2.1.3 Анализ выработки запасов нефти и газа

По состоянию на 01.01.2011 г. по месторождению Акшабулак Восточный были подсчитаны и утверждены запасы нефти и растворенного газа Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых Республики Казахстан по категориям С₁+С₂ в целом по месторождению в количестве 1372.6 тыс.т и 70.5 млн.м³ (Протокол ГКЗ РК № 503-06-У от 05.05.2006 г).

По категории С₁ в целом по месторождению начальные геологические запасы нефти составили 1164.6 тыс.т или 84.8% от всех геологических запасов, растворенного газа - 59.3 млн.м³ (84.1%).

По категории С₂ запасы нефти составили 208.1 тыс.т (район скважины №34 в песчаном пласте Ю-III горизонта, так как при опробовании получена водная эмульсия).

Для залежи Ю-II горизонта запасы нефти составили 148.9 тыс.т или 10.8% от всех подсчитанных запасов по месторождению.

На Ю-III горизонт по категории С₁ в целом в пределах Лицензионной территории ТОО СП "Казгермунай" приходится 41.9% (575.8 тыс.т), из них на песчаный пласт - 486 тыс.т (84.4%) от подсчитанных по этому горизонту. По категории С₂ запасы в пределах Лицензионной территории составили 208.1 (110.3) тыс. т. и 11.2 (5.9) млн.м³ растворенного в нефти газа. Суммарные запасы по залежам Ю-III горизонта в пределах Лицензионной территории составили 783.9 (389.4) тыс. т и 42.3 (20.9) млн.м³ растворенного в нефти газа.

По сравнению с запасами, числящимися на Государственном балансе РК, вновь подсчитанные начальные геологические запасы нефти по категории С₁ в пределах Лицензионной территории ТОО СП "Казгермунай" увеличились на 320% (было 137.2 тыс.т), запасы нефти по категории С₂ уменьшились на 38.4 % (было 338.1 тыс.т).

Это произошло в результате уточнения геологического строения залежи по результатам сейсмики 3Д, бурения опережающих эксплуатационных скважин №№33, 34 и разведочных скважин, пробуренных на Лицензионной территории ТОО "Саутс Ойл", вследствие чего произошли изменения параметров, принятых для подсчета запасов нефти и газа. Это, в первую очередь, касается площади нефтеносности, которая значительно увеличилась по сравнению с предыдущим подсчетом. Кроме того, положение водонефтяного контакта, принятое ранее условно, было уточнено в результате бурения новых скважин и понизилось на 10 м. Также, выросло значение средневзвешенной нефтенасыщенной толщины, принятое для расчетов.

В целом по месторождению суммарные запасы нефти, подсчитанные по категориям С₁ и С₂ на 01.01.11 составили: 1372.6 (615.2) тыс.т, газа - 70.5 (32.2) млн. м³.

Рисунок 2.2. График разработки месторождения Акшабулак Восточный

2.1.4 Характеристика энергетического состояния залежи, режимы разработки

Месторождение Акшабулак Восточный по запасам отнесено к категории очень мелких [1].

Пробная эксплуатация месторождения велась на естественном режиме истощения пластовой энергии. В результате чего наблюдается некоторое снижение значения пластового давления в залежи нефти горизонта Ю-III, и, на рассматриваемую дату, оно составило 17.9 МПа. Начальное пластовое давление было зафиксировано на уровне 20.77 МПа, таким образом, снижение составило 2.87 МПа. В течение периода пробной эксплуатации средняя депрессия на пласт составляла 1.66 МПа, с небольшой тенденцией к росту. Диапазон изменения данного параметра: 1.3 - 2.3 МПа.

На рисунке 2.3. приведен график фактического снижения пластового давления при существующем отборе жидкости и расчетное, которое имело бы место при наличии чисто упругого режима.

Рисунок 2.3. График фактического снижения пластового давления

Учитывая достигнутый коэффициент нефтеизвлечения - 20.5%, а также тот факт, что на 01.01.11 отбор от извлекаемых запасов нефти составил 44%, незначительное снижение пластового давления подтверждает высокую активность законтурных вод, и наличие активного упруго-водонапорного режима, который на данном этапе разработки обеспечивает более 70% компенсации отбора.

Объект также характеризуется большим разрывом между давлением насыщения пластовой нефти газом и пластовым давлением. На 01.01.11 разница составила 11.35 МПа. Это позволяет вести эксплуатацию данного горизонта при забойных давлениях выше давления насыщения довольно длительное время (возможно выработку извлекаемых запасов нефти).

Начальное пластовое давление горизонта Ю-II составило 19.9 МПа, что свидетельствует об изолированности резервуаров Ю-II и Ю-III друг от друга. В процессе длительного испытания скважина № 34 работала в течение 8 месяцев, в результате чего наблюдается снижение пластового давления на 1 МПа. Текущее пластовое давление составило 18.9 МПа.

В пределах месторождения Акшабулак Восточный пробурено три поисковых скважины: №№ 2, 5, 8, три разведочные №№1К, 2К и 4К и две оценочно-эксплуатационные скважины №№ 33 и 34 вскрывших в отложениях среднекумкольской подсвиты верхней юры горизонт Ю-III, за исключением скважины №8. Бурением скважины №34 была также выявлена небольшая нефтяная залежь, приуроченная к горизонту Ю-II. По остальным скважинам данный горизонт водонасыщен.

Таким образом, в разрезе месторождения Акшабулак Восточный была выделена залежь нефти в продуктивном горизонте Ю-III, приуроченная к двум пластам-коллекторам: песчаным и терригенно-карбонатным. Эта залежь выделяется в качестве основного объекта разработки. Вторым объектом разработки является нефтяная залежь горизонта Ю-II.

Системы разработки нефтяных месторождений классифицируются на системы с воздействием и без воздействия, а также по сетке расположения скважин.

Выбор и обоснование расчетных вариантов разработки проводились, исходя из анализа геолого-гидродинамических характеристик пластовых систем месторождения Акшабулак Восточный, опыта пробной эксплуатации месторождения, а также с учетом запасов нефти каждой залежи.

Обоснование величины коэффициента извлечения нефти горизонта Ю-III месторождения Акшабулак Восточный при подсчете запасов УВ [1] исходило из единственного метода его разработки: с поддержанием пластового давления закачкой воды. Но в Технологической схеме был рассмотрен также вариант разработки, который применяется на месторождении на сегодняшний день, то есть на естественном режиме истощения пластовой энергии и существующем фонде скважин.

Для залежи нефти горизонта Ю-II, содержащей геологические запасы нефти 148.9 тыс.т и нефтенасыщенная площадь которого вся отнесена к ВНЗ, предлагается единственный вариант разработки существующей скважиной №34 на режиме истощения пластовой энергии.

2.1.5 Гидродинамическое исследование скважин и пластов

На месторождении Акшабулак Восточный опробованы в 140 мм эксплуатационной колонне скважины №№2, 8, 33 и 34.

Скважина №5 опробована в процессе бурения пластоиспытателем МИГ - 146 и ликвидирована без спуска эксплуатационной колонны.

Продуктивность горизонта Ю-III была доказана опробованием одного объекта в скважине № 2, в декабре 1989 года, и подтверждено опробованием новой пробуренной скважины №33, в июне 2009 года. Из интервала 2025-2035 м (скв.№2) был получен фонтанный приток нефти с дебитом от 40.4 м³/сут на 3 мм штуцере при депрессии 0.07 МПа до 180.4 м³/сут на 9 мм штуцере при депрессии 1.99 МПа.

При опробовании интервала 1998 - 2025м в скважине № 33 был получен приток нефти с дебитом от 85 м³/сут на 8 мм штуцере при депрессии 1.33 МПа до 173 м³/сут на 14 мм штуцере при депрессии 3 МПа.

В скважине №34 были испытаны 5 интервалов: 1918 - 1928м, 2025-2027,5м, 2008-2014м, 2007-2011м и 1996-2000м. Из интервала1918 - 1928м, соответствующего горизонту Ю-II, был получен фонтанирующий приток нефти с дебитом 84 м³/сут и начальной обводненностью 0.1% на 10мм штуцере. Из интервала 2007-2011м, соответствующего песчаному пласту горизонта Ю-III, при свабировании был получен незначительный приток нефти с водой (65% воды). Из остальных испытанных интервалов притока не получено.

Также по данным, предоставленным компанией "Сауц Ойл", были опробованы три скважины, пробуренные на восточном участке структуры Акшабулак Восточный №№ 1К, 2К и 4К.

Гидродинамические исследования скважин месторождения Акшабулак Восточный методами МУО и КВД, с целью определения текущих продуктивных характеристик скважин и фильтрационных параметров призабойной зоны пласта. проводятся регулярно. Результаты исследований с начала реализации проекта пробной эксплуатации по декабрь 2009 года приведены в таблице 3.1. На рисунке 3.1 показаны индикаторные диаграммы скважин №2, 33 и 1К.

В целом горизонт Ю-III характеризуется высокими фильтрационными свойствами и достаточно высокой продуктивностью. Так, средний коэффициент продуктивности по скважинам составил 82.85 м³/(МПа*сут), проницаемость определена в пределах: 1.04 - 4.82 мкм². Пластовая температура составляет порядка 78.5 ⁰С, с градиентом - 4.39 ⁰С/ м.

С целью оценки степени взаимодействия скважин и определения средних параметров пласта в районе между скважинами были проведены гидродинамические исследования по гидропрослушиванию.

Для исследования изменения давления в реагирующей скважине №2 при неоднократном изменении режима работы возмущающей скважины №33, выделены наиболее характерные участки, где наблюдается максимальное изменение дебита возмущающей скважины на постоянную величину (значительный импульс): остановка скважины на КВД, смена одного установившегося режима на другой. Для каждого участка определено изменение давления, которое бы имело место при отсутствии рассматриваемого импульса, то есть фон.

Обработка кривых реагирования проведена параллельно двумя методами: интегральным и дифференциальным, что дало возможность сопоставить полученные результаты. По найденным аналитическим путем участкам, для соответствующих моментов времени, построены графики, представляющие собой прямые линии. По наклону этих прямых к оси абсцисс и отрезку, отсекаемому на оси ординат, определены коэффициенты гидропроводности и пьезопроводности.

Расчет показал хорошую сходимость результатов двух методов интерпретации и соответствие, полученных коэффициентов гидропроводности и пьезопроводности, средним пластовым характеристикам в этих скважинах, определенным по КВД. Коэффициент гидропроводности на участке пласта между скважинами №2 и 33 составил 1.87 мкм²*м/мПа*с, коэффициент пьезопроводности - 2.14 м²/с.

Проведенные исследования методом гидропрослушивания подтвердили высокие фильтрационные характеристики пласта и наличие хорошей гидродинамической связи между работающими пропластками горизонта Ю-III. Время реагирования составило порядка 12 часов (рисунок 2.4).

Горизонт Ю-II также имеет высокие емкостно-фильтрационные свойства и достаточно высокую продуктивность. Средний коэффициент продуктивности по скважине №34 составил 25.7 м³/(МПа*сут), проницаемость: 0.2-0.3 мкм². Пластовая температура составляет порядка 76.9⁰С.

Рисунок 2.4. а Кривая реагирования скважины №2 от 13.06.2009г.

Рисунок 2.4. б Кривая реагирования скважины №2 от 20.06.2009г.

.1.6 Система ППД и применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов

Пробная эксплуатация месторождения велась на естественном режиме истощения пластовой энергии. В результате чего наблюдается некоторое снижение значения пластового давления в залежи нефти горизонта Ю-III, и, на рассматриваемую дату, оно составило 17.9 МПа. Начальное пластовое давление было зафиксировано на уровне 20.77 МПа, таким образом, снижение составило 2.87 МПа. В течение периода пробной эксплуатации средняя депрессия на пласт составляла 1.66 МПа, с небольшой тенденцией к росту. Диапазон изменения данного параметра: 1.3 - 2.3 МПа.

Учитывая достигнутый коэффициент нефтеизвлечения - 20.5%, а также тот факт, что на 01.01.11 отбор от извлекаемых запасов нефти составил 44%, незначительное снижение пластового давления подтверждает высокую активность законтурных вод, и наличие активного упруго-водонапорного режима, который на данном этапе разработки обеспечивает более 70% компенсации отбора.

Объект также характеризуется большим разрывом между давлением насыщения пластовой нефти газом и пластовым давлением. На 01.01.11 разница составила 11.35 МПа. Это позволяет вести эксплуатацию данного горизонта при забойных давлениях выше давления насыщения довольно длительное время (возможно выработку извлекаемых запасов нефти).

Начальное пластовое давление горизонта Ю-II составило 19.9 МПа, что свидетельствует об изолированности резервуаров Ю-II и Ю-III друг от друга. В процессе длительного испытания скважина № 34 работала в течение 8 месяцев, в результате чего наблюдается снижение пластового давления на 1 МПа. Текущее пластовое давление составило 18.9 МПа.

Разработка месторождения будет проводиться с использованием системы ППД. Закачка воды будет осуществляться одной из скважин после перевода её из добывающего фонда. Для поддержания пластового давления, в связи с отсутствием поверхностных водоёмов, будет использоваться альб-сеноманская вода из пробуренной водозаборной скважины и попутно-добываемая вода.

Пластовые воды продуктивного горизонта верхней юры, согласно [1] хлоркальциевого типа с минерализацией 80-94 г/л. По данным лаборатории Витце (Германия) обнаружено наличие бария и стронция в пластовой воде продуктивной залежи месторождения Акшабулак-Центральный. Для Ю-III подтверждено, что барий присутствует в пределах 4.5- 5.8 мг/л, а стронций в пределах 233-424 мг/л.

Рекомендованная для закачки альб-сеноманская вода сульфатно-натриевого типа с минерализацией 3 г/л. Совместимость пластовой и закачиваемой вод подтверждена исследованиями экспертной системы ФРОККИ немецкого научного общества для нефти, газа и угля (ДГМК).

С учётом характеристики основных технологических показателей горизонта Ю-III и основного фонда скважин по 3 варианту разработки месторождения Акшабулак Восточный (таблицы 4.5 и 4.6) проведён расчёт технологических показателей работы нагнетательных и водозаборной скважин, приведённый в таблице 6.4.1. Расчёт проведён по результатам испытаний в скважине Акш-1, приведенным в таблице 2.15.

