

Продукция скважин по сети соединительных шлейфов поступает на блок входных ниток, представляющий собой сборно-распределительную гребенку, предназначенную для приема и распределения входящих потоков газа. Как правило состоит из:

контрольной линии

факельной линии

рабочей линии

перепускной линии

Эта конструкция БВН обеспечивает возможность:

осуществления постоянного контроля за работой скважин по входному давлению (ЭКМ), либо расходу при перепуске потока газа через контрольный сепаратор;

сброса давления на факел высокого давления;

распределения газовых потоков с скважин по технологическим линиям

За время длительной эксплуатации, объекты УКПГ 8 показали свою надежность. Скорость коррозии контролируется специальной службой СКЗ и ТН.

Согласно расчетам, при установившимся темпе отбора газа и сохранении технологии его промысловой подготовки в ближайшей перспективе, в районе УКПГ-8 будет обеспечиваться промышленная и экологическая безопасности.

6.2 Производственные опасности и вредности

В процессе производственной деятельности УКПГ-8 в технологическом оборудовании и шлейфах содержится 266,4 тонн опасных веществ (таблица 6.1), образуются выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух, хозяйственно-бытовые и промышленные сточные воды, отходы производства и потребления.

Таблица 6.1 - Распределение опасных веществ по оборудованию УКПГ-8

6.2.1 Выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Объемы выбросов вредных веществ в атмосферный воздух, образовавшиеся в процессе производственной деятельности УКПГ-8 в 2012 году приведены в таблице 6.2.

Выбросы вредных веществ в атмосферный воздух от источников загрязнения УКПГ-8 регламентированы проектом нормативов предельно допустимых выбросов для ГПУ.

Таблица 6.2- Объемы выбросов вредных веществ в атмосферный воздух

6.2.2 Хозяйственно-бытовые и промышленные сточные воды

Эксплуатация объектов газопромыслового управления ведется без сброса не очищенных сточных вод и жидких отходов производства в открытые водоемы и на рельеф местности.

Водоотведение на УКПГ - 8 обеспечивается двумя системами канализации, действующими в ГПУ:

бытовые сточные воды, в объеме 0,51 тыс. м³/год перекачиваются на головные очистные сооружения, где проходят биологическую очистку и утилизируются на полях фильтрации;

около 0,7 тыс. м³/год промышленных (производственных и дождевых) сточных вод перекачивается на очистные сооружения ОС-2 для отделения взвешенных частиц и нефтепродуктов. После чего стоки подаются на закачку в поглощающие горизонты.

более 42,92 тыс. м³/год водометанольной смеси, с концентрацией метанола менее 10 % после дегазации и отделения взвешенных частиц и нефтепродуктов закачивается в поглощающую скважину № 524Д, обустроенную в районе УКПГ-8.

6.2.3 Отходы производства и потребления

В процессе производственно-хозяйственной деятельности УКПГ-8 ежегодно образуются следующие виды отходов: нефтешламы от зачистки сепараторов и резервуара хранения метанола, шламы КНС, отработанные аккумуляторные батареи, отработанные масла, зола термического обезвреживания нефтешламов, песок, загрязненный нефтепродуктами, строительные отходы, лом абразивных изделий, ветошь промасленная, лом и стружка черных металлов, отходы резинотехнических изделий, смет с территории и твердые бытовые отходы.

По данным статистической отчетности, всего в 2011 году на УКПГ-8 образовалось 12 тонн отходов производства и потребления, из которых, 5 тонн передано на переработку и вторичное использование сторонним организациям, среди них: отработанные ртутьсодержащие лампы, масла и нефтешламы от зачистки сепараторов и резервуаров, лом и стружка черных металлов и отработанные аккумуляторные батареи. 6 тонн не утилизируемых отходов размещено на специализированных площадках захоронения отходов ООО «Газпром добыча Оренбург.

Площадки захоронения отходов ООО «Газпром добыча Оренбург обустроены в соответствии с последними требованиями строительных норм и правил и предотвращают загрязнение окружающей среды отходами производства и потребления. Результаты многолетних исследований качества природных сред на территории ОНГКМ показывают, что комплекс принятых мер технического и экологического характера не оказал существенного техногенного воздействия на окружающую среду. За время его разработки качество почв, поверхностных и подземных водных объектов, расположенных в контролируемой зоне, а также состояние воздушного бассейна характеризуется, как достаточно благоприятное [9].

6.3 Мероприятия по обеспечению промышленной и экологической безопасности в районе расположения производственных объектов

6.3.1 Мероприятия по обеспечению промышленной безопасности

Промышленная безопасность, промышленная безопасность опасных производственных объектов - состояние защищённости жизненно важных интересов личности и общества от аварий на опасных производственных объектах и последствий указанных аварий.

Основная цель промышленной безопасности - предотвращение и/или минимизация последствий аварий на опасных производственных объектах. Авария - разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ. Основная цель охраны труда - сохранение жизни и здоровья работников. То есть вполне возможны аварии, которые не причиняют вред жизни и здоровью работников, и, наоборот, вред жизни и здоровью работников может быть причинен без аварий.

Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана:

- соблюдать положения Федерального закона N116-ФЗ, других федеральных законов и иных нормативных правовых актов Российской Федерации, а также нормативных технических документов в области промышленной безопасности;

- иметь лицензию на эксплуатацию опасного производственного объекта;

обеспечивать укомплектованность штата работников опасного производственного объекта в соответствии с установленными требованиями;

допускать к работе на опасном производственном объекте лиц, удовлетворяющих соответствующим квалификационным требованиям и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе;

обеспечивать проведение подготовки и аттестации работников в области промышленной безопасности.

В Газопромысловом управлении создана, документирована, внедрена и поддерживается в рабочем состоянии (функционирует) интегрированная система менеджмента, соответствующая требованиям ISO 9001, ISO 14001 и OHSAS 18001, что подтверждается проведенными в Обществе и ГПУ внутренними и внешними аудитами.

