Разработка Талинского месторождения

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    2,36 Мб
  • Опубликовано:
    2015-07-11
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Разработка Талинского месторождения

ВВЕДЕНИЕ


К настоящему времени сложилось достаточно четкое представление о том, запасы каких нефтяных месторождений следует относить к категории трудно извлекаемых. Среди основных причин сложности выработки запасов можно выделить не только причины геологического характера (сложность геологического строения; изменение фильтрационно-емкостных свойств коллектора как по разрезу, так и по площади, низкая проницаемость коллекторов, высокая вязкость нефти в пластовых условиях и др.), но и целый ряд причин, связанных с энергетическим состоянием объекта разработки, свойствами насыщающих его флюидов и т.д.

Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами можно выделить в особую группу, т.к. до настоящего времени известные технологии выработки запасов и применяемая техника не позволяют достичь высокой эффективности их разработки. К низкопроницаемым коллекторам принято относить такие, проницаемость которых не превышает 0,05 кв.мкм. Совершенно очевидно, что эта граница несколько условна, т.к. даже при средневзвешенной величине проницаемости в пределах 0,05 кв.мкм колебания ее в пределах объекта разработки могут быть существенными. Поэтому на практике чаше всего приходится иметь дело с объектами, неоднородными по своим фильтрационным свойствам, причем доля низкопроницаемых коллекторов преобладает как в разрезе, так и по площади. Понятно, что эффективность выработки запасов из объектов с низкопроницаемыми коллекторами должна рассматриваться с учетом неоднородности их фильтрационных характеристик.

Актуальность решения проблемы повышения эффективности разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами обусловлена возрастающей долей запасов нефти, сосредоточенных в таких коллекторах.

Разработка месторождений с низкопроницаемыми коллекторами в настоящее время осуществляется в большинстве случаев с применением заводнения. При этом наблюдается значительное расхождение между средним проектным коэффициентом нефтеизвлечения и фактическим -29% и 6%, соответственно.

Важную роль в разработке низкопроницаемых коллекторов играют структура перового пространства, смачиваемость коллектора, наличие и тип глинистого материала в нем. Низкая эффективность выработки запасов из низкопроницаемых коллекторов, а зачастую и полное их отключение из процесса дренирования, обусловлены, в первую очередь, несоответствием применяемых на различных этапах технологий специфическим особенностям низкопроницаемых коллекторов (например, в процессах вскрытия пластов, освоения скважин, заводнения, капитальных ремонтов и др.). В настоящее время ведутся интенсивные исследования по обоснованию подходов к разработке низкопроницаемых коллекторов с учетом отмеченных выше особенностей.

Как отмечалось выше, фактором, значительно осложняющим вовлечение в разработку низкопроницаемых коллекторов, является существенная неоднородность продуктивных пластов. Так, пласт ЮК10 Талинского месторождения представлен коллекторами с проницаемостью от 0,001 до 4 и более кв.мкм. Причем доля коллекторов с проницаемостью менее 0,05 кв.мкм достигает 65% и более.

Не вызывает сомнений, что эффективность и степень выработки запасов углеводородов из неоднородных низкопроницаемых коллекторов зависят от режима дренирования, метода воздействия на залежь, а также реализуемых режимов работы добывающих и нагнетательных скважин. При этом не исключается возможность трансформации энергетического состояния залежи.