Мощности сооружений системы ППД должны быть рассчитаны в соответствии с приведёнными уровнями закачки воды и с учётом надёжной работы в соответствующем климатическом поясе.

Предварительную очистку от механических примесей предусматривается проводить на водозаборной скважине. Дальнейшую дополнительную подготовку воды (тонкую очистку) предлагается осуществлять путем ее фильтрации через фильтровальную установку.

Таблица 2.15 Технологические показатели работы нагнетательных и водозаборной скважин

При необходимости ввода ингибиторов на трубопроводе после фильтров предусмотреть врезки для дозировочных установок, через которые осуществляется подача химических реагентов - ингибитора солеотложений, кислородопоглотителя и бактерицида. Одна врезка запасная.

Обработанная реагентами и отстоянная вода насосом высокого давления закачивается в нагнетательную скважину.

Основной причиной образования неорганических отложений является перенасыщенность раствора в результате изменения термодинамического состояния среды или смешения несовместимых вод. Перенасыщенность раствора приводит к частичному выкристаллизовыванию твердой фазы непосредственно на стенках оборудования и свободному выпадению твердой фазы в потоке с последующим осаждением взвешенных частиц на внутренних поверхностях соприкасающейся с потоком продуктивной породы.

В целом солевые осадки имеют сложный состав и содержат как минеральную, так и органическую составляющую. Как правило, в минеральной части из нерастворимых солей встречается карбонат кальция, гипс, барит.

Выпадение карбонатов в основном происходит при росте температуры и при смешения несовместимых вод.

Осадки сульфатных солей образуются главным образом под влиянием смешения несовместимых вод и растворения гипса из горных пород.

Из всего вышесказанного следует, что до начала закачки необходимо провести исследования на стабильность и совместимость пластовой, сточной и предполагаемой для закачки альб-сеноманской воды.

Содержание кислорода нормируется величиной менее 0.5 мг/л. Такой предел установлен исходя из минимальных коррозионных повреждений промыслового оборудования. При коррозионной активности закачиваемой воды свыше 0.1 мм/год необходимо предусмотреть мероприятия по антикоррозионной защите трубопроводов и оборудования.

Содержание сероводорода и СВБ в воде не допускается. СВБ часто присутствуют в подземных и поверхностных водах и, попадая вместе с закачиваемой водой в нефтяные пласты, они с другими типами бактерий образуют биоценоз, продуктами жизнедеятельности которого являются сероводород и углекислый газ. Сероводород резко увеличивает скорость коррозии металла и снижает срок службы наземного и подземного оборудования.

К числу факторов, осложняющих эксплуатацию системы ППД, можно отнести низкую, не соответствующую проектной приёмистость нагнетательной скважины. Коллекторы горизонта Ю-III представлены слоями песчаников, гравелитов, глин и известняка с карбонатным цементом [1]. С учётом геолого-физической характеристики для увеличения приёмистости рекомендуется проведение солянокислотной обработки.        

Выводы и рекомендации. В целях предотвращения возможных осложнений, связанных с выпадением солей, активизации коррозионных процессов и развитию сульфатредукции в нефтяном пласте рекомендуется до начала закачки провести комплексные исследования на стабильность, совместимость, коррозионную активность и содержание СВБ пластовой, сточной и предполагаемой для закачки альб-сеноманской воды.

На основе исследований определить виды и дозировки химреагентов, подаваемых в закачиваемую воду.

Для осуществления ППД предлагается предусмотреть систему прямой закачки воды от водозаборной скважины в нагнетательную с предварительной очисткой от механических примесей на водозаборной скважине.

При необходимости ввода ингибиторов на трубопроводе после фильтров предусмотреть врезки для дозировочных установок и обработанную реагентами и отстоянную воду насосом высокого давления закачивать в нагнетательную скважину.

.2 Техника и технология добычи нефти и газа

.2.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин

Выбор способа добычи нефти основывается на результатах анализа условий эксплуатации и исследований скважин, с учётом геолого-промысловой характеристики продуктивных пластов, физико-химических свойствах флюида, технологических показателей и условий разработки, рекомендованных в настоящем проекте нефтяного месторождения Акшабулак Восточный. Эксплуатация на месторождении продуктивных горизонтов Ю-III и Ю-II осуществляется фонтанным способом скважинами 33 и 34. Скважину 2 перевели в наблюдательный фонд по причине отсутствия фонтанного притока из-за обводнения скважинной продукции, после неоднократных работ по изоляции водопритока.

Подземное оборудование скважин 33 и 34 состоит из спущенных насосно-компрессорных труб (НКТ) на глубину 1982 и 1879 метров диаметром 73 мм с толщиной стенок 5.51 мм, изготовленных из стали марки J-55. Башмак фонтанных лифтов оборудован направляющей воронкой, спущенные на 16 и 39 метров выше верхних отверстий перфораций.

Устье скважин 33 и 34 оборудовано фонтанной арматурой фирмы CAMERON на рабочее давление 21 МПа.

Скважина 33 ввелась в пробную эксплуатацию в июне 2009 года. При длительном испытании по сентябрь 2009 года скважина фонтанировала на штуцерах диаметром от 8 до 13 мм с дебитом безводной нефти от 111 до 176 м³/сут при давлении на буфере от 1.2 до 1.8 МПа. Замер забойного давления (21.06.2009 года) составил 15.8 МПа. С октября 2009 года до ноября 2010 года скважина стабильно добывала на штуцере диаметром 16 мм с дебитом безводной нефти от 175 до 240 м³/сут при устьевых давлениях от 10 до 12 МПа. Замер забойного давления (21.07.2010 года) составил 14.3 МПа. На дату анализа скважина эксплуатируется на штуцере диаметром 18 мм с дебитом безводной нефти 230 м³/сут при устьевом давлении 0.6 МПа.

Скважина 34 ввелась в эксплуатацию в апреле 2010 года. Три месяца скважина фонтанировала на штуцерах диаметром 8 и 10 мм. При эксплуатации на штуцере диаметром 8 мм скважина начала фонтанировать безводной нефтью с дебитом 85 м³/сут при устьевом давлении 2.4 МПа. В последующем дебиты снизились до 63 м³/сут со снижением устьевых давлений до 1.9 МПа. В скважинной продукции отмечено содержание воды до 2.5 %. С увеличением режима скважина добывала на штуцере диаметром 10 мм. Дебиты жидкости снизились с 90 до 71 м³/сут со снижением устьевых давлений с 1.3 до 0.9 МПа. Обводненность составила 14 %. С октября и до конца анализируемого периода скважина эксплуатировалась с увеличением режимов, однако дебиты жидкости снизились с 95 до 65 м³/сут. Устьевые давления снизились до 0.2 МПа, обводненность увеличилась до 40 %.

По рекомендованному 3 варианту до конца срока реализации Технологической схемы добывающий фонд составит девять скважин и в течение первых двух лет (2011 и 2012 годы) все скважины будут переведены на механизированный способ эксплуатации. Показатели эксплуатации скважин, включающие ввод новых скважин, фонд скважин по способам, их дебиты по жидкости и обводнённость приведены в таблице 2.16.

Расчет и обоснование минимальных давлений фонтанирования

Большой запас по депрессии в скважинах Ю-III горизонта при давлении насыщения 6.55 МПа и пластовом давлении 18 МПа позволяет эксплуатировать скважины с обеспечением планируемых дебитов и забойными давлениями не ниже давления насыщения, соответствующему ограничению, предусмотренному "Едиными правилами разработки нефтяных и газовых месторождений РК".

Подъём скважинной продукции при фонтанном способе добычи на нефтегазовых месторождениях происходит за счёт энергии пласта (при условии поддержания пластового давления) и газа, выделяющегося из нефти в стволе скважины. Для условия фонтанирования необходимо, чтобы средний объём свободного газа, приходящийся на единицу массы жидкости (Г_эф) был больше или равен удельному расходу газа, и при работе подъёмника на оптимальном режиме забойные давления обеспечивали бы необходимую депрессию для получения проектного дебита. Для расчёта условий фонтанирования при забойных давлениях выше давления насыщения приняты значения физико-химических свойств флюида и характеристика продуктивного Ю-III горизонта, так как данный горизонт наиболее благоприятен для условий фонтанирования по сравнению с горизонтом Ю-II.

Таблица 2.16 Показатели эксплуатации скважин

На рисунке 2.5 приведены предельные условия фонтанирования (минимальные забойные давления) в подъёмниках диаметром 73 мм, с нулевой, средней и максимальной обводнённостью продукции (0 %, 30 % и 55 %). Как видно из графика, условия фонтанирования в НКТ диаметром 73 мм для обеспечения проектного дебита (создания необходимой депрессии на уровне 1.2 МПа) при существующей продуктивной характеристике пласта (раздел 3.1) возможны с устьевыми давлениями от 0.2 МПа при 55 % обводненности до 2 МПа при 0 % обводненности. Максимальные и минимальные устьевые давления ограничиваются обеспечением планируемых дебитов и продвижением продукции в систему сбора.

Обоснование режимов фонтанирования

Определение и установление оптимальных режимов фонтанирования скважин, основано на проведении гидродинамических расчётов движения газожидкостного потока в подъёмных трубах. В данном случае расчёт фонтанного подъёмника основан на графическом методе, в котором на основе кривых распределения давления Р=f (Н) в колонне НКТ, строятся характеристические кривые работы подъёмника (изменение давления на забое скважины при фиксированных устьевых давлениях с учётом характеристики пласта и флюида).

Рисунок 2.5. Зависимость минимальных забойных давлений фонтанирования от давления на устье по горизонту Ю-III

Рисунок 2.6. Согласование работы пласта и подъёмника (НКТ 73 мм)

Расчёт характеристических кривых проведён по общеизвестной методике, с использованием корреляционных коэффициентов для адаптации её к условиям эксплуатации месторождения.

На рисунке 2.6, приведён график согласования работы пласта и подъёмника диаметром 73 мм для устьевого давления, определённого по условию фонтанирования. На графике характеристическая кривая пересекаются с индикаторной линией (кривой притока) в точке определяющей забойное давление и дебит при соответствующих значениях устьевого давления (режим работы скважины). Для расчёта кривой притока приняты значения проектного коэффициента продуктивности скважин при текущем пластовом давлении - 18 МПа. Как видно из графика, согласование работы пласта и подъёмника для проектных средних дебитов скважин (2011 и 2012 годы) осуществляется при забойном давлений 16.8 МПа и устьевом давлении 2.15 МПа. С увеличением обводненности минимальные забойные давления фонтанирования в скважинах соответственно будут увеличиваться. Режим работы скважин устанавливается устьевым давлением с использованием штуцеров. Как видно из графика, фонтанный подъёмник диаметром 73 мм обеспечивает планируемые дебиты при работе на оптимальных режимах.

Устьевое и внутрискважинное оборудование фонтанных скважин.

Технологическим условиям эксплуатации месторождения Акшабулак Восточный соответствует существующая фонтанная арматура CAMERON по классификации АНИ или соответствующая ей по ГОСТ 13846-84, фонтанная арматура АФК-3-65-210 на рабочее давление 21 МПа (3000 PSI), с проходным диаметром стволовой части ёлки 65 мм и проходным диаметром боковых отводов 65 мм, с ручным способом управления запорными устройствами (задвижками). Ствол фонтанной ёлки должен быть оборудован двумя запорными устройствами. Боковые отводы арматуры оборудованы запорными устройствами и регулируемыми штуцерами. Подвеска НКТ осуществляется на резьбе переводника трубной головки. Компоновка устья скважины должна включать также систему нагнетания для ввода ингибитора парафиноотложений на выход фонтанного клапана, чтобы избежать затвердевания парафиновых осадков в выкидных линиях, особенно в зимнее время.

Компоновке фонтанного лифта соответствуют применяемые НКТ диаметром 73 мм с толщиной стенок 5.5 мм и спуском до интервала перфорации. На месторождении целесообразно применять трубы с высаженными наружу концами, марки К (исполнение А ГОСТ 633-80) или J-55 (стандарт 5А АНИ) из нелегированных или низколегированных сталей. Выбор одноступенчатой компоновки лифтовой колонны и её размер основаны на том, что они обеспечивают:

·   максимальную отдачу скважины;

·   успешное проведение необходимых геофизических исследований;

·   возможность проведения при необходимости прямых и обратных промывок с использованием гибких труб, без проведения подземного ремонта без подъёма НКТ.

Глубина спуска насосно-компрессорных труб до интервала перфорации для скважины обусловлена необходимостью сохранения скорости потока с выносом с забоя жидкости.

Башмак колонны оборудуется воронкой или крестовиной для посадки измерительных приборов при исследовании и инструмента при подземном ремонте.

Обоснование выбора механизированного способа добычи.

С начала и до конца Технологической схемы разработки месторождения Акшабулак Восточный предусмотрена эксплуатация скважин механизированным способом. При прекращении фонтанирования скважины, или в случае не получения фонтанного притока, или нерентабельности этого способа, рекомендуется применить механизированный способ добычи с использованием погружных электроцентробежных насосов (ПЦЭН). Эти установки для скважин являются наиболее рациональными и экономически выгодными, так же значения проектных дебитов лежат в области применения данных насосов.

Электроценробежные насосы выпускаются многими фирмами и являются в последнее время прогрессивным способом для механизированной добычи нефти. Все ПЦЭН имеют широкие рабочие диапазоны, например, фирма РСМ/MOINEAU предлагает насос с большим диапазоном производительности от 10 м³/сут до 1500 м³/сут при максимальном числе оборотов 1500 об/мин и напоре от 300 до 2500 метров. Насосы могут использоваться в агрессивной среде, в скважинах с высокой водной фракцией (до 90%), с большим содержанием солей (до 180000 ррм), с содержанием 12% СО₂ + 3% в газе. Выбор насоса производят по развиваемому напору с учётом статического уровня, депрессии, напора теряемого на трение и сопротивление при движении жидкости и с учётом давления в системе сбора. Электроценробежные насосы по своей специфике (глубине спуска, допустимым физико-химическим свойствам перекачиваемого флюида и др.) соответствуют условиям эксплуатации скважин месторождения. Особыми преимуществами электроцентробежных насосов являются:

· небольшие капиталовложения по сравнению с СШНУ и другими традиционными системами (капитальные расходы 50-25% расходов на обычные насосы), согласно размеру, в силу простоты конструкции и незначительности размера приводной головки;

·        насос эффективный, так как производственные расходы при его эксплуатации значительно меньше. Практика применения этих насосов показывает, что энергии экономится 60-70% относительно обычных установок.