Выполнение данных мероприятий позволило снизить влияние вредных факторов на работников, а так же привести к нормативным значениям коэффициент пульсации на рабочих местах, признанных условно аттестованными с классом 3.1. по фактору освещенности. С целью подтверждения улучшений условий труда по фактору освещенность, в 2009 году в рамках исполнения «Графика лабораторного и инструментального контроля вредных производственных факторов на рабочих местах, в производственных помещениях и площадках в ГПУ ООО «Газпром добыча Оренбург» на 2009 год» проведены замеры пульсации на рабочих местах, обеспеченных светильниками с электронными ПРА. Получены протоколы замеров измерений параметров световой среды, составленные санитарно-промышленной лабораторией инженерно-технического центра ООО «Газпром добыча Оренбург». На основании данных протоколов 206 рабочих мест отнесены к допустимым условиям труда по освещенности, из них 163 рабочих места по общей оценке степени вредности и опасности переведены из класса 3.1 во второй (допустимый) класс.

6.3.2 Мероприятия по охране почв от загрязнения в период строительства и эксплуатации

Основная задача мероприятий по охране почвенного покрова заключается в сохранении существующего в природе экологического равновесия и главного свойства природы - самовозобновления и самовосстановления после нанесенного ей ущерба.

При строительстве и эксплуатации объектов различного назначения предусматриваются инженерно-технические мероприятия по защите строительных площадок и прилегающей территории от воздействия поверхностного стока, разлива химреагентов, твердых и жидких отходов, от выбросов вредных веществ.

Инженерно-технические мероприятия по защите почвы от жидких и твердых отходов:

− герметизация оборудования;

− бетонирование территорий площадок эксплуатационного оборудования;

− бетонное ограждение площадок химреагентов и емкостей хранения горючесмазочных материалов;

− обваловка емкостей хранения ГСМ на строящейся скважине;

− установка контейнеров для сбора твердых промышленных и бытовых отходов с территорий рабочих площадок УКПГ, а также с территорий буровых, и обеспечение их своевременного вывоза;

− система канализации, обеспечивающая сбор стоков с территории площадки.

С целью снижения негативного воздействия после окончания строительства на отведенных во временное пользование землях предусмотрено проведение рекультивационных мероприятий (техническая и биологическая рекультивация), направление которых - сельскохозяйственное.

Техническая рекультивация земель после окончания строительства предусматривает:

− очистку территории по всем участкам строительства от мусора, бетона, загрязненного грунта;

− выравнивание рытвин и ям;

− восстановление и разравнивание плодородного слоя;

− уплотнение плодородного слоя;

− весеннюю вспашку и боронование полосы строительства.

После полного завершения технического этапа проводят биологический этап рекультивации. Биологической рекультивации подлежат земли, отводимые во временное пользование.

Для этого проводят обработку нанесенного слоя почвы: вносят минеральные удобрения для улучшения пищевого режима почв; вносят органические удобрения для увеличения содержания органического вещества и повышения микробиологической активности почв; сеют травы (в кормовых севооборотах) однолетние, многолетние, злаковые и бобовые культуры для восстановления или формирования корнеобитаемого слоя и его обогащения органическими веществами. При нахождении площадок строительства на угодьях Гослесфонда, кроме рекультивации земель обязательно выполнение лесовосстановительных мероприятий (они перечисляются в лесном билете, к которому прилагается акт отвода земель на соответствующую промплощадку). Рекультивируемая площадь и прилегающая к ней территория после завершения всего комплекса работ должны представлять собой оптимально организованный и устойчивый ландшафт.

6.3.3 Мероприятия по охране подземных вод и поверхностных вод от загрязнения

Охрану подземных вод от загрязнения обеспечивают следующие мероприятия:

− закрытая система сбора и обезвреживания химзагрязненных сточных вод и попутных пластовых вод методом подземного захоронения закачкой через специально пробуренные скважины в глубокие поглощающие горизонты, надежно изолированные от верхних водоносных горизонтов с пресными питьевыми водами и открытых водоемов;

− применение металлических емкостей для складирования бурового шлама в поймах рек и на I надпойменной террасе, а также для сбора нефтешламов, образующихся при зачистке оборудования во время ремонтных работ;

− строительство шламовых амбаров с гидроизоляцией дна и стенок железобетонными плитами в пределах II и III надпойменных террас речных долин с гидроизоляцией дна и стенок амбара полиэтиленовой пленкой или глинистой пастой для скважин, расположенных на коренном берегу речных долин и на водораздельных пространствах;

− отсутствие нефти в буровом растворе при прохождении верхних водоносных горизонтов, применение при этом незасоленных буровых растворов;

− предварительное опорожнение амбаров скважин перед паводком в затапливаемой зоне месторождения;

− прекращение бурения скважин в паводковый период;

− осуществление контроля за состоянием поверхностных и подземных вод по режимной сети гидрогеоэкологического мониторинга, действующей на территории Оренбургского газохимического комплекса.

6.3.4 Мероприятия по охране атмосферного воздуха

Применение методов усовершенствования технологии обработки и интенсификации скважин позволяет уменьшить время освоения, а, следовательно, сократить валовые выбросы загрязнителей в атмосферу при освоении скважин. Сокращению выбросов загрязняющих веществ способствует и вывод из эксплуатационного фонда низкодебитных, обводненных скважин, для обеспечения работоспособности которых требовались более частые и длительные продувки. Взамен их для поддержания объемов добычи углеводородов вводятся более эффективные горизонтальные эксплуатационные скважины.

Для обеспечения экологической безопасности населения, проживающего в зоне воздействия объектов ОГХК, при проведении залповых выбросов сжигание сероводородсодержащего газа проводится только при благоприятных метеоусловиях, обеспечивающих разложение и вынос загрязнителей, и при направлениях ветра, исключающих воздействие выбросов на селитебную и рекреационную зоны. Указанные работы проводятся с разрешения ведомственной службы охраны окружающей среды ГПУ (НИЛ ООС ГПУ), с обязательной регистрацией в журнале ведения работ.