Для повышения эффективности выработки запасов из неоднородных коллекторов в последние годы предложено достаточно много решений. При этом чаще всего применяется: выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и профиля притока в добывающих скважинах путем селективной изоляции высокообводненных, как правило, высокопроницаемых интервалов пласта, интенсификации нагнетания воды в низкопроницаемые интервалы неоднородного пласта в нагнетательных скважинах и притока жидкости из низкопроницаемых интервалов в добывающих скважинах. Промышленные испытания некоторых разработанных технологий, направленных на повышение охвата пласта воздействием и вовлечением низкопроницаемых коллекторов в разработку, не всегда показывает приемлемую эффективность. Так, на Талинском месторождении с 1988 по 1995 годы было испытано более 15 технологий по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин, селективной изоляции обводненных интервалов в добывающих скважинах, интенсификации приемистости низкопроницаемых интервалов пласта в нагнетательных скважинах и др. Однако достигнутая эффективность не превышает 1200 т дополнительно добытой нефти на одну скважина операцию без существенного изменения профилей приемистости и притока в скважинах до и после воздействия, что позволяет предположить о повышении эффективности выработки запасов из высокопроницаемых уже обводненных интервалов пласта без заметного вовлечения в процесс дренирования его низкопроницаемой части.

При разработке подходов к решению проблемы повышения степени выработки запасов из неоднородных пластов и вовлечения в разработку низкопроницаемой его части в настоящее время учитываются лишь начальные горно-геологические условия и текущее состояние разработки объекта. При этом недостаточно внимания уделяется истории разработки и выявлению процессов, развивающихся в пласте в процессе его эксплуатации. Тщательный и детальный анализ состояния разработки объекта на основании данных промыслово-геофизических и гидродинамических исследований позволяет учесть возмущения, внесенные в пластовую систему в процессе разработки, и выработать адекватные этому подходы к решению проблемы вовлечения в разработку низкопроницаемых интервалов пласта с учетом начальных горно-геологических условий эксплуатационного объекта и реально развившихся в течение разработки внутрипластовых процессов.

Важную роль в разработке низкопроницаемых коллекторов играют структура перового пространства, смачиваемость коллектора, наличие и тип глинистого материала в нем. Низкая эффективность выработки запасов из низкопроницаемых коллекторов, а зачастую и полное их отключение из процесса дренирования, обусловлены, в первую очередь, несоответствием применяемых на различных этапах технологий специфическим особенностям низкопроницаемых коллекторов (например, в процессах вскрытия пластов, освоения скважин, заводнения, капитальных ремонтов и др.).

Как правило, практические сложности в разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти обусловлены как геологическим строением объекта (высокая неоднородность, низкая проницаемость и т.д.), так и физико-химической характеристикой пород-коллекторов и насыщающих их флюидов (высокая пластовая температура, глинистость коллектора, повышенное содержание сероводорода, парафина в нефти, высокий газовый фактор и т.д.). Именно к таким месторождениям относится Талинское месторождение - одно из крупнейших в Западной Сибири по запасам.

Основным объектом разработки являются юрские отложения пласты ЮК10 и ЮК11. Пласты характеризуются крайней неоднородностью, как по емкостным, так и по фильтрационным свойствам.

Сложность геологического строения этого месторождения и реализуемая система разработки обусловили некоторые особенности выработки запасов и обводнения скважин. В настоящее время при разбуренности месторождения на 95% и обводненности добываемой продукции 91,6% текущая нефтеотдача не превышает 10%. Темп обводнения скважин независимо от применяемой системы разработки достигает 5-6% в месяц, за 16-18 месяцев от ввода в эксплуатацию скважины обводняются до 80-90% и более. При этом охват заводнением нефтенасыщенной толщины пласта крайне невелик, зоны и разрез пласта с ухудшенной проницаемостью в разработку практически не вовлекаются.

В условиях Западной Сибири применение в широких масштабах известных технологий интенсификации разработки, повышения нефтеотдачи пластов с применением различных химических реагентов сдерживается рядом факторов. Это и непродолжительный период года с положительной температурой, и удаленность региона (а следовательно, и высокая стоимость работ), и наличие неоднородных коллекторов с развитой поверхностью адсорбции и др. Кроме того, испытанные за последние десять лет на Талинском месторождении технологии повышения нефтеотдачи показали недостаточную эффективность.