·        стоимость установки минимальная: система в целом может устанавливаться и обслуживаться бригадой скважины;

·        в скважине работает только одна вращающаяся деталь, и как следствие малый износ и малый объём работ по техническому обслуживанию;

·        постоянные напряжения в трубах при минимальных их колебаниях уменьшают риск усталостных разрывов и обрыва штанг;

·        возможность выбора эффективного эластомерного материала с учётом свойств добываемой жидкости с выполнением тестов на сопоставимость;

·        песок нагнетается очень эффективно благодаря эластичности материала статора и механизму нагнетания (допускается работа насоса с большим содержанием мехпримесей);

·        отлично приспособлены для откачки средней, тяжёлой и абразивной нефти, а также эффективны в наклонных и горизонтальных скважинах;

·        непрерывная подача упрощает методику проведения измерений и контроля.

Выбор модели электроценробежного насоса основывается на условиях эксплуатации месторождения (кривизны скважин, наличия газа, мехпримесей, углекислого газа и др). Первоначально, выбранная модель электроцентробежного насоса должна обеспечивать расчётный дебит с использованием приводной системы, отвечающей необходимым требованиям по высоте подъёма жидкости, крутящему моменту, нагрузке и скорости. Регулировка скорости для вывода системы на заданный режим и достижения её стабильной работы должна проводиться по каждой скважине отдельно, с контролем параметров уровня жидкости, противодавления уровня потока и дебита. Выбор типа насоса, эластомера, штанг и другого оборудования для комплектации УЭЦН проводится согласно представленной недропользователем характеристики месторождения и технологических параметров работы скважин.

Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (комплектного устройства). Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети дооптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле. Станция управления обеспечивает управление работой насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах.

2.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Парафиноотложения. При эксплуатации месторождения Восточный Акшабулак вероятны осложнения связанные со специфической особенностью нефти, это содержание в ней твёрдых углеводородов - парафина -13.71%, смол - 8.7%, асфальтенов - 0.97%. [1]

В процессе добычи, при изменении режима работы скважин, могут возникнуть предпосылки к образованию отложений в промысловом оборудовании.

По мере продвижения добываемой продукции от забоя к устью меняются термобарические условия. Происходящие процессы уменьшают растворяющую способность нефти по отношению к тяжёлым фракциям, как парафин и смолы, которые выделяются в виде кристаллов, образуя твёрдую фазу. Следовательно, есть вероятность выпадения парафина в стволе скважины. Поэтому, при возникновении проблем свидетельствующие о парафинизации подземного оборудования предлагается использование методов борьбы с АСПО, которые позволят решить вопросы направленные как на предупреждение образования, так и на удаление уже образовавшихся отложений.

Наличие отложений подтвердилось в процессе эксплуатации скважины 2. В октябре 2008г. на ней обнаружены отложения.

В настоящее время эксплуатация добывающих скважин на месторождении ведётся без осложнении, связанных с парафинизацией нефтепромыслового оборудования.

Для предупреждения образования АСПО необходимо предусмотреть ингибирование продукции скважин химическими реагентами.

Ингибитор парафиноотложений, обладая поверхностно-активными свойствами, влияет на начало кристаллизации, стабилизирует кристаллическую фазу и предупреждает осаждение асфальто-смоло-парафиновых веществ на поверхности, имеющей центры кристаллизации. В процессе добычи нефти под действием ингибитора происходит не только формирование мелкодисперсной суспензии АСПО, но и ингибирование внутренней поверхности оборудования. Применение химических реагентов предусматривает непрерывную подачу ингибитора дозировочными насосами. Выбор наиболее эффективного и экономически выгодного ингибитора парафиноотложений и технология их закачки проводится на основе проведения лабораторных исследовании.

В случае выявления скважин осложнённых АСПО, удаление их проводить:

а) тепловым методом - основанным на расплавлении асфальто-смоло-парафиных отложений горячей нефтью (90-120⁰С);

б) обработка НКТ углеводородными растворителями - дизтопливо, газовый конденсат, газовый бензин. Механизм действия удалителей заключается в растворении АСПО и способности проникновения их в кристаллическую структуру. Вследствие этого отложения становятся рыхлыми, подвижными, легко диспергируются и омываются со стенок оборудования;

в) механическим методом - удаление АСПО при помощи скребков. Действие скребка состоит в периодическом перемещении по длине колонны штанг и срезами АСПО со стенок насосно-компрессорных труб по мере их осаждения.

Обводнённость

Одной их основных проблем при эксплуатации добывающих скважин месторождения Акшабулак Восточный является рост обводнённости продукции скважин.

Учитывая, что разработка месторождения в настоящее время ведётся на естественном режиме, в результате прослеживается незначительное снижение пластового давления, что подтверждает высокую активность законтурных вод. По выбранному варианту разработки, с 2013 года, начинается закачка воды в системе поддержания пластового давления, что приведёт к постепенному обводнению добывающих скважин и уже с 2015 года обводнённость продукции превысит 60 % (раздел 4.2).

Следовательно, проблема снижения обводнённости на сегодняшний остаётся острой и требует неотлагательных мер.

Отсутствие работ по борьбе с водопроявлениями приведёт не только к дальнейшему росту обводнённости скважин, но и соответственно к определённым трудностям при добыче нефти.

Подтверждением служит следующее, введённая в эксплуатацию скважина 2 в течение короткого времени достигла обводнённости с нуля до14 %, за счёт подтягивания подошвенных вод. В связи с чем, скважину останавливают для устранения водопритока, с установкой цементного моста с использованием биополимерного раствора. Скважина, поработав незначительное время, обводняется до 40 %, после чего её переводят в наблюдательный фонд.

Учитывая дальнейший рост обводнённости продукции, необходимо предусмотреть комплекс мероприятий, направленных на снижение обводнённости добывающих скважин, включая изоляцию водопритока.

Комплекс мероприятий включает:

проведение геофизических исследований скважин с целью определения интервалов обводнения, а также характера поступающей жидкости;

применительно к условиям месторождения подобрать водоизолирующие составы для изоляции водопритоков и выравнивания профиля приёмистости и определить технологию проведения изоляционных работ.

Рекомендации:

. Провести работы по определению температуры насыщения нефти парафином (при отборе глубинных проб нефти).

. При появлении осложнений при добыче нефти связанных с отложениями парафинов провести исследования по выбору способов их предупреждения и удаления.

. Учитывая постепенный рост обводнённости (>60 % с 2010 г.) провести комплексные исследования по подбору изолирующих составов и разработке технологии их применения

Мероприятия по предупреждению и борьбе с коррозией при эксплуатации скважин, в системах сбора и транспортирования

Прогноз коррозионной ситуации и факторы коррозионной угрозы. Характер и уровень интенсивности коррозии в скважинах на период разработки месторождения

Прогноз коррозионной ситуации на период разработки месторождения основывается на проектных решениях, предусматривающих при всех вариантах разработку месторождения с поддержанием пластового давления. Гидрогеологические условия характеризуются упруговодонапорным режимом. Законтурные воды высокой энергетической активности обеспечивают на текущий момент более 70% компенсации отбора. Предполагается использовать воды альбсеноманского комплекса меловых отложений, а также пластово-сточные воды, представляющие собой рассолы хлоридно-кальциевого типа высокой минерализации и коррозионной активности.

Объект также характеризуется большим разрывом между давлением насыщения пластовой нефти газом и пластовым давлением. Это позволит вести эксплуатацию горизонта Ю-III при забойных давлениях выше давления насыщения длительное время, совместимое с выработкой извлекаемого запаса. Этот фактор является благоприятным также в оценке коррозионной ситуации вследствие отсутствия дестабилизирующего фактора - разгазирования флюида с последствиями, сопутствующими сепарации нефти в стволе скважины и осложняющими отбор продукции - воздействие газа на насосное оборудование, конденсация влаги на забое и др.

Кроме вышеприведенных технологических и термодинамических факторов коррозионная ситуация обусловливается качественным составом и количественным содержанием коррозионно-активных компонентов флюида и технологических вод - агента нагнетания при ППД.

Наблюдаемые ранее парциальные давления сероводорода [2] при его максимальном содержании (фиксировалось и отсутствие сероводорода в пробах газа) и соответствующем давлении насыщения превышали пороговое содержание для безопасного уровня коррозии в сотни раз (скв.2). Следует отметить, что при превышении порогового значения сероводорода для коррозионного растрескивания, его абсолютное содержание не влияет на уровень коррозионной угрозы.

Присутствие кислорода неоднократно наблюдалось в составе газа из проб, проанализированных в течение предшествующего периода разработки (по результатам исследований, ранее выполненных по скважине №2 ОМП п. Тогус). Наличие кислорода в растворенном в нефти газе является угрожающим коррозионным фактором.

В компонентном составе газа, который принят для расчета показателей в источнике [1], содержание коррозионно-активного компонента (расчетные парциальные давления углекислого газа) при наблюдаемых и принятых компонентном составе и давлении насыщения характеризует угрозу углекислотной коррозии как маловероятную или находится в пределах допустимого уровня коррозии. В принятом составе кислород не определялся, сероводород отсутствует.

Результаты физико-химических анализов проб нефти и газа, выполненные организацией ОМП, Тогус признаны непрезентативными, более представительными приняты результаты компании PENCOR Int. LTD, поэтому принятый состав флюида [1] определяет прогноз коррозионной ситуации как благоприятный на текущей и последующих стадиях разработки вплоть до этапа обводнения продукции с инверсией фаз.

При разработке месторождения на естественном упруговодонапорном режиме (текущий этап) и вытеснением водой коррозионные процессы в нефтяных скважинах носят преимущественно электрохимический характер из-за присутствия в продукции скважин минерализованных пластовых вод; при этом интенсивность процессов зависит от темпов обводнения, степени агрессивности и соотношения углеводородной и водной фаз, и технологических параметров добычи.

Для минерализованной пластовой воды уровень коррозии будет зависеть от состава и содержания коррозионных компонентов: хлорид-, карбонат-, и сульфат- ионов. Содержание хлоридов превышает пороговое значение в сотни раз (высокая коррозионная активность соответствует значениям хлор-иона свыше пороговых в 50 мг/л в интервале значений рН 4.5-8.5) [15]. По компонентному составу и степени воздействия пластовые воды юрских продуктивных горизонтов характеризуются как сильноагрессивные среды [15], вызывающие общую и локальную виды коррозии.

Слабосцементированные коллекторы продуктивных горизонтов потенциально могут привести к пескопроявлениям (хотя в период исследований и испытаний скважин таких явлений замечено не было). По результатам геофизических исследований скважины 33 отмечается, что максимально работающий интервал (1999.4-2000.10м) приходится на песчанистый коллектор. Коррозионная эрозия как вид коррозии может наблюдаться при наличии песка в составе флюида. Гидроабразивное воздействие потока, содержащего высокоабразивный механический компонент, наблюдается при скоростях движения жидкости в подъемных трубах свыше 0,5м/с и имеет место в скважинах, эксплуатирующихся фонтанным способом и при добыче нефти электроцентробежными насосами. Линейная скорость потока при отборе из скважин на текущий момент составляет 0,11-0,423 м/с (определена по расходной скорости потока из данных суточных рапортов по скв.2 за 2008 и 2009 г.г.). Уровень коррозионной (механической) эрозии будет минимальным, однако может быть достаточным для инициирования электрохимической коррозии.

Коррозионный вклад водной фазовой компоненты флюида является определяющим, и значителен ввиду большого содержания воды и ее высокой активности. О характере и темпе обводнения говорит факт ранней обводненности продукции скважин, введенных в эксплуатацию из бурения (по предоставленной промысловой информации за январь - май месяцы 2004 года содержание воды в нефти изменяется в пределах от 0,057 до 20%). Скважина 2 по причине интенсивного обводнения выведена из добывающего фонда.

Водонефтяные эмульсии парафинистой нефти (таковой является нефть месторождения) в пределах средней обводненности продукции должны быть устойчивы (стабильность эмульсии обусловливается содержанием асфальтосмолистых соединений); к тому же отбор флюида осуществляется при давлениях не ниже текущих давлений насыщения), поэтому период антикоррозионного режима эксплуатации скважин может быть совместим со сроком ПЭ.

Противокоррозионные мероприятия и методы защиты от коррозии

Технологические методы защиты от коррозии скважин.

На данном и последующих этапах разработки месторождения с учетом состава флюида, технологических параметров эксплуатации, режима работы залежи уровень коррозионных рисков будет определяться составом и содержанием пластово-сточных и технологических вод, механическими факторами, обусловленными способом добычи.

На текущий момент темп обводнения вводимых в эксплуатацию из бурения скважин может быть снижен или предотвращен известными способами, что снизит (до отсутствия) уровень коррозионного риска, обусловленного составом пластовых вод, характеризующихся как сильноагрессивные среды.

Успешность технологий по изоляции водопроявлений предотвращает преждевременное обводнение скважин. Последние меры позволяют на более позднем сроке эксплуатации скважины перейти к химическому ингибированию коррозии, эффективность которого проявляется при неоднократном, чаще всего, при постоянном применении, что является дорогостоящим мероприятием.

Одним из осложнений, отрицательно влияющих на стабильную работу объектов, является большое содержание песка в скважинной продукции. Эрозионные (механические) процессы, вызываемые выносом механических примесей (песка), при наличии агрессивной среды рассматриваются как фактор, стимулирующий коррозионный износ (эрозионная коррозия) оборудования скважин и трубопроводных коммуникаций системы сбора продукции и нагнетательной сети ППД. Кроме того, химическое ингибирование будет неэффективным при наличие выноса песка.

Для обеспечения надежной эксплуатации месторождения на срок разработки рекомендуется применение технологических и специальных методов защиты от коррозии.

Технологические методы защиты от коррозии представляют собой комплекс мероприятий, включающий применение герметизированных систем сбора и сепарации, транспортирования нефти и нефтяного газа; эксплуатацию трубопроводов систем сбора, транспортирующих обводненную нефть со скоростями выше критических, при которых не происходит выделения водной фазы в виде водных скоплений или подвижного слоя и др.