Для снижения утечек и предотвращения аварийных выбросов высокотоксичного серосодержащего углеводородного сырья максимально используются цельносварные трубопроводы, запорно-регулирующая арматура и фланцевые соединения повышенного класса герметичности. На всех объектах добычи, сбора и подготовки углеводородов используется высокопрочное оборудование, соответствующее требованиям, предъявляемым к оборудованию, работающему в сероводородсодержащей среде.

При реализации вышеприведенных мероприятий дальнейшая эксплуатация существующих и ввод новых объектов ГПУ возможна без увеличения уровней воздействия на воздушный и водный бассейн и почву.

6.3.5 Мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварий на объектах ОГПУ

Основой безопасной эксплуатации объектов Газопромыслового управления являются система мероприятий, обеспечивающая их безаварийную работу. В состав основных мероприятий, обеспечивающих готовность промышленного объекта к локализации и ликвидации чрезвычайных ситуаций, входят:

¾ создание структурных подразделений (ЛООС, отделы ОТ и ПБ, Специальная группа), обеспечивающих планирование, организацию подготовки и проведения мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий;

¾ создание добровольных газоспасательных и пожарных дружин;

¾ создание объектового звена «ГазЧС», основной задачей которого является предупреждение, локализация и ликвидация последствий аварий, включающее координационный орган, органы управления, систему управления связи и оповещения, силы и средства, резервы материально-технических и финансовых средств на случай ЧС;

¾      разработка планов действий по предупреждению и ликвидации ЧС природного и техногенного характера;

¾      организация системы подготовки персонала к действиям по локализации и ликвидации последствий аварий (проведение учебно-тренировочных занятий (УТЗ) и учебных тревог КШТ, ШТ, ТУ, ТСУ);

¾      создание системы учета предпосылок, инцидентов, аварий и ЧС, их анализа, на основании которых проводится корректировка основных планирующих документов и мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий;

¾      организация взаимодействия с органами местной власти, местного самоуправления, надзорными органами и структурными подразделениями ООО «Газпром добыча Оренбург»;

¾      создание аварийного запаса и резерва материально-технических средств на случай ЧС;

¾      создание централизованного ресурса финансовых средств на случай ЧС для структурных подразделений;

Оперативно-профилактическую работу по газовой безопасности осуществляет Дедуровский военизированный отряд (ДВО) Военизированной части ООО «Газпром добыча Оренбург», состоящий из двух взводов, располагающихся:

взвод №1 на базовой площадке ГПУ,

взвод №2 в районе УКПГ - 7,

Контроль состояния противопожарной безопасности на объектах ГПУ осуществляет ООО «Оренбурггазпромпожсервис».

На всех объектах ГПУ имеются укомплектованные (согласно Перечню) аварийные опломбированные склады (шкафы), вскрывающиеся только при авариях по распоряжению ответственного руководителя работ по ликвидации аварий.

Аварийные службы (ДВО и ПЧ) имеют стационарные аварийные склады, комплектующиеся согласно Перечню, который является неотъемлемой частью «Положения об аварийных службах».

На центральном складе ГПУ имеется неприкосновенный запас оборудования, запорной и регулирующей арматуры, труб и других материалов, которые могут быть применены только при ликвидации аварий (по разрешению руководителю объекта).

Финансовые ресурсы, предназначенные для ликвидации аварий, формируются централизованно в администрации ООО «Газпром добыча Оренбург».

6.4 Служба охраны труда, ее функции на производстве

Службу охраны труда формирует Руководство ООО «Газпром Добыча Оренбург» для организации работы по охране труда.

Работники Службы в своей деятельности руководствуются законами и иными нормативными правовыми актами об охране труда федерального и регионального значения, соглашениями (генеральным, региональным, отраслевым), коллективным договором, соглашением по охране труда, другими локальными нормативными правовыми актами организации.

Руководство предприятия «Газпром добыча Оренбург» должно обеспечить необходимые условия для выполнения работниками Службы своих полномочий.

Организация труда работников Службы предусматривает регламентацию их должностных обязанностей, закрепление за каждым из них определенных функций по охране труда в подразделениях организации в соответствии с их должностными инструкциями.

В управлении создан стационарный кабинет по охране труда, оснащенный мебелью, учебной литературой, плакатами, нормативной литературой, в котором проводится обучение персонала, инструктажи, проверки знаний, заседания комиссий.

Основные задачи и функции отдела охраны труда и промышленной безопасности ГПУ:

организует работу по охране труда, пожарной и газовой безопасности, обеспечение исправности и правильности выдачи, хранения и применения СИЗ;

- контролирует ход выполнения в подразделениях рекомендаций и сводных мероприятий по повышению надежности и безопасности работы объектов;

- организует контроль отделами и службами за выполнением предписаний органов государственного надзора, вышестоящих организаций, а также мероприятий предложенных комиссиями по расследованию аварий и несчастных случаев;

контролирует обеспечение, выдачу, хранение и использование средств индивидуальной защиты в соответствии с требованиями норм;

осуществляет надзор за безопасным ведением работ при эксплуатации технологического оборудования, устройств, машин и механизмов, за состоянием санитарно-гигиенических условий, проведением с этой целью паспортизации санитарно-технического состояния условий труда; исправностью и правильным применением защитных средств и предохранительных приспособлений [9].

На УКПГ-8 также имеется кабинет по охране труда. Основным предназначением кабинета по Охране труда является организация и проведение:

- вводного инструктажа вновь поступающих на предприятие;

- подготовка рабочих и проверка знаний после проведения инструктажа на рабочем месте;

- работы комиссий по проверке знаний по охране труда;

- обучение рабочих безопасным методам и приемам работы;

- выставок экспонатов по охране труда;

- составление актов при приеме объектов в эксплуатацию и др.

Для обеспечения безопасности труда на производстве необходимо выполнение всех установленных для данного объекта норм, правил, инструкций всеми работниками.

На УКПГ-8 на все виды производимых работ разработаны инструкции по их безопасному проведению.

Согласно разработанных и утвержденных инструкций по безопасному проведению работ составляется программа обучения. Ежегодно производится аттестация работников ГПУ.

Большое внимание уделяется безопасным приемам ведения работ, исключающим травматизм и нанесение вреда здоровью работающих.