В этой связи подробное рассмотрение особенностей геологического строения Талинского месторождения, некоторых процессов, которые происходят в процессе разработки и вносят существенные изменения в систему; влияния технологических характеристик на эффективность выработки запасов (забойное давление, депрессия, обводненность), применяемых методов воздействия на высоконеоднородные пласты с целью интенсификации выработки запасов нефти и др. является важным.

 

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ


1.1 Характеристика района

Талинское нефтегазовое месторождение открыто в 1962 году. Ближайшим крупным населенным пунктом является город Нягань, расположенный вдоль дороги Ивдель-Обь.

Климат района континентальный с продолжительной суровой зимой и коротким прохладным летом.

Описываемая площадь находится на левом берегу реки Оби и представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубоким длиннобалочным эрозионным расчленением. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 23-206 метров, на большей части площади 150-160 метров. Почвы в районе подзолисто-аллювиальные - глеевые.

Гидрографическая сеть представлена множеством притоков и мелкими реками Хугот, Потымец, Малая Ем-Ёга, Тал, Ендырь, Сеул, которые относятся к бассейну реки Обь в верхней части нижнего течения. Крупный источник водоснабжения река Обь удалена на расстояние, превышающее 50км. В разрезе Талинской площади выделяется два гидрогеологических этажа. Воды нижнего гидрогеологического этажа отделяются от верхнего толщей водоупорных морских глин олигоцентурона. Они формируются в затрудненном режиме, имеют высокую минерализацию (16-25г/л), хлоридо-натриевый состав и являются непригодными для целей хозяйственно-питьевого водоснабжения. Для этих целей используются водоносные горизонты верхнего-одигоценчетвертичного комплекса.

Талинская площадь принадлежит к лесной зоне, где растительность представлена сосновым и елово-кедровым лесом.

Талинское месторождение Красноленинского свода - одно из крупнейших по запасам в Западной Сибири, характеризуется специфическими горно-геологическими условиями, значительно осложняющими процесс разработки.

Талинское месторождение находится в Октябрьском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Месторождение простирается с северо-северо-запада на юго-юго-восток полосой шириной от 6 до 16 км на расстояние свыше 150 км (рис. 1.1).

Бурением вскрыты отложения четвертичного, палеогенового, мелового, юрского возраста, а также доюрские образования, представленные главным образом сланцами, кварцитами и туфопесчаниками.

Промышленная нефтеносность установлена в отложениях Тюменской свиты (пласты ЮК2 - ЮК11). Однако основными объектами разработки являются пласты ЮК10 и ЮК11 шеркалинского горизонта.

В пределах Талинского месторождения выделено несколько крупных участков разработки (с севера на юг) - северный, первоочередной, центральный, район разведочной скважины 800, промежуточный и районы разведочных скважин 802 и 805 (рис. 1.2).

Рис. 1.1 Обзорная карта расположения нефтяных месторождений ОАО "ТНК Нягань"

Рис. 1.2 Схема распространения пласта ЮК-10 Талинского месторождения: 1-скважина; 2-внешний контур нефтеносности; 3-граница выклинивания;4-граница участков разработки; 5-граница замещения коллектора;1-1 -линия +профиля

1.2 Краткая история разработки

Глубокое поисково-разведочное бурение на Красноленинском своде начато в 1959 году. За период с 1960-1968 г по результатам бурения глубоких скважин была доказана высокая перспективность территории Красноленинского свода в нефтегазоносном отношении. Первая промышленная нефть выявлена в 1962 году на Каменной площади, а в 1963 году признаки нефтегазоносности Тюменской и Викуловской свит установлены на площадях Ай-Торская, Ем-Еговская, Елизаровская, Пальяновская.

Поисково-разведочными работами в период с 1975 по 1982 годы доказана необходимость объединения всех выявленных в отложениях Тюменской свиты залежей в единое Красноленинское нефтегазовое месторождение.

Годы 1979-1983 характеризуются интенсивным разворотом разведочного бурения на Талинской площади и выходом на Южно-Талинскую площадь. Базисным объектом разведки в пределах Талинской и Южно-Талинских площадей являлся Шеркалинский горизонт (пласты ЮК-10 и ЮК-11). В это же время выделены 2 эксплуатационных объекта - ЮК-10 и ЮК-11.