Общим требованиям по защите скважин будет отвечать применение технологических мероприятий, основными из которых являются:

·              герметизация заколонного пространства качественным цементажем;

·              герметизация резьбовых соединений насосно-компрессорных труб;

·              установка пакеров с заполнением межтрубного пространства ингибированной или коррозионно-неактивной жидкостью, в частности, углеводородной (нефтью, дизтопливом и др.);

·              защита скважин от пескопроявлений. Предупреждение поступления песка из пласта в скважину производится установкой специальных фильтров на забое, на приеме насосов; сепарацией песка у приема насоса при помощи специальных защитных приспособлений (песочных сепараторов), или креплением песков на забое различными методами.

Указанные меры являются технологическими, т.е. их применение связано с производством операций, требующих остановки процесса или, обычно, эти меры предпринимаются с этапа компоновки скважин и ввода их в эксплуатацию. Для скважин нагнетательного фонда с начала осуществления заводнения наряду с общими технологическими мерами защиты необходимо применение специальных методов.

Выбор материала для скважинных колонных труб должен производиться с учетом агрессивности рабочих сред, прилагаемых механических нагрузок и эксплуатационных параметров добычи. Компоновка существующих добывающих скважин выполнена из стали группы прочности J-55 по классификации А. Р. I. Это - углеродистые стали, обладающие удовлетворительной стойкостью к коррозионному растрескиванию, но уязвимые к общей коррозии.

Специальные методы защиты от коррозии скважин.

Применение специального метода по защите от коррозии - химического ингибирования - рекомендуется на стадии обводнения продукции скважин, обусловленного напором краевых вод или процессом заводнения.

В качестве закачиваемого рабочего агента предполагается использование сточной воды в смеси с водой из водозаборных скважин. Вода альбсеноманского комплекса является высокоминерализованным рассолом, уровень коррозионной активности которой очень высок.

При реализации варианта поддержания пластового давления закачкой воды применение химического ингибирования наряду с общепринятой подготовкой воды является необходимой мерой защиты от коррозии оборудования нагнетательных скважин и напорной сети.

Нагнетательные скважины отличаются значительной осложненностью эксплуатации, что предусматривает высокие требования к контролю, в частности, коррозионному и сохранности фонда. Надежность эксплуатации нагнетательных скважин зависит от свойств и состава нагнетаемой воды, состояния призабойной зоны пласта, эксплуатационной колонны, заколонного цементного кольца и состояния скважинного оборудования. Наиболее уязвимой частью нагнетательной скважины является обсадная колонна, которая подвержена воздействию нагнетаемой воды, пластовых флюидов, а также горных пород и эксплуатационного оборудования. Коррозия колонн нагнетательных скважин может быть предотвращена различными методами, включающими применение труб с защитным покрытием. В целях исключения контакта с обсадной колонной нагнетание воды в пласт должно осуществляться только через спущенные в скважину НКТ, а затрубное пространство заполняется противокоррозионной жидкостью, при наличии высоких давлений обсадная колонна должна быть защищена пакером.

Для системы ППД применение ингибирования коррозии по ряду причин особенно эффективно. Ингибиторы могут быть поданы в агрессивную среду в любом желаемом месте функционирующей системы без существенного изменения технологического процесса добычи. Их можно применять на более поздней стадии разработки месторождения (когда возрастает обводненность добываемой нефти), что является экономически выгодным. Кроме того, применение ингибиторов коррозии в системе напорной сети позволит одновременно осуществить и защиту оборудования добывающих скважин и системы сбора продукции скважин.

Целесообразно начать применять химическое ингибирование коррозии с момента начала расширения сети напорных коммуникаций. Ввод ингибиторов коррозии рекомендуется производить на БКНС, где производится подготовка воды.

При химическом ингибировании обязателен тщательный подбор ингибиторов с учетом их совместимости с технологическими процессами подготовки и переработки продукции, при осуществлении которых применяются химические реагенты различного класса. Необходимо проведение предварительных испытаний ингибиторов в промысловых условиях с целью определения эффективности защиты и соответствия эксплуатационным и технологическим требованиям.

В настоящее время ассортимент предлагаемых ингибиторов обеспечивает большой выбор реагентов для различных условий эксплуатации.

К конструкции и оборудованию водозаборных скважин предъявляются специальные требования. При эксплуатации водозаборных скважин могут возникнуть осложнения, связанные с выносом песка и образованием песчаных пробок. Высокая агрессивность добываемой воды и выносимый песок могут инициировать процессы коррозионной эрозии обсадных и НКТ колонн, насосного оборудования, поэтому при использовании углеродистой стали для компоновки водозаборных скважин необходимо предусмотреть способы удаления песка из воды, например с помощью фильтровых колонн. Другой способ защиты оборудования водяных скважин - спуск колонн (хвостовика) из коррозионно-стойких материалов или с защитными покрытиями. Целесообразность усиленной защиты оборудования водозаборных скважин должна быть экономически обоснована.

Надежность эксплуатации оборудования обеспечивает своевременное применение мероприятий по защите от коррозии. Необходимо предусмотреть организацию коррозионного мониторинга - наблюдение за скоростью коррозии всех видов, контроль эффективности применяемых методов защиты.

.2.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

Система внутрипромыслового сбора и подготовки добываемой продукции месторождения предназначена для сбора, поскважинного замера и промыслового транспорта добываемой продукции к объекту подготовки для доведения промыслового потока нефти до товарной кондиции и сдачи потребителю.

При выборе технологии внутрипромыслового сбора и транспорта необходимо учитывать следующие позиции:

· устьевые давления;

· газосодержание добываемой продукции;

· реологические характеристики добываемой продукции;

· схема расположения проектных добывающих скважин;

· ожидаемые дебиты нефти и газа;

· прогнозируемый уровень обводненности;

· наличие близлежащих существующих объектов подготовки нефти

Система внутрипромыслового сбора и транспорта должна удовлетворять следующим требованиям:

· обеспечить герметичность сбора добываемой продукции

· обеспечить точный замер дебита продукции каждой скважины

· обеспечить учет промысловой продукции месторождения в целом

· обеспечить учет объемов попутного газа, потребляемого на собственные нужды

· обеспечить надежность в эксплуатации всех технологических звеньев

· обеспечить автоматизацию всех технологических процессов

· обеспечить минимальные технологические потери нефти и газа

Действующая система внутрипромыслового сбора и промыслового транспорта добываемой продукции

В настоящее время на месторождении Восточный Акшабулак обустроено 6 нефтяных скважин: две эксплуатируется фонтанным способом, три - механизированным и одна - наблюдательная.

Система сбора и подготовки на месторождении отсутствует.

Продукция добывающих скважин сепарируется в сепараторе, установленном непосредственно на устье скважин. Замер нефти и газа осуществляется замерными устройствами. Нефть со скважин вывозится индивидуальным автотранспортом на ЦППН месторождения Акшабулак Центральный. Для снижения температуры застывания и вязкости в нефть подается депрессатор. Газ сжигается на факеле.

Для определения оптимального пути развития месторождения в рамках данной Технологической схемы рассматривается несколько вариантов разработки, различающихся методом воздействия на пласт (естественный режим, вытеснение водой).

Для реализации вариантов разработки, учитывая наличие ЦППН на соседнем месторождении Акшабулак Центральный, возможны два варианта организации системы сбора.

вариант - вариант с организацией первой ступени сепарации и раздельным транспортом нефти и газа до близлежащего ЦППН.

вариант - вариант совместного транспорта промысловой газожидкостной смеси до близлежащего ЦППН для дальнейшей индивидуальной подготовки.

В первом случае необходимо обустройство устья запроектированных скважин, системы сбора добываемой продукции, включающей в себя групповую замерную установку (ГЗУ) и систему индивидуальных выкидных линий, для подключения к ней скважин. Технология ГЗУ аналогична ГЗУ на месторождении Кумколь и включает в себя замерную установку типа "Спутник", сепаратор первой ступени, буферную емкость, печь подогрева нефти, насосную для откачки дегазированной нефти на объект подготовки, факел высокого давления с конденсатосборником, дренажную систему.

Решение вопроса целесообразности организации системы подготовки нефти с доведением до товарной кондиции непосредственно на месторождении может быть отложено до следующего этапа развития месторождения в связи с близостью действующей установки. Транспорт нефти в этом случае можно осуществлять автовывозом на первом этапе эксплуатации, с последующей прокладкой нефтепровода до объекта подготовки.

В отношении вопроса использования попутного газа следует отметить, что учитывая технологические показатели разработки по вариантам газ в частично будет использован в качестве топлива в печах подогрева нефти на ГЗУ, остальной газ подлежит утилизации.

Во втором варианте в качестве объекта сбора обустраивается ДНС с мультифазным насосом для совместного трубопроводного транспорта газожидкостной смеси до ЦППН месторождения Акшабулак Центральный. Для приема продукции месторождению Акшабулак Центральный на существующей ЦППН потребуется установка дополнительной площадки сепаратора первой ступени.

Технология ДНС аналогична ДНС на месторождении Кумколь контрактной территории ЗАО Тургай-Петролеум и включает в себя замерную установку типа "Спутник", мультифазный насос, дренажную систему. Данная технология обеспечивает минимальное количество объектов непосредственно на месторождении, малые эксплуатационные затраты на обслуживание, минимальные технологические потери нефти и газа. Весь объем попутного газа при этом будет утилизирован совместно с попутным газом соседних месторождений "Казгермунай".

Производственные мощности всех объектов промысла и технологических установок должны соответствовать максимальным технологическим показателям разработки рассматриваемого периода.

.3 Специальная часть

.3.1 Краткий обзор по теме дипломного проекта

На сегодняшний день, добывающие скважины, относящиеся к механизированному фонду скважин, эксплуатируются штанговыми глубинными насосами и погружными электроцентробежными насосами. Следовательно, основные перспективы механизированной добычи связаны с СШНУ и ПЦЭН (приложения Б). Показатели эксплуатации скважин. В качестве альтернативы будут рассмотрены винтовые штанговые насосы, ранее опробованные на месторождении и не нашедшие широкого применения из-за низкой эксплуатационной надежности. Возможность применения винтовых штанговых насосов обусловлена наличием огромного количества компаний, предлагающих насосы различных модификаций, удовлетворяющих условиям данного месторождения[7].

Анализ, проведенный в подпункте 3.4, показал, что во всех скважинах текущие пластовые давления по сравнению с начальными пластовыми давлениями существенно снижены, скважины характеризуются невысокими коэффициентами продуктивности. Для обеспечения необходимых дебитов жидкости необходимо поддерживать средние динамические уровни на глубине 850 - 1150 м. Нефти продуктивных горизонтов характеризуются высоким газосодержанием, следовательно, для уменьшения вредного влияния газа необходимо спускать насосы на большую глубину (1050 - 1450 м), чтобы погружение под приведенный динамический уровень составляло 200 - 300 м. Скважины, оборудованные ПЦЭН, наиболее подвержены вредному влиянию газа, поэтому в силу конструктивных особенностей, целесообразно будет спускать насосы на глубину 1800 - 2000 м. В скважинах, оборудованных СШНУ с увеличением высоты подъема, и как следствие глубины спуска насосов, уменьшается эксплуатационная надежность, поэтому рационально будет ограничиться максимальной глубиной спуска - 1450 м. Увеличение пластового давления за счет закачки и улучшение коллекторских свойств пород после проведения интенсификации притока (ГРП и др.) будет способствовать подъему средних динамических уровней и как следствие уменьшению глубины спуска насосов.

Эффективность эксплуатации скважин установками ЭЦН можно повысить во всех скважинах путём оптимизации подбора оборудования, контроля состояния оборудования после подъёма его из скважин с целью сокращения затрат на ремонт, в скважинах с газопроявлениями - использованием секционных насосов, газосепараторов, диспергаторов, преобразователей частоты тока, в скважинах с коррозионноактивной жидкостью - использованием кабеля специальной конструкции, ингибиторов коррозии, материалов из пластмасс и коррозионностойкой стали, в скважинах с неустойчивыми дебитами - использованием преобразователей частоты тока, в наклонных и горизонтальных скважинах - использованием кабеля специальной конструкции, металлических протекторов, контролем за спуском установок в скважины.

Сочетание нескольких способов подъёма жидкости в одной скважине позволило создать лучшие условия для увеличения производительности скважин по сравнению с использованием только одного способа. Используя ЭЦН вместе с газлифтом непрерывного действия в отдельных скважинах, можно применять ЭЦН меньшего типо-размера и обеспечить отбор нефти из скважин в тех случаях, когда ЭЦН работать не будет. Газлифт в данной комбинированной установке может быть использован в качестве резервного способа подъёма жидкости на случай выхода из строя ЭЦН или одновременно с ЭЦН.  При использовании установок ЭЦН в скважинах с высоким газовым фактором газ с помощью газосепаратора отделяют от жидкости и направляют, минуя насос, в кольцевое пространство. Энергию отделённого газа можно использовать, если направить его в струйный насос, который тем самым сообщит поднимаемой из скважин жидкости дополнительную энергию. Успешные испытания таких систем были проведены в США в Техасе.

2.3.2 Расчет по теме дипломного проекта      

Подбор УЭЦН

Исходные данные для выбора оборудования УЭЦН для скважины №34

Д _экспл = 168 мм;

Н _скв = 2035 м;

Н _ст = 1060 м;

К = 25,7м³/сут;

Q = 38т/сут;

ν = 0,1 см²/с;

G_ф = 36,7 м³/м³;

ρ_ж =771 кг/м³;

Обводненность = 42%;

Р_пл. = 18,9МПа;

Р_у = 0,2 МПа;

Толщ. ст. экспл. кол. = 9 мм;

Расстояние от устья до ГЗУ = ℓ = 35 м.

Решение:

. Пропускная способность НКТ связана с КПД труб. КПД НКТ следует брать не ниже 0,94, т.к. КПД труб измеряется от 0,92 до 0,99 в зависимости от диаметра и длины труб. Для определения диаметра труб пользуемся кривыми потерь напора в трубах разного диаметра. Из него видно, что при η_тр = 0,94 пропускная способность 73 мм труб равна 450 м³/сут, что обеспечит для данной скважины запланированный отбор Q = 38 м³/сут. => м/о принять трубы с диаметром d = 73 мм[9].