Постоянный профилактический контроль состояния промышленной безопасности - основное мероприятие по предупреждению производственного травматизма и аварий, которое осуществляется посредством оперативного выявления отклонений факторов промышленной безопасности и условий труда от требований законодательства о труде, правил и норм безопасности, стандартов безопасности труда, с принятием оперативных решений по их устранению.

Основными видами контроля являются:

-оперативный, (поэтапный) контроль, а также контроль, осуществляемый отдельными руководящими и инженерно-техническими работниками обособленных структурных подразделений, аппарата управления дочерней организации;

контроль за санитарно-техническим состоянием объектов, участков, цехов;

-рассмотрение состояния промышленной безопасности и охраны труда на всех уровнях управления и периодическая информация о состоянии охраны труда.

Ведомственный контроль и промышленный надзор осуществляется мастерами, начальниками цехов, инженерно-техническими работниками, главными и ведущими специалистами и руководителями обособленных структурных подразделений, аппарата управления дочерней организации с участием профсоюзного актива по охране труда.

Контроль и ответственность за деятельностью Службы осуществляет руководитель организации, служба охраны труда вышестоящей организации, орган исполнительной власти соответствующего субъекта Российской Федерации в области охраны труда и органы государственного надзора и контроля за соблюдением требований охраны труда.

6.5 Оценка гигиенического состояния атмосферного воздуха в с. Нижняя Павловка

Для оценки техногенной нагрузки в ГПУ создана система наблюдения, дающая информацию о состоянии атмосферного воздуха. Наблюдение за состоянием атмосферного воздуха осуществляется НИЛ ООС с 1975 года с помощью стационарных постов контроля, установленных в 11 населенных пунктах, рассредоточенных на территории ОНГКМ. Контроль осуществляется круглосуточно, с периодичностью отбора проб 4 раза в сутки, при этом определяется концентрация вредных веществ: сероводород, диоксид серы, оксид углерода, оксиды азота, углеводороды, метан. Также определяются метеопараметры (скорость и направление ветра, атмосферное давление, влажность, температура) и гамма фон.

При проведении работ на территории месторождения (продувка скважин, ингибирование аппаратов, ремонтные работы, огневые и газоопасные работы на объектах управления), контроль атмосферного воздуха производится мобильными (передвижными) постами. Одновременно данными постами проводятся наблюдения за состоянием атмосферы в близлежащих от объектов ведения работ населенных пунктах. Контроль воздуха рабочей зоны осуществляется стационарными газоанализаторами с выводом сигналов на пульт диспетчера.

Для системных наблюдений НИЛ ООС оснащена необходимыми приборами для инструментальных измерений воздушной среды в промышленной зоне, в населенных пунктах и для контроля за стационарными источниками загрязнения.

Контроль качества атмосферного воздуха и водных объектов в ГПУ осуществляется согласно утвержденных главным инженером ГПУ «Планов-графиков производственного экологического контроля воздушного и водного бассейнов на территории ОНГКМ».

Производственный контроль за соблюдением установленных нормативов ПДВ подразделяется на два вида:

- контроль непосредственно на источниках выбросов;

контроль воздуха рабочей зоны;

контроль состояния атмосферного воздуха в населенных пунктах, расположенных в зоне влияния объектов ГПУ.

Согласно расчетам источники выбросов ГПУ относятся к 4 категории. В этой связи инструментальный контроль за соблюдением нормативов ПДВ на источниках выбросов:

выхлопных трубах газоперекачивающих агрегатов;

дымовых трубах котельных;

котлах подогрева ДЭГ,

осуществляет аттестованная лаборатория ГПУ 2 раза в месяц.

Контроль за состоянием воздуха рабочей зоны выполняется в помещениях ГПА, насосных и замерных узлах, на площадке захоронения твердых промышленных отходов (ПЗТО) в районе п. Джеланды.

Все плановые работы, сопровождающиеся кратковременными выбросами загрязняющих веществ, осуществляются в строгом соответствии с требованиями действующего «Положения по обеспечению экологической безопасности на территории Оренбургского газохимического комплекса» и с разрешения НИЛ ГПУ, отвечающей за обеспечение регулирования вредных выбросов.

Основанием для выдачи разрешения на производство работ являются результаты расчетов, подтверждающие отсутствие опасных концентраций в атмосферном воздухе по специфическим загрязнителям на границе санитарно-защитной зоны.

После получения разрешения на проведение работ и соответствующей записи в оперативной документации, руководителю проводимых работ сообщаются экологические ограничения, при которых могут производиться запланированные работы. При изменении, хотя бы одного пункта ограничений руководитель работ обязан самостоятельно прекратить проводимые работы.

Как показали многолетние наблюдения за состоянием атмосферного воздуха газопромысловое управление обеспечивает соблюдение установленных нормативов ПДВ на всех источниках выбросов. В зоне возможного влияния объектов ООО «Газпром добыча Оренбург» остается благоприятная и на территории ОГКМ поддерживаются благоприятные санитарно-гигиенических условия проживания населения.

Для оценки состояния или степени загрязнения атмосферы в населенных пунктах используются следующие расчетные показатели:

- индекс загрязнения атмосферы отдельной примесью;

комплексный индекс загрязнения атмосферы.

Индекс загрязнения атмосферы (ИЗА) отдельной примесью используется для сравнения степени загрязнения атмосферы (ЗА) различными веществами и характеризует вклад отдельных примесей в общий уровень загрязнения атмосферы населенных пунктов за определенный период наблюдений.

ИЗА отражает количественную характеристику уровня ЗА отдельной примесью, учитывающую различие в скорости возрастания степени вредности загрязняющих веществ, приведенных к вредности диоксида серы и определяется по формуле

<1 , (6.1)

где I_i - ИЗА;

q - среднее арифметическое значение концентрации примеси;

ПДК_с.с.- среднесуточные предельно допустимые концентрации примеси

 i - примесь;

с_i - константа, принимающая значения 1,7; 1,3; 1,0; 0,9 для соответственно 1, 2, 3, 4-го классов опасности веществ, позволяющая привести степень вредности -го вещества к степени вредности диоксида серы

Комплексный индекс загрязнения атмосферы (КИЗА) - отражает количественную характеристику уровня ЗА, создаваемого загрязняющими веществами, присутствующими в атмосфере населенных пунктов.