Результаты испытания пробуренных скважин показали значительную изменчивость физических свойств, и сложный характер насыщения коллекторов Тюменской свиты.

С 1996 года на Южно-Талинской площади начата пробная эксплуатация пласта ЮК-11.

Относительно невысокая по меркам Западной Сибири продуктивность скважин (по блокам 53 и 54 - КСР=2,25 куб.м/сут.атм.) предопределило поведение разработчиков компании - их стремление к форсированию добычи нефти. Так в период 1997 года проводилось штуцирование скважин в диапазоне 12-9 мм (скв.9232-14 мм).

В конце 1997 года предпринята попытка снизить депрессию, путем уменьшения диаметра регулирующих шайб до диапазона 8-7 мм, со снижением депрессии на пласт в добывающих скважинах до 4 МПа.

За период 1997 года объемная обводненность продукции добывающих фонтанирующих скважин (блоки 53-55) достигла 11,8%.

При задержки механизированного способа эксплуатации, одной только энергии пласта становилось недостаточно для подъема обводненной нефти; в то же время, работа ЭЦН при высоких газовых факторах со срывами подачи, заставляла производственников оттягивать их пуск и удлинять тем самым фонтанный период эксплуатации.

В начале 1998 года на Южно-Талинской площади (эксплуатационный объект (ЭО - ЮК-11), по блокам 53-55, вновь производилась регулировка режимов работы фонтанирующих скважин, путем увеличения диаметра регулирующих штуцеров в диапазоне 9-8 мм, и доведения депрессии на пласт до 6 МПа и одновременным переходом на механизированную добычу нефти 31.5% основного фонда скважин в конце года).

В этом же, 1998 году, предпринята попытка очагово-избирательного заводнения (скв.9217) c суммарным объемом закачки 6000 куб. м, но забой скважины вскрыл высокопроницаемый пропласток, по которому произошел прорыв воды в реагирующие скважины (отдельные порции трития достигли добывающей скважины уже в первые часы, что можно объяснить наличием высокопроводящих каналов).

Эффективная проницаемость путей фильтрации составляет сотни Дарси. Ввиду малой толщины и расхода они не фиксируются по данным ГИС.

Таким высокопроводящим каналом может быть только трещина (или их совокупность), раскрывшаяся или образовавшаяся вновь в процессе закачки воды. Такие примеры известны в практике разработки месторождений.

Скважина 9217 выведена в консервацию спустя месяц после начала эксплуатации.

За весь период 1999 года объемная обводненность продукции скважин увеличилась с 11,8% до 26,11% в конце года, 63,1% действующего фонда скважин составляли фонтанирующие скважины.

За этот же год зафиксировано их максимальное количество - 12 единиц.

В период с 1999 года по 07.2002 года производилась последовательная работа по переводу фонтанного фонда скважин на механизированную добычу (70,8% - в 2000 году; 85.1% - в 2001 году; 81.48% - в 2002 году), дальнейший рост объемов бурения - доведение основного фонда скважин с 19 до 27 единиц, регулирование штуцированием на выкиде фонтанных скважин до 6 мм в 2003 году (табл.1.1.)

За это время фонд таких (фонтанирующих) скважин уменьшился в 4 раза (3 единицы на 1.01.2003года), количество скважин оборудованных ШСНУ и ЭЦН увеличилось соответственно в 6 и 3,2 раза.

Объемная обводненность достигла 57,27%. Пластовое давление снизилось до 20,01МПа на внешнем контуре, на 19,9% от начального (25,0МПа).