2. Определение необходимого напора ЭЦН.

Необходимый напор определяется из уравнения (1) условной характеристики скважины[10]:

Н_с = h_ст + ∆h + h_тр + h_г + h_с, (1)

где h_ст = 1060 м;

 (2)

_тр - потери напора за счет трения и местных сопротивлений при движении жидкости в трубах от насоса до сепаратора;

h_г - разность геодезических отметок устья скважины и сепаратора;

h_с - избыточный напор в сепараторе.

h_q = h_ст + h = 1060 +14,8 = 1074,8 м, (3)

где h_q - динамический уровень м.

Определим потери напора на трение и местные сопротивления:

, (4)

где λ - коэффициент гидравлического сопротивления;

d - внутренний диаметр НКТ, мм.

Коэффициент определяется в зависимости от числа Рейнольдса и относительной гладкости труб К_s;

 (5)

где d - внутр. Диаметр НКТ равной 0,073 м;

ν - кинематическая вязкость м²/сек.

Относительная гладкость труб определяется по формуле (8):

 (6)

где  - шероховатость стенок труб, мм.

Для насосных труб, не загрязненных отложениями солей и парафина, значение  принимают равным 0,1 мм[10].

По полученным значениям R_e и K_s находим по графику значение[11]

Для определения необходимо найти общую глубину спуска насоса L, которая равна

 = h_q + h=1074,8 +50=1124,8, (7)

где h=50м - глубина погружения насоса под динамический уровень, которая зависит от газового фактора и определяется приближенным расчетом.

Теперь определим потери напора на трение и местные сопротивления:

 (8)

Необходимый напор насоса определим по формуле:

Н_с = h_ст + ∆h + h_тр + h_г + h_с = 1060+14,8+209,4+2,5+10=1296,7м.

3. Подбор насоса:

Насос подбирают в соответствии с характеристикой скважины, ее дебитом, необходимым напором и диаметром эксплуатационной колонны на основании характеристики ЭЦН. Для получения дебита Q = 39,8 м³/сут и напора = 1301,2 м.ст.ж. наиболее подходит насос УЭЦН 5-40-1400, с числами ступеней =299.

Число ступеней, которое надо снять с насоса для получения необходимого напора, определим по формуле:

, (9)

где  - число ступеней насоса

Следовательно, насос УЭЦН - 5 - 40 - 1400 должен иметь 299 - 21 = 268 ступени. Вместо внятых ступеней внутри корпуса насоса устанавливаются приставки. В случае необходимости избавиться от вредного влияния газа, вместо нескольких ступеней, устанавливают газосепараторы и газодиспергаторы [10].

. Выбор кабеля:

Исходя из технической характеристики УЭЦН 5 - 40 - 1400 эл/дв. берем ПЭД 20-103. Кабель выбираем КРБК 3х16, трехжильный круглый с площадью сечения 165 мм² и d-м = 13,1 мм. На длине насоса и протектора (около 7 м) берем плоский кабель КрБП 3х10 с площадью сечения 10 мм² и толщиной 12,2 мм. От сечения и длины кабеля зависят потери электроэнергии в них и КПД установки. Потери в кабеле КрБК 3х16 длиной 100 м определим по формуле:

, (10)

где I - сила тока в статоре э/двигателя ПЭД 20-103 и равна I = 29 А.

R - сопротивление кабеля.

Р - потери энергии в кабеле, кВт

Сопротивление кабеля длиной 100 м определим по формуле:

, (11)

где  - удельное сопротивление кабеля при Т_к, Ом∙мм²/м²,

q - площадь сечения жилы кабеля 16 мм².

Удельное сопротивление кабеля при Т_к = 313 К, q = 16 мм²

 (12)

где  = 0,0175 Ом∙мм²/м. - удельное сопротивление меди при Т = 293 К; = 0,004 - температурный коэффициент для меди. =>, R определяется по формуле:

 (13)

Потери э/э в кабеле определим по формуле:

 (14)

Общая длина кабеля равна сумме глубины спуска насоса L = 1125 м и расстояния от скважины до СУ (10 м).

Примем с запасом на увеличение погружения насоса длину кабеля 1225 м. В этом кабеле с q = 16 мм² потери составляют:

 (15)

Плоский кабель длиной 6,5 м для уменьшения основного диаметра агрегата берем на один размер меньше круглого, т.е. с площадью сечения 10 мм².

. Выбор двигателя:

Мощность э/двигателя, необходимо для работы насоса, определим по формуле:

 (16)

где  = 0,5 - КПД насоса

При потере 3,315кВт мощности в кабеле потребная мощность двигателя составит:

 (17)

На основании расчетов принимаем э/двигатель ПЭД 20-103, мощностью 20 кВт, диаметром 103 мм.

. Определение основного диаметра агрегата.

Наружный диаметр двигателя, насоса и подъемных труб выбирается с учетом размещения их вместе с кабелем в эксплуатационной колонне данного диаметра. Зная глубину спуска, искривленность скважины и состояние эксплуатационной колонны, выбираем допустимый зазор между агрегатом и колонной. От зазора зависят основные размеры насоса и двигателя. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата диаметральный зазор для скважины с диаметром колонны 168 мм принимаем 5 - 10 мм. Наибольший основной размер погружного агрегата равен разности между внутренним диаметром колонны и допустимым зазором.

Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля определим:

, (18)

где  - наружный диаметр э/двигателя

 - наружный диаметр насоса

 - толщина плоского кабеля

 - толщина хомута

 = 103 мм;  = 114 мм.

 = 12,2мм;

 = 1,0 мм.

Основной размер агрегата с учетом насосных труб и круглого кабеля, определим по формуле:

, (19)

где  = диаметр муфты равный 88,9 мм для 73 мм насосной трубы;

 - диаметр круглого кабеля = 13,1 мм.

Тогда по формуле находим:

т.к.   , то диаметра агрегата выбран правильно.

. Выбор автотрансформатора.

Автотрансформатор служит для повышения напряжения и компенсации падения напряжения в кабеле от СУ до э/двигателя. Для этого необходимо найти падение напряжения в кабеле, в В.

, (20)

где  - активное уд. Сопротивление кабеля Ом/км;

- индуктивное удельное сопротивление кабеля Ом/км (для кабеля КрБК 3х16 приблизительно = 0,1 Ом/км)

- коэффициент мощности установки

 - коэффициент мощности реактивный

=29 А;  = 1225 м = 1,225 км.

Активное уд. сопротивление определяется по формуле:

 (21)

 для ПЭД 20-103 равен 0,765

 = 0,64.

Потери напряжения в кабеле определим по формуле:

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора равно сумме напряжения электродвигателя 400 В и потерь напряжения в кабеле.

, (22)

где = напряжению э/двигателя В.

Для э/двигателя ПЭД 20-103; с напряжением 400В, требуется напряжение во вторичной обмотке трансформатора, с учетом потерь напряжения в кабеле, 460,87В. Этому требованию удовлетворяет автотрансформатор АТС3-20 с пределами регулирования напряжения во вторичном обмотке от 410 до 540 В.

. Выбор силовой установки

Для управления э/двигателем ПЭД 20-103 берем АТС3-20 (по таблице характеристики автотрансформаторов и трансформаторов ).

. Определение удельного расхода электроэнергии

Характерным энергетическим показателем работы электронасосной установки служит расход э/э на 1 т добытой жидкости.

Он определяется по формуле:

, (23)

где  - высота подачи жидкости (1074,8 м);

- общий КПД установки.

, (24)

где  - КПД труб = 0,94;

 - КПД насоса = 0,5;

 - КПД двигателя = 0,73;

 - КПД кабеля, зависит от сечения, длины, J, и t изменяется 0,7 до 0,95;

- КПД автотрансформатора = 0,96.

 = 0,94 х 0,5 х 0,73 х 0,83 х 0,96 = 0,273.

Удельный расход электроэнергии рассчитывается по (25) формуле:

 (25)

2.3.3 Расчет с использованием компьютерных программ

Расчет параметров УЭЦН с использованием компьютерной программы Microsoft Excel для скважины № 34 показано в приложении A.

3. Экономическая часть

3.1 Технико-экономические показатели разработки месторождения

Расчет экономической эффективности эксплуатации месторождения Акшабулак проведен для сравнения вариантов разработки и не может служить для оценки деятельности предприятия.

Попутный газ, добываемый на месторождении, используется для выработки электроэнергии и сжиженного газа для собственных нужд предприятия.

Все стоимостные показатели, применяемые в расчетах, приводятся в текущих ценах. С переводом национальной валюты тенге в доллары США для упрощения дальнейших расчетов. Инфляция не учитывалась, так как не оказывает влияние на конечные результаты.

В расчетах принято, что обеспечение необходимых объемов финансирования обустройства и разработки месторождения будет осуществляться:

1 За счет реинвестиции чистой прибыли учредителей;

2 За счет аккумулированных амортизационных отчислений на реновацию;

3 За счет средств учредителей (кредит или другой источник для выбора варианта не имеет значения).

Объемы капитальных вложений включают в себя:

- бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин, затраты на внутрискважинное оборудование;

нефтепромысловое обустройство, строительство вахтового поселка, базы промысла и нефтеперекачивающей станции;

внешне промысловые коммуникации.

Капитальные вложения предполагается осуществить в течении первых 9 лет эксплуатации месторождения. Срок вложения средств связан с поэтапным разбуриванием месторождения.

Капитальные вложения рассчитаны с учетом того, что большая часть оборудования, материалов и сооружений должна приобретаться за пределами Республики Казахстан. Предприятие также будет использовать оборудование, конструкции и особенно местные строительные материалы, изготовленные в Республике Казахстан, если они соответствуют по качеству мировым аналогам, а также могут быть приобретены своевременно и по конкурентоспособным ценам.

Сметная стоимость строительства определена на стадии технико-экономическое обоснование в ценах 1991г., сначала в национальной валюте тенге согласно письма Минстроя РК № АК-5-1-431 от 2.03.94г., с пересчетом в действующие цены по индексам Госкомстата РК (с прогнозной корректировкой на 1 января 1996г.). Для пересчета в действующие цены от базисных цен 1991г. приняты следующие коэффициенты: К смр=82; К обор=60; К прочих=30; К кап. влож.=78.

Стоимость единичных показателей объектов и сооружений рассчитана на основании стоимости объектов-аналогов с учетом коэффициентов на объем и территориальных коэффициентов изменения сметной стоимости СМР с пересчетом цен.

В расчете учтены затраты:

1 На временные здания и сооружения- 4.1%;

2.Прочие затраты определены согласно установленных норм в процентах от строительно - монтажных работ.

1 Прочие затраты, относящиеся к СМР -7.62%.

2 Прочие затраты относящиеся к прочим: -15% с учетом вахты.

3 Затраты на технадзор и затраты на содержание дирекции.

4 Затраты на архитектурно - строительный контроль-0.5%.

Кроме того, в итоге добавлены следующие затраты:

1 Затраты на дополнительный транспорт материалов -1.5%.

2 Затраты на проектно изыскательские работы (ПИР) и научно исследовательские и опытно конструкторские работы (НИОКР) приняты на основе статистики в размере 1% от капвложений.

3 Затраты на пуск и наладку -4%.

4 Резерв на непредвиденные затраты -20%.

Все эти затраты учтены в единичной стоимости, используемой в дальнейших расчетах.

Расчет динамики эксплуатационных затрат по основным вариантам разработки произведен согласно нормативных показателей родственных нефтяных предприятий.

Эксплуатационные затраты включают в себя затраты на обслуживание скважин, электроэнергию, на мех добычу и другие нужды, закачку и добычу воды, внутрипромысловый сбор и транспорт нефти, газа, технологическую подготовку нефти, амортизационные отчисления, текущий ремонт, оплату труда персонала.

Расходы, связанные с транспортом нефти, роялти, налог на имущество, земельный налог и бонусы, в расчет эксплуатационных затрат при определении себестоимости не включены.

Для определения эксплуатационных расходов по добыче, сбору, транспорту и подготовки нефти и газа в целом по месторождению, а также по процессам составлен перечень эксплуатационных показателей и расчет годовых эксплуатационных затрат себестоимости.

Расчет приведен на основании следующих исходных данных:

Рабочих дней в году -345;

Количество поступающего сырья и выход товарной продукции по технологической части, с учетом;

Использования нефти и газа на собственные нужды;

Расходы электроэнергии, газа, реагентов и воды приняты по материалам технологических расчетов;

Обслуживающий персонал рассчитан по нормативам предприятия;

Среднемесячная заработная плата одного рабочего в размере 21300 тенге с учетом районного коэффициента. Затраты на социальное страхование и в фонд занятости приняты в размере 32% от фонда зарплаты;

Капитальные вложения для расчета амортизационных отчислений;

Амортизации определена по " Нормам амортизационных отчислений по основным фондам", введенным в действие 1 января 1991 года и с учетом постановления Кабинета Министров РК от 22 ноября 1992г. и Указ Президента РК от 24 апреля 1995г;

- Стоимость электрической энергии принята по действующим тарифам;

- Стоимость воды технической и воды питьевого качества, реагентов и материалов принята на основе данных производственных нефтедобывающих объединений и их управлений по материально-техническому снабжению;

Для выработки тепла и для обеспечения производства горюче-смазочных материалов принят расход от добываемой продукции в объеме 1%, который не учитывается в выручке;

Текущий ремонт принят в размере 1.3% от стоимости производственных фондов за минусом выбываемых объектов;

Прочие расходы приняты в размере 6% от основных расходов и включают в себя цеховые и общепроизводственные расходы.

3.1.1 Анализ состояния эксплуатационных расходов

Переменные эксплуатационные затраты включают в себя затраты на дизельное топливо, электроэнергию и вспомогательные материалы. Начальный этап освоения характеризуется относительно высокими затратами на дизельное топливо и отсутствием затрат на электроэнергию. Относительно низкие затраты на дизельное топливо и электроэнергию ожидаются на последующих этапах.