КИЗА рассчитывается за рассматриваемый период как сумма всех ИЗА и определяется по формуле

 , (6.2)

где ln - КИЗА;

I_i - ИЗА i примеси;

i - примесь;

n - количество рассматриваемых примесей;

Согласно результатов многолетних наблюдений, средние концентрации загрязняющих веществ в атмосферном воздухе с. Нижняя Павловка обнаруживались на уровне:

Таблица 6.3 - Среднемноголетний уровень загрязнения атмосферного воздуха в с. Нижняя Павловка

Расчеты показывают, что наибольший вклад в загрязнение атмосферы с. Нижняя Павловка вносят выбросы диоксида серы.

Комплексный индекс загрязнения атмосферы (КИЗА) получился равным 1,5 КИЗА  < 3 - следовательно, гигиеническое состояние атмосферного воздуха в с. Нижняя Павловка - удовлетворительное.

7. Экономика

.1 Экономические показатели производственно-хозяйственной деятельности предприятия

В условиях рыночной системы хозяйствования предприятие следует рассматривать как основное звено национальной экономики, самостоятельный хозяйствующий субъект, обладающий правами юридического лица и осуществляющий производственную, научно-исследовательскую и коммерческую деятельность с целью получения соответствующей прибыли (доходов). Для определения эффективности производства на уровне предприятия применяется система экономических показателей, включающая: товарная продукция;

¾ затраты на производство продукции;

¾      себестоимость продукции;

¾      прибыль от реализации продукции;

¾      чистая прибыль.

¾      рентабельность продукции.

7.1.1 Товарная продукция

Товарная продукция (Т_п) определяется как произведение объема произведенной продукции (Q) на цену продукции (Ц)

Т_п = Q  Ц

7.1.2 Затраты на производство продукции

Для оценки эффективности деятельности предприятия требуется оценка затрат в стоимостном выражении.

Затраты на добычу углеводородного сырья определяются по формуле

З = З_мат+ З_гсн + З_эн + З_ам + З_от + З_{стр.взн} + З_н + З_проч ,

где З - затраты на добычу углеводородного сырья;

З_мат - затраты на материалы;

З_гсн - затраты на газ на собственные нужды;

З_эн - затраты на энергоресурсы;

З_ам - затраты на амортизационные отчисления;

З_от- затраты на оплату труда;

З_{стр.взн} - страховые взносы;

З_н - затраты на налоги (НДПИ);

З_проч - прочие затраты;

7.1.3 Себестоимость продукции

Себестоимость продукции (работ, услуг) - стоимостная оценка потребленных в процессе производства и реализации продукции (работ, услуг) природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии, основных средств, трудовых ресурсов, а также других затрат на производство и реализацию продукции (работ, услуг).

Для определения себестоимости единицы продукции необходимо затраты, относимые на данный продукт, разделить на объем добычи

7.1.4 Прибыль от реализации продукции

Основной целью деятельности любого предприятия является получение прибыли.

Прибыль является конечным финансовым результатом деятельности предприятия и представляет собой превышение доходов хозяйствующей единицы от реализации продукции (работ, услуг) над суммой всех ее затрат на производство и реализацию.

Прибыль - экономическая величина, определяемая как разница между товарной продукцией и общими затратами, разница между доходами и расходами.

П = Т_п - З

Прибыль является показателем, наиболее полно отражающим эффективность производства, объем и качество произведенной продукции, состояние производительности труда, уровень себестоимости.

Прибыль составляет основу экономического развития предприятия. Рост прибыли создает финансовую базу для самофинансирования, расширенного производства. За счет прибыли выполняются обязательства предприятия перед бюджетом, банками и другими организациями.

В странах с рыночной экономикой прибыль облагается налогом. В результате на предприятии остается чистая прибыль.

7.1.5 Чистая прибыль

Чистая прибыль - эта часть прибыли, которая остается в распоряжении предприятия после уплаты установленных законом налогов. Чистая прибыль предприятия определяется по формуле

ЧП= П - Н_пр

Н_пр = П20%

Несмотря на то, что прибыль является важнейшим экономическим показателем работы предприятия, она не характеризует эффективность его работы. Для определения эффективности работы предприятия необходимо сопоставить результаты (прибыль) с затратами или ресурсами, которые обеспечили эти результаты. Одним из показателей эффективности работы предприятия является рентабельность. Предприятие рентабельно, если суммы выручки от реализации продукции покрывают не только затраты на производство и реализацию, но и остаются для образования прибыли.

7.1.6 Рентабельность продукции

Рентабельность продукции определяется как отношение прибыли от реализации продукции к затратам на ее производство.

Р= (ЧП/З)100

Показатель рентабельности всей реализованной продукции характеризует эффективность текущих затрат предприятия и доходность реализуемой продукции.

Для оценки эффективности деятельности предприятия осуществляется технико-экономический анализ деятельности предприятия.

Технико-экономический анализ деятельности - система, состоящая из трех взаимосвязанных элементов: ресурсов, производственного процесса и готовой продукции. Входом этой системы являются материально-вещественные потоки ресурсов (средств и предметов труда) и потоки трудовых ресурсов; выходом - материально-вещественные потоки готовой продукции. Производственный процесс переводит вход системы в ее выход. Целью работы предприятия является рентабельность. Задача системного анализа - рассмотреть все частные факторы, обеспечивающие более высокий уровень рентабельности. Экономический принцип деятельности предприятия - обеспечение либо максимального выпуска продукции при данных затратах ресурсов, либо альтернативно заданного выпуска продукции при минимальном расходе ресурсов.