Затраты на дизельное топливо на начальном этапе освоения покрывают потребности в топливе для обеспечения перевозок грузовиками и работы дизельных генераторов. Затраты на дизельное топливо для перевозок грузовиками исчислены из расчета 5 грузовиков, совершающих 4 поездки в день на расстояние 60 миль (97 км) каждый, при расходовании одного галлона топлива на каждые 10 миль (16 км) при стоимости топлива, равной 1 доллару США за галлон (3.8 литра). После начального этапа потребности в дизельном топливе составляет предположительно 20% от общего объема топлива, потребляемого грузовиками. Здесь также учитывались потребности в дизельном топливе, потребляемом двигателями генератора, производящего электроэнергию.

Затраты на электроэнергию посчитаны из расчета предполагаемой стоимости электроэнергии в размере 7 центов за один киловатт-час (по обменному курсу на настоящий момент) и потребностей работающего оборудования, выраженных в л.с. мощности.

Затраты на капитальный ремонт скважины взяты из прогнозного отчета компании. Значения из отчета компании указаны в более поздние сроки с учетом затрат на капремонт, включенных в сумму капитальных затрат на различных этапах.

Трудовые затраты подсчитаны из расчета 90 человек, работающих на начальном этапе освоения, и 110 человек, работающих на этапах расширения добычи и полного освоения месторождения. Предполагалось, средняя ставка составит примерно 8 долл. США в час (по обменному курсу на настоящий момент). Однако, следует ожидать роста заработной платы (10% в год) в связи с быстрым ростом экономики. Учитывались также отчисления в фонд развития в размере 32% от стоимости местной рабочей силы.

Затраты на содержание аппарата управления совместного предприятия подсчитаны из расчета предполагаемой численности аппарата управления равной 8 человекам при занятости полный год и ставке 60 долл. США в час (по обменному курсу на настоящий момент).

Фиксированные эксплуатационные затраты включают стоимость материалов для осуществления технического обслуживания и ремонта (0.5% от затрат генерального подрядчика), стоимость страхования (0.8% от общих капитальных затрат), общие и административные расходы (0.2% от общих капитальных затрат) и расходы на содержание вахтового поселка в размере примерно 800.000 долл. США (по обменному курсу на настоящий момент). Все эти затраты допускают отклонения и нуждаются в дальнейшем уточнении по мере реализации проекта.

Суммы выплаты премиальных по итогам работы взяты из прогнозного отчета компании .

Расходы по консервированию месторождения базируется на данных компании и составляют примерно 10 млн. долл. США (по обменному курсу на сегодняшний момент), повышаясь к последнему году периода эксплуатации месторождения.

3.2 Расчет экономической эффективности

месторождение нефть пластовой добыча

Оценка экономической эффективности проекта проводилась по следующим экономическим показателям, соответствующим требованиям органов РК и общепринятой мировой практики:

1. Чистая прибыль

2. Денежные потоки

3. Чистая приведенная стоимость (NPV) при норме дисконте процентов

4. Внутренняя норма прибыли (ВНП или IRR)

5. Срок окупаемости капитальных вложений

6. Срок разработки до достижения отрицательной прибыли

7. Удельные показатели.

Расчет экономической эффективности произведен на срок до достижения отрицательной прибыли при цене одной тонны 120 долларов США без учета НДС, без стоимости транспортировки, без применения замыкающих предельных затрат и без учета инфляции.

Расчет чистой прибыли произведен с учетом реинвестирования части амортизационных отчислений и чистой прибыли в капитальные вложения. После уплаты налога на прибыль рассчитана накопленная величина чистой прибыли.

Потоки денежной наличности для проекта рассчитывалась на базе чистой прибыли (к чистой прибыли неиспользованных амортизационных отчислений с привлечением всех вложенных средств), прибавляется остаток.

Внутренняя норма прибыли или внутренняя норма возврата капитала определялась от ежегодного денежного потока. Также производился расчет дисконтирования вложенных средств.

Расчет окупаемости произведен по моменту перехода накопленного дисконтированного денежного потока в положительную величину.

Ниже следует таблица XIV-1 "Результаты экономического анализа проекта". Таблица разделена на две части. В верхнюю часть включены суммарные результаты, в нижнюю - параметры.

Суммарные результаты включают в себя показатели эффективности проекта, необходимые суммы инвестирования, капитальные затраты, погашение задолжностей и поток денежных средств.

Параметры включают предположительные периоды времени, особенности добычи нефти и связанные с ними предположительные цены на нефть и газ, предположения о суммах налогов и темпах инфляции, особенности финансирования, предположительные переменные величины эксплуатационных расходов и предположительные фиксированные эксплуатационные расходы.

Ниже также приведены два графика. Верхний график показывает влияние внутренней нормы рентабельности и погашение задолжности на цены на нефть; нижний график отражает темпы роста добычи нефти и газа в течении всего периода эксплуатации месторождения.

3.2.1 Расчет удельной себестоимости нефти при эксплуатации скважины УЭЦН

Для сопоставления показателей различных вариантов компоновки оборудования и режима его работы необходимо рассчитывать экономические показатели для каждого из вариантов.

Внедрение новой техники и различных внедряемых технических мероприятий всегда ведет к изменению себестоимости продукции. Уровень затрат в добыче нефти меняется соответственно дополнительно извлекаемому объему постатейно.

Расчет амортизации

Амортизационные отчисления на основные средства, пришедшие на смену базовой технике, рассчитываются в зависимости от дополнительных капитальных вложений на приобретение новой техники и норм амортизации в статье "Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования".

 (26)

 (27)

где N_a - норма годовых амортизационных отчислений, %;

С_ост - остаточная стоимость обрудования;

С_п - первоначальная стоимость обрудования;

Т_а - срок работы оборудования.

Годовые амортизационные отчисления для УЭЦН:

 (28)

где С_уэцн - стоимость станка-качалки;

С_нкт - стоимость колонны НКТ;

С_каб - стоимость колонны штанг;

С_скв - стоимость скважины;

N_a - норма амортизации соответствующего оборудования.

Остаточная стоимость скважины вычисляем по формуле (26):

Стоимость колонны НКТ рассчитана исходя из стоимости 1т НКТ С, массы одного погонного метра q и глубины спуска насоса L:

 (29)

Стоимость кабеля рассчитана исходя из стоимости 1м кабеля С_каб:

Стоимость УЭЦН:

Годовые амортизационные отчисления для ШГН:

 (30)

где С_шгн - стоимость станка-качалки;

С_нкт - стоимость колонны НКТ;

С_шт - стоимость колонны штанг;

С_скв - стоимость скважины;

N_a - норма амортизации соответствующего оборудования.

Стоимость одноступенчатой колонны штанг рассчитана исходя из стоимости 1т штанг С, массы одного погонного метра q и их длины l:

 (31)

Стоимость ШГН:

Расчет фонда оплаты труда

Изменение затрат по основной и заработной плате рассчитывают лишь в том случае, если внедряемое мероприятие ведет к росту или уменьшению численности работающих или их квалификации. При изменении численности и разряда рабочих, изменение ФЗП нужно рассчитывать на основе тарифных ставок в зависимости от системы оплаты труда. Если же меняется только численность рабочих, то необходимо определить экономию фонда оплаты труда по средней зарплате, соответствующей категории работников.

Минимальная заработная плата в РК - 17439 тенге.

Тарифный коэффициент принят из тарифной сетки, учитывая, что ППП работает повременной форме оплаты труда - 10,85.

Коэффициент, учитывающий дополнительную зарплату - 1,75 от основной.

Территориальный коэффициент, действующий в РК - 1,14

Районный коэффициент - 1,35.

ФОТ =Минимальная ЗП * Тарифный коэффициент * Количество месяцев* Районный коэффициент * Территориальный коэффициент * Коэффициент дополнительной ЗП * Численность ППП

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

ФОТ = 17439 ∙ 10,85 ∙ 12 ∙ 1,35 ∙ 1,14 ∙ 1,75 ∙ 6 = 36691078,7 тг.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

ФОТ = 17439 ∙ 10,85 ∙ 12 ∙ 1,35 ∙ 1,14 ∙ 1,75 ∙ 8 = 48921439,4 тг.

Отчисления от ФОТ

Отчисления социального налога в размере 11% от ФОТ.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

З_отч = 0,11 ∙ 14727768,3 = 1472776,83 тг.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

З_отч = 0,11 ∙ 19637024,4 = 2160072,68 тг.

Расчет энергетических затрат

Энергетические затраты рассчитываются по формуле:

З_эл = Q ∙ Э_уд ∙ Ц_э , (32)

где Q - количество нефти в тоннах;

Э_уд - удельный расход электроэнергии, приходящийся на подъем 1т нефти при рассчитанном и существующем вариантах компоновки    оборудованием, кВт∙ч;

Ц_э - цена одного кВт ∙ч.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

З_эл = 14527 ∙ 70 ∙ 10,2 = 10372278 тг.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

З_эл = 6935 ∙ 45 ∙ 10,2 = 3183165 тг.

Затраты на подготовку и перекачку нефти

Затраты на подготовку и перекачку нефти будут одинаковы как для рассчитанного так и для существующего варианта компоновки оборудования:

З_эл = Q ∙ (Ц_под + Ц_пер), (33)

где (Ц_под + Ц_пер) - сумма цен подготовки и перекачки 1т нефти.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

З_эл = 14527 ∙ (885 + 540) = 20700975 тг.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

З_эл = 6935 ∙ (885 + 540) = 9882375 тг.

Затраты на ППД

Затраты на ППД для расчетного варианта аналогичны существующему:

З_ппд = Q_в ∙ Ц_з ∙ Э_н/в, (34)

где Q_в - объем закачиваемой воды, м³;

Ц_з - цена закачки 1м³ воды, тг;

Э_н/в - норма расхода электрической энергии на закачку 1м³ воды

З_ппд = 1777100 ∙ 2,5 ∙ 23 = 102183250 тг.

Затраты на ремонт оборудования

Затраты на ремонт оборудования для рассчитанного и существующего вариантов рассчитываются по формуле:

С_рем = Т_рем ∙ S, (35)

где Т_рем - время проведения ремонта, час.;

S - стоимость 1 нормо-часа проведения ремонта, тг.

С_рем = 180 ∙ 8840 = 1591200 тг.

Прочие затраты

Прочие затраты составляют 11 процентов от ФОТ:

Зпр = 14727768,3 ∙ 0,11 = 1620054,51 тг.

Годовые производственные затраты

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

З_год = 4454507,8 + 14727768,3 + 5301996,59 + 5287828 +

+ 20700975 + 102183250 + 1591200 + 3681942,08 = 157929467,77 тг.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

З_год =3326448,7 + 19637024,4 + 7069328,78 + 1622790 + 9882375 +

+ 102183250 + 1591200 + 3681942,08 =148994358,96 тг.

Удельная себестоимость

Удельная себестоимость определяется как отношение эксплуатационных годовых затрат к годовому объему добычи.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Годовой экономический эффект

Годовой экономический эффект от применения рассчитанного варианта компоновки оборудования, обеспечивающего экономию производственных ресурсов при выпуске одной и той же продукции, определяется по формуле:

Э = (С₁ - С₂ ) ∙ Q₂, (36)

где С₁ - себестоимость нефти до внедрения нового оборудования;

С₂ и Q₂ - себестоимость и объем добычи нефти после внедрения оборудования;

Э = (21484,4-10871,4) ∙ 14527= 154175051 тг.

Таблица 3.1 Технико-экономические показатели для существующего и рассчитанного вариантов компоновки оборудования

4. Безопасность и охрана труда

.1 Опасные и вредные факторы на месторождении "Акшабулак"

Авария - опасное техногенное происшествие, создающее на объекте, определенной территории угрозу жизни и здоровью людей и приводящее к разрушению зданий, сооружений, оборудования и транспортных средств, нарушению производственного и транспортного процесса, и нанесению ущерба окружающей природной среде.

В соответствие с принятой классификацией, добыча нефти и газа является экологически опасным видом хозяйственной деятельности, сопряженным с высоким риском для населения и персонала.

Нефтяные и газовые промыслы являются потенциальными источниками радиационной опасности на любой территории. В результате доставки на поверхность вместе с нефтью и газом солей таких элементов, как радий и торий, загрязняются территории в районе нефтяных месторождений. Соли радия могут быть обнаружены в отложениях на внутренних поверхностях насосов, нефтепроводов и емкостей для хранения нефти.

Накопление в нефти, конденсате, газе, пластовых водах радионуклидов представляет собой естественный геохимический процесс. Согласно "Рекомендациям по обеспечению радиационной безопасности при работе с нефтью, конденсатом и пластовыми водами газонефтяных горизонтов", на месторождении должен осуществляется контроль над содержанием радионуклидов.

Нормативными требованиями определяется необходимость разработки на предприятии плана мероприятий по радиационной безопасности.

Радиационная безопасность обеспечивается соблюдением действующих "Норм радиационной безопасности" (НРБ - 99), "Основных санитарных правил работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений" (ОСП-72/87) и других нормативных документов.

Для выявления радиологической обстановки на месторождении Акшабулак проводились замеры мощности дозы ионизирующего излучения в разных точках месторождения. Согласно радиологическим исследованиям, проведенным в июне 2005 года, район месторождения Акшабулак не представляет радиационной опасности. Мощность экспозиционной дозы внешнего гамма - излучения не превышает допустимого уровня и составляет в среднем от 0.1 - 0.17 мкЗв/ч. Загрязнение альфа, бета радионуклидами отсутствует.

4.1.1 Воздействие физических факторов

Из физических факторов воздействия на компоненты окружающей среды и людей в период разработки месторождения Акшабулак можно выделить:

воздействие шума;

воздействие вибрации;

воздействие электромагнитных излучений.

Воздействие шума

Шум - один из самых опасных и вредных факторов производственной среды, воздействующих в функциональном состоянии организма на персонал и вызывающих негативные изменения в течение каждой смены (вахты).

Интенсивность внешнего шума зависит от типа оборудования, его рабочего органа, вида привода, режима работы и расстояния от места работы. Особенно сильный внешний шум создается при работе, компрессоров, насосов, транспорта и др.

В соответствие с требованиями ГОСТ 12.1.003-83 "ССБТ. Шум. Общие требования безопасности" уровни звука на рабочих местах не должны превышать 85 дБ. Шумовые характеристики оборудования должны быть указаны в их паспортах.

Шумовое загрязнение на объектах месторождения инициируется следующими установками:

насосы нефтяные, водяные, пожарные, газовый сепаратор, групповая установка;

трубопровод, вентиляторы, факелы газовые.