Общая схема анализа деятельности предприятия может быть представлена следующим образом:

анализируется организационно-технический уровень предприятия, социальные, природные и внешнеэкономические условия производства;

анализируется использование производственных ресурсов предприятия: основных производственных фондов; оборотных средств и материально-технических ресурсов, трудовых ресурсов;

анализируется объем, структура и качество продукции, работ и услуг, производимых предприятием;

анализируется себестоимость продукции предприятия;

анализируется оборачиваемость производственных фондов;

анализируется уровень прибыли и рентабельности продукции;

анализируется финансовое состояние и платежеспособность предприятия;

анализируется рентабельность хозяйственной деятельности предприятия.

На основании анализа осуществляется обобщающая оценка эффективности работы предприятия.

7.2 Планирование. Цели и задачи планирования производственно-хозяйственной деятельности и калькулирования себестоимости добычи газа и конденсата

7.2.1 Цели и задачи планирования затрат

Целью планирования себестоимости добычи газа, конденсата и нефти является определение экономически обоснованной величины затрат, необходимых в планируемом периоде для добычи запланированного объема газа, газового конденсата и нефти. Экономически обоснованное определение величины затрат подразумевает наилучшее использование имеющихся природных, материальных, трудовых и финансовых ресурсов при обеспечении бесперебойности и надежности поставок углеводородного сырья, с соблюдением правил технической эксплуатации и режимов работы, и требований по охране окружающей среды.

При планировании, учете и калькулировании себестоимости добычи газа, конденсата и нефти используются нормативные показатели расхода трудовых ресурсов, топливно-энергетических ресурсов, материально-технических ресурсов, формирования запасов и использования оборудования. При отсутствии утвержденных норм и нормативов в качестве основы планирования могут быть использованы показатели базового периода.

Данные о планируемом и фактическом уровне затрат используются для оценки и анализа результатов выполнения плановых заданий, определения фактической эффективности организационно-технических мероприятий по развитию и совершенствованию производства, проведения планово-экономических и аналитических расчетов.

Планирование затрат осуществляется на основании следующих основных принципов (п.п. 7.2.1.1, 7.2.1.2):

Планирование себестоимости

Планирование себестоимости добычи газа, конденсата и нефти производится одновременно с планированием себестоимости по другим видам деятельности, определением прочих (операционных и внереализационных) расходов. При этом планирование осуществляется отдельно по каждому виду расходов.

Правила формирования плановой себестоимости

Правила формирования плановой себестоимости должны быть едины с правилами формирования расходов, установленными Положением по учетной политике предприятия. Это касается состава и порядка определения затрат, включаемых в себестоимость добычи газа и других видов деятельности, отражения затрат отчетного периода в себестоимости, в независимости от состояния расчетов, порядка оценки материалов при их списании в производство, способа начисления амортизации по основным средствам и нематериальным активам, порядка отнесения на себестоимость расходов будущих периодов, а также состава и порядка создания резервов предстоящих расходов и под условные факты хозяйственной деятельности и др.

Себестоимость продукции (работ, услуг) - стоимостная оценка потребленных в процессе производства и реализации продукции (работ, услуг) природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии, основных средств, трудовых ресурсов, а также других затрат на производство и реализацию продукции (работ, услуг).

По этапам формирования и в зависимости от состава включаемых затрат рассчитывают следующие виды себестоимости (позиции а и б):

a)      производственную себестоимость готовой продукции (работ,услуг);

б) полную себестоимость готовой продукции (работ, услуг).

Производственная себестоимость готовой продукции (работ, услуг) - затраты на производство продукции (работ, услуг), состоящие из стоимости материальных, трудовых и иных ресурсов, использованных в процессе осуществления производственной деятельности.

Полная себестоимость готовой продукции (работ, услуг) - затраты на производство и реализацию готовой продукции (работ, услуг), складывающиеся из производственной себестоимости готовой продукции (работ, услуг) с учетом общехозяйственных расходов.

В состав производственной себестоимости добычи газа включаются затраты, позиции а - д:

а) затраты, непосредственно связанные c добычей газа, конденсата и нефти, обусловленные технологией и организацией производства:

1)   стоимость использованных в производстве материальных ресурсов: материалов, газа на собственные технологические нужды, энергии;

2)      затраты на оплату труда работников, занятых в основном производстве, включая фонд заработной платы, выплаты социального характера, оплату отпусков и вознаграждений;

3)   страховые взносы по выплатам работникам, занятым в производстве продукции (работ, услуг), в соответствии с порядком, установленным законодательством Российской Федерации;

б) затраты, связанные с обслуживанием производственного процесса:

в) амортизация основных средств производственного назначения (включая объекты строительства, введенные (вводимые в планируемом периоде) в эксплуатацию, документы на которые не переданы на государственную регистрацию), исчисляемая в соответствии с установленным порядком, плата за аренду объектов основных средств производственного назначения (или их отдельных частей);

г) налоги, сборы, платежи и другие обязательные отчисления, производимые в соответствии с установленным законодательством порядком в части объектов производственного назначения;

д) другие виды затрат, связанные с обеспечением производственного процесса, включаемые в себестоимость добычи газа, конденсата и нефти.

7.2.2 Планирование затрат на производство продукции

Планирование затрат осуществляется по статьям и элементам затрат, сгруппированным в соответствующие справочники элементов и статей затрат.

Планирование затрат осуществляется с детализацией по элементам затрат:

- материалы;

газ на собственные нужды;

энергия;

затраты на оплату труда;

страховые взносы;

амортизация;

налоги (НДПИ);

прочие затраты.

Материалы

По элементу «Материалы» по виду деятельности «Добыча газа, конденсата и нефти» планируются затраты только на вспомогательные материалы, т.к. затраты на сырье и основные материалы отсутствуют.

Вспомогательные материалы - материалы, как непосредственно участвующие в производственном процессе, так и расходуемые на технологические цели для обеспечения бесперебойного осуществления производственного процесса и функционирования технологического оборудования, влияющие на вид и качество производимой продукции, но не составляющие его основы.

По элементу «Вспомогательные материалы» планируются затраты по следующим укрупненным группам (позиции а-г):

а) химреагенты и катализаторы:

1) на добычу газа и конденсата;

) на добычу нефти;

) на компримирование газа;

) на интенсификацию добычи углеводородного сырья;

) на выработку теплоэнергии.

б) топливо и ГСМ.