Эксплуатация всего оборудования генерирует шум, который может превышать 85 децибел вблизи источника. Однако, производимый групповой установкой, насосами, сепараторами, и другим оборудованием шум необходимо снизить до уровня, не превышающего допустимые нормы.

Воздействие вибрации

По своей физической природе вибрация тесно связана с шумом. Вибрация представляет собой колебания твердых тел или образующих их частиц. В отличие от звука вибрации воспринимаются различными органами и частями тела. При низкочастотных колебаниях, вибрации воспринимаются вестибулярным аппаратом человека, нервными окончаниями кожного покрова, а вибрации высоких частот воспринимаются подобно ультразвуковым колебаниям, вызывая тепловое ощущение. Вибрация, подобно шуму, приводит к снижению производительности труда, нарушает деятельность центральной и вегетативной нервной системы, приводит к заболеваниям сердечнососудистой системы.

Вибрации возникают, главным образом, вследствие вращательного или поступательного движения неуравновешенных масс двигателя и механических систем машин.

Воздействие электромагнитных излучений

Неконтролируемый постоянный рост числа источников электромагнитных излучений (ЭМИ), увеличение их мощности приводят к тому, что возникает электромагнитное загрязнение окружающей среды. Высоковольтные линии электропередач, трансформаторные станции, электрические двигатели, персональные компьютеры (ПК), широко используемые в производстве - все это источники электромагнитных излучений. Беспокойство за здоровье, предупреждение жалоб должно стимулировать проведение мероприятий по электромагнитной безопасности. В этой связи определяются наиболее важные задачи по профилактике:

заболеваний глаз, в том числе хронических;

зрительного дискомфорта;

изменения в опорно-двигательном аппарате;

стрессовых состояний;

изменений мотивации поведения;

неблагополучных исходов беременности;

эндокринных нарушений и т.д.

Технологические установки, перерыв питания которых вызывает опасность для жизни людей, возможность взрыва или пожара, в отношении надежности электроснабжения относятся к 1-ой категории. К ним относятся противопожарные насосы, контрольные пусковые пункты и узлы, потребители систем телемеханики, связи, вычислительный центр по контролю над работой объектов добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды, а также щитовые КИПиА.

.2 Мероприятия по обеспечению безопасности труда

Обеспечение безопасности при разработке месторождения, эксплуатации объектов бурения, обустройства, сбора и транспорта продукции является задачей не только предотвращения отравления выбросами вредных веществ населения близлежащих населенных пунктов и персонала, снижения до минимума вредного воздействия выбросов на окружающую природную среду региона в целом, но и минимизации экономических потерь, связанных с ликвидацией последствий чрезвычайной ситуации.

К основным мероприятиям по обеспечению безопасности населения в чрезвычайных ситуациях относятся следующие:

прогнозирование и оценка возможности последствий чрезвычайных ситуаций;

разработка мероприятий, направленных на предотвращение или снижение вероятности возникновения таких ситуаций, а также на уменьшение их последствий;

Оценка социальных последствий и воздействия на здоровье населения проводится по аналогии с оценкой воздействия на компоненты природной среды. В процессе оценки учитываются следующие показатели:

- изменение качества жизни по субъективным и статистическим оценкам;

- ухудшение здоровья по субъективным оценкам и объективно, в том числе: заболеваемость, болезненность, инвалидность, уменьшение продолжительности жизни;

- уменьшение относительной (или абсолютной) численности населения, изменение структуры занятости населения;

- улучшение или ухудшение социально-бытовых условий;

- усиление или снижение социальной напряженности, улучшение или ухудшение жизненной комфортности у отдельных групп населения, и др.

Результаты позволят принять решения по существу, оптимизировать затраты, предвосхитить неадекватное развитие событий.

Проектом разработки месторождения предусмотрены мероприятия по технике безопасности, обеспечивающие нормальную работу схемы сбора, транспорта и подготовки нефти и безопасную работу обслуживающего персонала.

Для предотвращения выделений взрывоопасных и вредных веществ и газов из трубопроводов, аппаратов и помещений проектом предусмотрена герметизированная схема сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды.

Технологическое оборудование подобрано в полном соответствии с заданными объемами добычи нефти и газа. Все сепараторы и другая аппаратура, работающая под давлением, оборудована предохранительными клапанами, манометрами, указателями уровня, регуляторами давления и уровня в соответствии с "Правилами устройства и безопасности обслуживания сосудов, работающих под давлением".

Для безопасного и удобного обслуживания емкостного оборудования запроектированы площадки обслуживания, переходные лестницы и электроосвещение.

Основным средством защиты обслуживающего персонала от поражения электрическим током является защитное заземление. Для ограничения тока короткого замыкания на землю предусматривается система заземления с большим сопротивлением. Также заземлению подлежат все металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования. Заземляющие устройства на скважинах выполняются в виде контуров заземления из вертикальных электродов, забитых в землю и соединенных между собой подземным медным кабелем.

Аналогично выполняются заземляющие устройства зданий и сооружений на ЦУПН, ТСН, вахтовом поселке и других объектов по территории промысла.

Все технологические и вспомогательные установки с взрывоопасными и пожароопасными зонами оборудуются системами молниезащиты. Защита зданий и сооружений от прямых ударов молний осуществляется установленными на самых высоких конструкциях этих объектов молниеприемниками или отдельно установленными стержневыми молниеотводами.

Все блоки и здания, через которые проходят газовые линии, оборудованы датчиками взрывоопасной концентрации.

Вредные, взрывоопасные и пожароопасные вещества подлежат удалению из помещений. Проектом предусматривается контроль и сигнализация опасной концентрации горючих газов в зданиях и блочных установках и автоматический запуск вентиляционного оборудования при 20% нижнего концентрационного предела воспламенения (НКПВ) и автоматическое отключение подачи газа и остановке электрооборудования при 50% НКПВ.

Вентиляционное оборудование будет работать до тех пор, пока не будут устранены газовые утечки и не произведен ручной сброс системы. Но если имеет место пожарная опасность - функционирование системы отключается, жалюзи закрываются, вентиляторы останавливаются.

Кроме того, по показаниям газового контролера обслуживающий персонал может проконтролировать концентрацию газа в определенной зоне и определить местоположение и серьезность проблемы. Аварийный сигнал при опасной концентрации поступает в операторную.

Звуковая сигнализация опасной концентрации газа предусмотрено сиреной, установленной на территории ЦУПН. Сирена выдает сигнал различной тональности при обнаружении концентрации газа 20% и 50% НКПВ.

Предусматривается обеспечение обслуживающего персонала спецодеждой, спец. обувью и защитными средствами.

К началу пуска предприятия в эксплуатацию необходимо предусмотреть разработку инструкций по безопасному ведению технологического процесса и должна быть проведена соответствующая подготовка специалистов со сдачей экзаменов по "Правилам техники безопасности в нефтегазодобывающей промышленности" и др.

.2.1 Защита от радиации

Основные требования радиационной безопасности предусматривают:

- исключение всякого необоснованного облучения населения и производственного персонала предприятий;

- не превышение установленных предельных доз радиоактивного облучения;

- снижение доз облучения до возможного низкого уровня.

План мероприятий должен предусматривать:

проведение контроля радиационной обстановки на месторождении;

систему оповещения об обнаружении радиоактивного заражения;

план ликвидации радиоактивного загрязнения.

Объем, характер и периодичность радиационного контроля, учет и порядок регистрации его результатов, определяется службой радиационной безопасности предприятия, утверждается администрацией и согласовывается в органах Госсаннадзора.

При обнаружении радиоактивного заражения выше установленных норм контроль должен осуществляться постоянно.

4.2.2 Защита от шума

Зона с уровнем шума свыше 85 дБ должны быть обозначены значками безопасности, работающие в этих зонах, должны быть снабжены администрацией средствами индивидуальной защиты.

Организационно-технические меры по снижению шума:

- необходимо регулярно производить замену изношенных и морально устаревших машин оборудования;

- на предприятии должна проводиться санитарно - техническая паспортизация объектов, проводиться периодическая проверка технического состояния "шумных" объектов;

- организуется своевременный необходимый ремонт оборудования;

- с целью снижения уровней шума на рабочих местах применяются звукоизолирующие кожухи на "шумное" оборудование, экраны, глушители шума, звукопоглощающие облицовки, звукоизолирующие преграды.

4.2.3 Защита от вибрации

Для снижения вибрации от технологического оборудования предусмотрено:

установление гибких связей, упругих прокладок и пружин;

- тяжелое вибрирующее оборудование устанавливается на самостоятельные фундаменты;

- сокращение времени пребывания в условиях вибрации;

применение средств индивидуальной защиты.

Уровни вибрации производственных помещений на месторождении Акшабулак находится в пределах нормирующих значений по "Санитарным нормам вибраций рабочих мест".

.2.4 Защита от электромагнитных полей

Вследствие влияния электромагнитных полей, как основного и главного фактора, провоцирующего заболевания, особенно у лиц с неустойчивым нервно-психологическим или гормональным статусом все мероприятия должны проводиться комплексно, в том числе:

возможные системы защиты, в т.ч. временем и расстоянием;

противопоказания для работы у конкретных лиц;

соблюдение основ нормативной базы электромагнитной безопасности.

При работе персонала нефтепромысла будут соблюдаться нормативные санитарно-гигиенические требования (Методические рекомендации №1.02.019/р-94) при работе с указанным оборудованием. В этом случае можно избежать заболеваний, связанных с влиянием электромагнитных полей. За пределами СЗЗ предприятия воздействие электромагнитных полей от объектов нефтепромысла не создается.

Применение современного оборудования для всех технологических процессов и предпринимаемые меры по минимизации воздействия шума и практическое отсутствие источников электромагнитного излучения, позволяют говорить о том, что на рабочих местах не будут превышаться установленные нормы. В связи с этим, сверхнормативное воздействие данных физических факторов на людей и другие живые организмы за пределами СЗЗ нефтепромысла не ожидается. Интенсивность воздействия оценивается как слабая.

.2.5 Пример расчета общего сопротивления заземлителя

В целях безопасного использования электроэнергии производят расчет общего выносного сопротивления. В качестве заземлителя используется сталь диаметром 6 см и длиной 400 см. Удельное сопротивление грунта равно 2*10⁴ Ом*см.

Дано: d=6 cм; l=400 см; φ=2*10⁴ Ом*см.

Найти: R_об

Решение:

. Сопротивление одиночного заземлителя:

R₃ = [(0,366∙φ)/l] ∙ [lg((2∙l)/d)+5,01∙lg(4t+l)/(4t-l)] , (38)

где t = l/2 + t₁ , t₁ = 70 см

Подставив данные, получим t = 270 см = 2,7 м;

Сопротивление одиночного заземлителя рассчитаем по (38) формуле:

R₃ = [(0,366∙2∙10⁴)/400] ∙[ lg ((2∙400)/6+5,01∙ lg (4∙ 270+400)/(4∙ 270-400)]=38,96 Ом.

. Необходимое количество заземлителей:

N = (R₃*K_c)/(R_д*ή) , (39)

где К_с = 1,4;

R_д = 4 Ом;

ή = 0,6.

Подставляя данные в формулу (39) получим;

N = (38,96∙1,4)/(4∙0,6)=22,73 ≈ 23.

. Длина соединительной полосы:

L = 1,05*2*l*N , (40)

L =1,05∙2∙400∙23= 193,2 м.

. Сопротивление соединительной полосы:

R_n = ((0,366* ή)/L)*lg(2*L²)/(b*h) , (41)

где b = 0,6 см;

h = 8 см.

R_n = ((0,366∙0,6)/193,2) lg (2∙193,2²)/(0,6∙8)= 11,54 Ом.

. Общее сопротивление всего контура:

R_об = (R₃*R_n)/(R₃*ή+N*R_n*ή). (42)

Необходимо, чтобы выполнялось условие R_об≤R_д ,

где R_д = 4 Ом.

R_об = (38,96∙11,54)/(38,96∙0,6+23∙11,54∙0,6)=2,462 Ом,

,462<4 - условие выполняется

5. Охрана окружающей среды

Сущность проблемы охраны недр и окружающей среды состоит в обеспечении рационального использования природных ресурсов и безопасном проведении работ при разных стадиях разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Охрана и рациональное использование природных ресурсов в условиях высоких темпов развития производства является одной из важнейших социальных и экономических задач[15].

Нефтяная промышленность относится к числу основных отраслей - загрязнителей. Наибольшую опасность представляет загрязнение гидросферы, атмосферы и недр. Различные по химическому составу твердые отходы, а также сточные воды, образующиеся в процессе бурения и нефтедобычи, загрязняя почвогрунты, поверхностные и грунтовые воды, ухудшают их санитарно-гигиеническое состояние и снижают биологическую продуктивность.

В связи с этим необходимы особые меры по охране недр и окружающей среды.

Планирование мероприятий по охране окружающей среды (ООС) осуществляется инициатором хозяйственной деятельности, а оценка эколого-экономических последствий их реализации выполняется с учетом характера и степени воздействия разработки месторождения на окружающую среду и ее компонент - недра.

Мероприятия по охране недр и окружающей среды в совокупности с оценкой воздействия разработки месторождения должны обеспечить формирование системы экологических показателей, позволяющих объективно и адекватно отразить всю совокупность последствий техногенного вмешательства в окружающую среду в районе месторождения. Планирование и последующая реализация мероприятий выполняется с учетом взаимосвязи компонентов природных объектов.

Проведенные исследования и анализ результатов выявили следующие источники воздействия и причины загрязнения окружающей среды на месторождении Акшабулак :

Инфраструктура бывших буровых площадок;

Движение транспорта;

Амбары с буровым раствором;

Амбары для освоения скважин, где проводилась утилизация нефтеотходов методом сжигания;

Захоронение твердых отходов в неустановленных местах.

.1 Охрана атмосферного воздуха

Разработка месторождения будет сопровождаться выбросами загрязняющих веществ в атмосферу.

Основными источниками загрязнения в период разработки месторождения являются:

существующее оборудование. Согласно проведенной инвентаризации, в рамках проекта предельно допустимых выбросов в атмосферу на месторождении Акшабулак выявлено 158 источников, из них: 57 организованных и 101 неорганизованного типа;

бурение дополнительных 131 скважин, в соответствии с рекомен- дуемым вариантом разработки;

дополнительное оборудование (установка дополнительных 4-х групповых установок).