в) прочие вспомогательные материалы на ПЭН.

г) прочие вспомогательные материалы на РН.

Наибольший удельный вес по элементу «Материалы» занимают затраты на химреагенты. Расчет расхода химреагентов производится в соответствии с утвержденными в нормами расхода.

Затраты на химреагенты рассчитываются по формуле

З_х = S H_i  Q  Ц_i ,

где Н - утвержденные в установленном порядке научно-обоснованные нормы расхода i - го вида химреагентов, г/тыс, м³ или г / т;

i = 1,2 ... n - виды химреагентов, используемых на технологические цели;- объем добычи газа, конденсата и нефти, млн.м³ или тыс.т;

Ц - цена приобретения единицы i-го вида химреагентов, скорректированная с учетом прогнозируемых показателей инфляции по целевому варианту, ежегодно разрабатываемому Минэкономразвития России, руб./т.

Газ на собственные нужды

Определяются затраты на газ, используемый для технологических и топливных нужд исходя из объема потребления и себестоимости 1 м³ газа на собственные нужды.

Энергия

Определяются затраты на приобретение энергии у сторонних организаций. Потребность в энергоресурсах обосновывается расчетами расхода для технологических, производственных и хозяйственных нужд газопромыслового управления по всем видам потребляемой энергии. С этой целью составляется баланс по каждому виду энергии, в котором выявляется потребность в натуральном и денежном выражении и источники покрытия данного вида энергии.

Величина плановых затрат на энергоснабжение рассчитывается по формуле:

З_эл = Т₁  W₁ + … + Т_n  W_n ,

где З_эл - планируемый размер затрат на электроэнергию, тыс.руб.;

Т₁ … Т_n - планируемые величины тарифов (за 1 кВт.ч поставляемой электроэнергии), руб./ кВт.ч;₁ … W_n - планируемый объем расхода электроэнергии, кВт.ч;

Затраты на оплату труда

При определении затрат на оплату труда следует исходить из нормативной численности работников каждого подразделения (службы, цеха, участка), профессионального и квалификационного состава рабочих и должностного состава других работников.

Рассчитываются путем умножения численности работников каждого подразделения (службы, цеха, участка) на среднемесячную заработную плату по подразделению и на 12 месяцев.

З_ОТ = Ч З_пл.ср. 12

Страховые взносы

Рассчитывается путем умножения затрат на оплату труда на ставку страховых взносов (30%)

З _{стр.взн.} = З_ОТ 0,30

Амортизация

Определяются затраты на амортизацию собственных основных средств и нематериальных активов, используемых при осуществлении добычи газа, конденсата и нефти.

Годовая сумма амортизации собственных основных средств планируется линейным способом - исходя из первоначальной (восстановительной) стоимости объектов основных средств и нормы амортизации, исчисленной исходя из их срока полезного использования.

З _ам = С _опф  Nа

Налоги (НДПИ)

По элементу «Налоги и иные обязательные платежи» планируются затраты на налоговые отчисления и иные обязательные платежи, включаемые в себестоимость добычи газа, конденсата и нефти в планируемом периоде. Наибольший удельный вес по элементу «Налоги и иные обязательные платежи» занимает НДПИ. Определяется путем умножения объема добычи газа, конденсата на соответствующую ставку налога.

Прочие затраты

В состав прочих затрат включаются затраты, позиции а - д:

а) аренда основных средств;

б) лизинг;

в) затраты по договорам страхования;

г) капитальный ремонт (подрядный способ);

д) прочие затраты:

) услуги транспорта;

) услуги по охране труда и промышленной безопасности;

) услуги по подготовке кадров;

) прочие услуги сторонних организаций;

) прочие затраты.

По элементу «Аренда основных средств» планируется величина арендной платы, предусмотренной заключенными или планируемыми к заключению договорами аренды имущества, используемого при добыче газа, конденсата и нефти.

По элементу «Лизинг» планируются затраты по договорам финансовой аренды (лизинга) основных средств производственного назначения, полученных (планируемых к получению) во временное владение и пользование по договорам с лизингодателями (без передачи объектов на баланс лизингополучателя), заключаемыми в соответствии с Федеральным законом «О финансовой аренде (лизинге)» (от 29.10.1998 №164-ФЗ) и в порядке, принятом на предприятии.

По элементу «Затраты по договорам страхования» планируются затраты по договорам добровольного и обязательного имущественного страхования, добровольного медицинского и пенсионного страхования и прочих видов обязательного и добровольного страхования имущества и работников, обеспечивающих добычу газа, конденсата и нефти.

По элементу «Капитальный ремонт (подрядный способ)» планируются затраты на проведение капитального ремонта, связанного с поддержанием объектов основных средств в работоспособном состоянии и не приводящего к улучшению первоначальных нормативных показателей их функционирования (срок полезного использования, мощность, качество применения и т.п.), в том числе и затраты на проведение пусконаладочных работ после капитального ремонта (если пусконаладочные работы предусмотрены проектно-сметной документацией), и контроль (диагностику) качества проведения работ.

По элементу «Прочие затраты» планируются затраты на услуги сторонних организаций, затраты на командировки, затраты на представительские расходы и другие затраты, необходимые для осуществления вида деятельности «Добыча газа, конденсата и нефти». Прочие затраты планируются исходя из величины затрат, произведенных в базовом периоде, потребности в планируемом периоде, условий заключенных (планируемых к заключению) договоров и прогнозируемых показателей инфляции.

Для упрощения расчета прочие затраты принимаются в размере 60 % от прямых затрат (материалы, газ на собственные нужды, энергия, затраты на амортизационные отчисления, затраты на оплату труда с отчислениями).

Распределение затрат на газ, конденсат.

В связи с тем, что невозможно разделить процесс добычи углеводородного сырья на отдельные продукты, затраты по видам продукции определяются с учетом коэффициента распределения, характеризующего равноценность количеств газа, конденсата и нефти.

З_дг=З_д  К_{распред.г}

где 3_д - затраты на добычу углеводородного сырья, тыс.руб.;

З_дг - затраты, относимые на газ, тыс.руб.;

К_{распред.г} - коэффициент распределения затрат, относимых на газ.