В состав ГУ входит следующее технологическое оборудование: замерная установка "Спутник", нефтегазовый сепаратор, буферная емкость, насос, замерная установка, дренажная емкость, печь подогрева ППТ-0.63.

При эксплуатации объектов месторождения загрязнение атмосферы предполагается в результате выделения:

легких фракций углеводородов от технологического оборудования (сепаратор, дренажная емкость, скважина, насос и т.д.);

продуктов горения печей.

Все источники выбросов месторождения можно разделить на организованные и неорганизованные.

К организованным источникам выбросов относится печь, в результате сжигания газа образуются продукты сгорания: оксид углерода, метан, оксид азота, диоксид серы.

К неорганизованным относятся источники, выброс загрязняющих веществ от которых происходит через неплотности сальниковых уплотнений, фланцевых соединений и запорно-регулирующей арматуры: скважина, замерная установка типа "Спутник", нефтегазовый сепаратор, газовый сепаратор, дренажная емкость, насос, буферная емкость, замерная установка. Загрязняющими веществами, возникающими в результате работы данного оборудования, являются углеводороды.

Для количественной и качественной оценки выбросов загрязняющих веществ по каждому источнику проведены расчеты с учетом максимальной годовой добычи, которая приходится на 2012 год и составляет:

добыча нефти - 1008.0 тыс.т;

добыча нефтяного газа - 96.06 млн.м3.

Полный перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу на проектируемом этапе представлен в таблице 5.1.

Общий валовый выброс загрязняющих веществ в атмосферу на проектируемом этапе по месторождению Акшабулак составит: 2.0851 г/сек или 82.9997 т/год.

Таблица 5.1 Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу

Согласно результатам расчетов, основными загрязняющими веществами являются углеводороды - 69.8205 т/год (84.12%) и диоксид азота - 5.7976 т/год (7%).

Доля вклада загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу представлена на диаграмме 5.1.

Рисунок 5.1. Доля вклада загрязняющих веществ, присутствующих в выбросах в атмосферу по месторождению Акшабулак

Для безаварийного проведения разработки месторождения в соответствии с "Едиными правилами разработки нефтяных и газовых месторождений РК" [6] должны быть предусмотрены следующие оперативные решения:

использование современного нефтяного оборудования и строительной техники с минимальными выбросами в атмосферу;

автоматизация технологических процессов подготовки нефти и газа, обеспечивающая стабильность работы всего оборудования с контролем и аварийной сигнализацией при нарушении заданного режима, что позволит обслуживающему персоналу предотвратить возникновение аварийных ситуаций;

применение на всех резервуарах с нефтепродуктами устройств, сокращающих испарение углеводородов в атмосферу;

разработка плана мероприятий по снижению вредных выбросов;

применение прогрессивных технологий и материалов;

усиление мер контроля основного технологического оборудования, а также факельной системы;

временное прекращение плановых ремонтов, связанных с повышенным выделением вредных веществ в атмосферу;

проведение мониторинговых наблюдений за состоянием атмосферного воздуха.

.2 Охрана водных ресурсов

В процессе производственной и хозяйственной деятельности на месторождении Акшабулак формируются сточные воды. Отведение производственных и хозбытовых сточных вод осуществляется по раздельным системам канализации: производственная и хозяйственно-бытовая.

Для сбора производственных сточных вод каждая промплощадка (ГУ) оборудована местной, локальной системой канализации. На групповых установках производственные сточные воды (волжская вода после обессоливания и пластовые воды, отделенные от нефти) после отстаивания в технологических емкостях (отстойниках) поступают в дренажные емкости, из которых откачиваются в сборный резервуар РВС-2000, расположенный на площадке ЦУПН, и далее на БКНС для использования в системе ППД.

Подземные воды альб-сеноманского водоносного горизонта из водозаборных скважин также поступают в резервуар РВС-2000.

В систему бытовой канализации на месторождении отводятся сточные воды, образовавшиеся в процессе удовлетворения бытовых потребностей обслуживающего персонала.

На месторождении Акшабулак канализована только территория вахтового поселка. Хозбытовые сточные воды самотеком поступают на КНС, откуда фекальными насосами по напорной канализационной сети откачиваются на очистные сооружения, и после очистки сбрасываются в пруд-накопитель (испаритель), расположенный на площадке очистных сооружений.

Очищенные хозяйственно-бытовые сточные воды в объеме до 10% используются повторно на полив зеленых насаждений. Оставшаяся вода откачивается насосом в резервуар-сборник РВС-2000. Из резервуара РВС-2000 стоки забираются насосами блочной кустовой насосной станции (БКНС) и закачиваются в подземные нефтяные пласты.

Под охраной подземных вод понимается система мер, направленных на предотвращение и устранение последствий загрязнения, засорения и истощения вод, а также на сохранение и улучшение их качественного и количественного состояния.

В целях предупреждения загрязнения подземных вод предусматриваются следующие мероприятия:

. Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин должна проводиться при соответствующем оборудовании скважин, предотвращающем возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.

. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин не должна производиться с нарушением герметичности эксплуатационных колонн, отсутствием цементного камня за колонной пропусками фланцевых соединений и так далее.

. Необходимым условием применения химических реагентов при разработке месторождения является изучение геологического строения залежи и гидрогеологических условий. При выборе химического реагента для воздействия на пласт необходимо учитывать их класс опасности, растворимость в воде, летучесть.

. Необходимо предотвращать возможные утечки и разлив химических реагентов и нефти, возникающие при подготовке скважин и оборудования к проведению основной технологической операции, при исследовании скважин; предотвращать использование неисправной или непроверенной запорно-регулирующей аппаратуры, механизмов, агрегатов, нарушение ведения основного процесса, не герметичности эксплуатационных колонн.

. При обводнении эксплуатационных скважин, помимо контроля за обводненностью их продукции, проводятся специальные геофизические и гидрогеологические исследования с целью определения места притока воды в скважину через колонну, источника обводнения и глубины его залегания.

. Если в процессе разработки месторождения появились признаки подземных утечек или межпластовых перетоков нефти, газа и воды, которые могут привести не только к безвозвратным потерям нефти и газа, но и загрязнению водоносных горизонтов, организация обязана установить и ликвидировать причину неуправляемого движения пластовых флюидов.

. Пластовая вода, добытая вместе с нефтью, подлежит очистке в соответствии с нормами содержания твердых взвешенных веществ и нефтепродуктов в воде, используемой в системе поддержания пластового давления или с целью захоронения закачиваемой в поглощающие горизонты.

. Подземное захоронение промышленных стоков осуществляется путем их закачки в нагнетательные скважины, в надежно изолированные поглощающие горизонты, не содержащие подземные воды, которые используются или могут быть использованы для хозяйственно-питьевых целей.

. Подземное захоронение промышленных стоков в поглощающие горизонты допускается только в исключительных случаях:

при разработке залежей без применения заводнения;

при получении небольших количеств промышленных стоков в начальный период разработки месторождения до строительства системы заводнения;

при избыточном количестве промышленных стоков по сравнению с проектной надобностью и нецелесообразности их транспортировки в другие места.

. Безопасность глубинного захоронения определяется: свойствами геологической среды, характером геохимических и физико-химических процессов в недрах, а также техногенного влияния на них закачиваемых отходов.

. Захоронение жидких отходов производства, сброс сточных вод регламентируется соответствующими статьями законодательных актов "О недрах и недропользовании" и "Об охране окружающей природной среды".

. Обязательно должен осуществляться контроль через сеть инженерных (наблюдательных) скважин за состоянием подземных вод (по периметру месторождения).

.3 Охрана земельных ресурсов

Основными причинами загрязнения почвы являются:

сброс нефтеотходов в амбары;

сброс в амбары материалов, используемых при бурении;

захоронение отходов, включая асбест;

утечка топлива.

Основными факторами деградации почвенно - растительного покрова на месторождении Акшабулак являются:

. Дорожная дигрессия - сильный фактор уничтожения растительности. Строительные работы сопровождаются сгущением подъездных путей к объекту. В дорожных колеях почва уплотняется (процессы слитизации) или "разбивается" (на песчаных отложениях), деформируются почвенные горизонты. Характерна дефляция почв с образованием на песчаных массивах техногенных эоловых форм рельефа. Такие участки длительное время могут не зарастать и являться очагами линейной эрозии и дефляции. При планировочных работах, кроме того, может нарушаться морфологический профиль почв. Наиболее опасно перемешивание верхних гумусированных и нижележащих, зачастую засоленных, горизонтов.

По колеям дорог растительность полностью уничтожается. В условиях эксплуатации месторождения процесс уничтожения растительности вследствие нерегламентированной прокладки временных и постоянных дорог ежегодно возрастает, а на фоне влияния предыдущего фактора, способствует увеличению площадей техногенного опустынивания.

. Загрязнение почвенно-растительного покрова. При разработке месторождения природные экосистемы будут испытывать сильные внешние нагрузки, проявляющиеся в загрязнении и механических техногенных нарушениях. Эти нарушения будут создавать благоприятные условия для широкого проявления дефляционных процессов с загрязнением и засолением окружающей территории. В настоящее время сохранившиеся на участке месторождения группировки растений испытывают химическое воздействие загрязняющих веществ: нефти, газов и продуктов их сгорания.

Учитывая, что участок месторождения находится на пустынной территории, где многие виды представлены сукуплентными формами, засухоустойчивыми (ксерофитами), многие имеют густое опущение, можно сказать, что большая часть представителей пустынной флоры газоустойчивы. К ним относятся все доминирующие виды пустынных ландшафтов: биюргун, сарсазан, поташники, гребенщики, жузгуны, полыни, итсигек, однолетние солянки.

Естественное восстановление почвенных систем происходит замедлено. В пустынных условиях, в которых находится месторождение, восстановление почвы при загрязнении нефтепродуктами будет происходить очень слабо. Особенно низкой способностью к самовосстановлению обладают солончаки. Эти почвы формируются при непосредственном участии сильно минерализованных грунтовых вод, залегающих вблизи дневной поверхности.

Мероприятия по охране почвенно - растительного покрова

Согласно статье 104 Указа Президента Республики Казахстан "О земле" собственники земельных участков и землепользователи обязаны проводить следующие мероприятия по охране земель и меры для облагораживания территории нефтепромысла:

провести фитомелиоративные мероприятия по периметру буровых, непосредственно в районе вахтового поселка и т.д;

для дальнейшего прекращения уничтожения почвенно-растительного покрова упорядочить использование только необходимых дорог, по возможности обустроив их щебнем или твердым покрытием. На остальных неиспользуемых дорогах провести фитомелиорацию;

в районе действующих и законсервированных скважин необходимо закрепить пески твердым или полимерным, в крайнем случае, битуминозным покрытием;

строго регламентировать проведение работ, связанных с загрязнением почвенно-растительного покрова при эксплуатационном и ремонтном режиме работ;

произвести посев многолетних и однолетних видов растений на рекультивированных землях, используя ассортимент видов местной флоры с учетом их эколого-биоморфологических особенностей;

осуществить мероприятия по озеленению вокруг жилых и нефте- перерабатывающих объектов;

в случае аварийных ситуаций, в местах разлива нефти произвести снятие и вывоз верхнего слоя почвы, осуществить биологическую рекультивацию с последующей фитомелиорацией;

разработать и внедрить систему экологического мониторинга за состоянием почвенного покрова территории месторождения.

Заключение

В данном дипломном проекте проанализирован перевод скважин на УЭЦН применительно к месторождению Акшабулак.

В геологической части освещены вопросы такие как, общие сведение о месторождении, стратиграфия, тектоника и физико-химические свойства пластовой нефти.

Месторождение Акшабулак по параметрам пластов, характеру добываемой продукции соответствует возможности широкого применения наиболее эффективного и высокопроизводительного газлифтного способа эксплуатации скважин. Такие преимущества как, высокий коэффициент эксплуатации, большой межремонтный период, возможность осуществления без подходных ремонтов делают этот способ наиболее перспективным. Однако отсутствие источников газоснабжения не позволяют рекомендовать внедрение этого способа эксплуатации.

Высокая температура добываемой продукции, высокое содержание газа в продукции скважин, осложняющее условия эксплуатации электронасосов, не позволяет ориентироваться на внедрение центробежных электронасосов. Но, несмотря на это, для условий разработки месторождения Акшабулак при переходе на механизированную добычу наиболее приемлема эксплуатация ЭЦН, поскольку оценка добывных возможностей проектного фонда скважин показывает, что, в основном, он соответствует производительности ЭЦН.

Список использованной литературы

1 Подсчет запасов нефти, растворенного газа и попутных компонентов" месторождения Акшабулак Восточный Кызыл-Ординской области РК по состоянию на 01.01.2011г.

2 Проект пробной эксплуатации месторождения Акшабулак Восточный, ЗАО "НИПИнефтегаз", 2003 г.

3 Авторский надзор за реализацией Проекта пробной эксплуатации месторождения Акшабулак Восточный, АО "НИПИнефтегаз", 2004 г.

4 Мищенко И.Т. и др. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. М.: Недра, 1984г.

5 Авторский надзор за реализацией Проекта пробной эксплуатации месторождения Акшабулак Восточный, АО "НИПИнефтегаз", 2005 г.

6 Проект опытно - промышленной эксплуатации месторождения Акшабулак Центральный, ЗАО "НИПИнефтегаз", 2001 г.

7 Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М. Недра, 1985г.

8 Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине. Учебное пособие.- М.: МИНГ. 1987г.

9 Мищенко И.Т. и др. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. М.: Недра, 1984г.

10  Чичеров Л.Г.Нефтепромысловые машины и механизмы. - М.: Недра

11  "Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ", Лысенко В.Д., Москва НЕДРА 2003г.

12  Ивановский В.Н. , Пекин С.С., Сабиров А.А. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти.- М.: ГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,-2002г.

13  Закон РК "О безопасности и охране труда Республики Казахстан"

14  Единые правила охраны недр (ЕПОН) при разработке месторождений полезных ископаемых в республике Казахстан, Актюбинск, РК, 1999 г.

Приложение А

Рисунок А. Расчет параметров УЭЦН с использованием компьютерной программы Microsoft Excel для скважины № 34

Приложение Б

Рисунок Б. Схема электроцентробежного насоса