Коэффициент распределения затрат, относимых на газ, определяется по формуле:

К _{распред.г} = Q_г / (Q_г+аQ_к)

где Q_г - объем добычи газа (тыс.м3);_к - объем добычи конденсата (т);

а = 1/YГ.СР.

Г.СР - средневзвешенная по месторождению величина удельного веса газа (т/тыс, м3).

Для упрощения расчетов коэффициент приведения «а» может быть принят равным 1,4.

Оставшиеся затраты относятся на конденсат:

З_дк = З_д - З_дг

где З_дк - затраты на добычу конденсата, тыс.руб.;

_д - затраты на добычу углеводородного сырья, тыс.руб.;

З_дг - затраты на добычу газа, тыс.руб.

Для определения себестоимости единицы продукции необходимо затраты, относимые на данный продукт, разделить на объем добычи

З _ед.газ = З _газ/ Q_г ,

З _{ед.конд} = З _к/ Q_к .

7.3 Анализ экономических показателей разработки зоны УКПГ-8 за 2007-2011 годы

Исходные данные для анализа экономических показателей зоны УКПГ- 8 представлен в таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Исходные данные для анализа экономических показателей зоны УКПГ-8 за 2007-2011 годы

Снижение уровня рентабельности месторождения процесс неизбежный, но его развитие может быть управляемым. Оренбургское газоконденсатное месторождение находится на этапе падающей добычи.

Одним из направлений в деятельности по поддержанию уровня добычи газа и увеличения коэффициента газоотдачи является работа с фондом скважин, направленная на поддержание подземного оборудования всего фонда скважин в технически исправном состоянии, повышение добывных возможностей скважин и для поддержания планового уровня добычи.

Для повышения эффективности разработки основной залежи ОНГКМ в условиях снижения пластового давления, обводнения скважин на месторождении проводятся следующие мероприятия:

-     бурение скважин с горизонтальным стволом и зарезка горизонтальных стволов в обводненных вертикальных скважинах;

-        приобщение перфорацией дополнительных газонасыщенных отложений продуктивного разреза;

         гидроразрыв пласта в низкопродуктивных скважинах;

         интенсификация скважин с использованием установки «Koltubing» в низкопродуктивных скважинах с горизонтальным стволом;

         ремонтно-изоляционные работы;

         кислотные и пенокислотные обработки призабойной зоны пласта.

Рассчитываются сводные оценочные таблицы по каждому из вышеперечисленных мероприятий, в которых с учетом стоимости проведения мероприятия, эксплуатационных затрат, возможной прибавки дебита, коэффициента эксплуатации, коэффициента падения, газоконденсатного и нефтегазового факторов дается оценка мероприятия по сроку окупаемости, по расчету чистого приведенного эффекта. Таким образом, выбирая альтернативные варианты и сравнивая их технико-экономическую эффективность, создается оптимальный план проведения геолого-технических мероприятий по скважинам эксплуатационного фонда. Если ставится задача увеличения или поддержания определенного уровня добычи, то очевидно должны рассматриваться варианты проведения зарезки горизонтального ствола и объемной пенокислотной обработки. При необходимости вовлечения недренируемых запасов месторождения в разработку альтернативы бурению практически не существует, если только сетка разбуривания не позволяет проведение зарезки горизонтальных стволов из находящихся рядом скважин, увеличивая тем самым их дренируемые запасы.

Учитывая сложность сложившейся экономической ситуации, основным направлением становится получение максимально возможного объема добычи с привлечением минимальных дополнительных затрат.

Расчет товарной продукции зоны УКПГ-8 представлен в таблице 7.2.

На основании сформированных показателей товарной продукции, затрат на добычу углеводородного сырья формируются показатели прибыли, чистой прибыли и рентабельности.

Расчет прибыли и рентабельности зоны УКПГ- 8 представлен в таблице 7.3.

Однако проведение ГТМ, когда месторождение находится на стадии падающей добычи, недостаточно для повышения уровня рентабельности как в разрезе скважин, так и месторождения в целом, так как этот процесс трудоемкий и затратный.

Таблица 7.2 - Расчет товарной продукции зоны УКПГ-8 за 2007-2011 годы

Таблица 7.3 - Расчет прибыли и рентабельности добычи газа и конденсата зоны УКПГ-8 за 2007-2011 годы

Следующим направлением в вопросах повышения уровня рентабельности добычи может быть сокращение затрат на производство продукции. Одно из направлений: применение налоговых льгот.

Налогообложение газодобычи обязательно должно учитывать сравнительные горно-геологические условия месторождений и степень их естественной выработки. Дело в том, что существующая система налогообложения ориентирована на налогообложении высокодебитных месторождений с высокой долей горной ренты в цене. Она не позволяет объективно учитывать обусловленный рост издержек добычи по мере уменьшения дебитов скважин и роста обводненности их продукции. Так, при повышении степени выработанности и снижения рентабельности добычи до определенного критического уровня скважины должны частично освобождаться от налогов. По мере дальнейшего снижения дебитов добычи, скважины должны освобождаться от остальных налогов. Таким образом, реформирование налогообложения горнодобывающего сектора представляется на современном этапе экономического развития одной из основных задач Правительства РФ.

Список используемой литературы

1. С.Н. Закиров “Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений”. М. Недра 1989 г.;

2. Геологические отчеты ГПУ;

3. А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов “ Руководство по исследованию скважин”. М. Наука 1995 г.;

4. З.С. Алиев, В.В. Бондаренко “ Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений” Издательство “Печорское время” г. Печора 2002 г.;

5. В.Ф. Старшов ‘’Методические рекомендации, расчетные алгоритмы, расчетные программы в «Excеl»;

6. З.С. Алиев “ Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений ”. М. Недра 1992 г.;

7. З.С. Алиев, С.А. Андреев, А.П. Власенко, Ю.П. Коротаев “Технологический режим работы газовых скважин” М. Недра 1978 г.;

8. Отчеты ЦНИПР ГПУ;

9. Г.Е. Попов “ Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений ” М. Недра 1982 г.