Таблица 1.1 Движение фонда скважин эксплуатационного объекта ЮК - 11 Южно - Талинской площади (блоки 53 - 55 )

№ п\п

Скважины

Годы разработки



1998

1999

2000

2001

2002

1

Фонтанирующие, штук

10

12

6

3

3

2

Оборудованные ШГН, штук

1

1

4

9

6

3

Оборудованные ЭПУ ( ЭЦН )

0

5

13

14

16

4

Нагнетательные, штук

0

1

0

0

0

5

Пьезометрические, штук

0

0

0

0

0

6

Бездействующие, штук

0

0

0

0

1

7

В консервации, штук

0

0

1

1

1

8

Добывающие механизированным способом, штук

1

6

17

23

22

9

Всего скважин, штук

11

19

24

27

27


Площадь блоков 53-55 (ЭО-ЮК-11) Южно-Талинской площади разбурена, в основном в зоне условного раздела между блоками 53 - 54, по правильной геометрической системе для площадного заводнения. Использовалась четырехточечная система с расстояниями между забоями скважин 600 м в ряду и 600 м между рядами

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ


2.1 Геологическая характеристика месторождения

Талинское нефтегазовое месторождение приурочено к одноименному своду, представляющему собой слабо вытянутую структуру размером

х 115 км свод расположен на юго-западе Западно-Сибирской нефтегазовой провинции, отделяясь от сопредельных структур положительных структур с востока - Елизаровским прогибом, запада Мутойской котловиной. На юге через Потымскую седловину Красноленинский свод сочленяется с Шаимским мегавалом.

В геологическом строении Красноленинского месторождения участвуют комплексы пород от докембрийских до современных. Максимальный разрез вскрыт скважиной 800 на глубину 3934 м. Красноленинское месторождение включает в себя ряд площадей, приуроченных к одноименным поднятиям: Талинскую, Южно-Талинскую, Ем-Ёговскую, Пальяновскую, Елизаровскую, Ингинскую, Сосново-Мысскую и др. Промышленная нефтегазоносность указанных площадей связана с отложениями тюменской и викуловской свиты. На Талинской и Южно-Талинской площадях разрез представлен наиболее полно.

2.1.1 Стратиграфия

В строении фундамента Талинской площади принимают участие породы докембрийского (биотитовые, хлористо серицитовые сланцы и амфиболиты) и палеозойского (различные сланцы, кварцевые песчаники, туфопесчаники, зеленокаменные измененные базальты, осадочно-вулконогенные образования) возраста. По докембрийским и палеозойским отложениям развиты древние коры выветривания преимущественно као-линитового состава, отнесенные (с некоторой долей условности) к пермско-нижнетриасовым образованиям.

2.1.1.1 Юрская система

В основании осадочного чехла в породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием залегают породы тюменской свиты.

В комплексе пород тюменской свиты выделяются три подсвиты:

нижняя, средняя и верхняя.

Породы нижней подсвиты на Талинской площади объединяются в Шеркалинский горизонт. В разрезе указанного горизонта выделяются основные продуктивные пласты района ЮК10-ЮК11 толщина Шеркалинского горизонта достигает 100 м.

Породы средней и верхней подсвит тюменской свиты - среднеюрского возраста. Они согласно перекрывают нижележащие отложения Шеркалинского горизонта.

Разрез сложен в основном аргиллитами с прослоями и линзами алевролитов и песчаников, как по разрезу так и по площади. Встречаются линзы углистых аргиллитов, углей к линзам песчаников верхней и средней подсвит приурочены пласты ЮК2-9. Выше по разрезу породы Тюменской свиты согласно перекрываются породами абалакской свиты. Разрез абалакской свиты представлен глинистыми породами морского происхождения. Толщина абалакской свиты 0-37 м.

Выше лежащие породы юрской системы представлены отложениями баженовской свиты. Стратиграфический диапазон баженовской свиты волжский ярус и низы берриасовского яруса. Разрез представлен аргилитами темно-серыми и черными. Толщина свиты 15-40 метров. Отложения баженовской свиты перекрываются мощной толщей (600-700м) глинистых пород фроловской свиты нижнего мела.

.1.1.2 Меловая система

В составе меловых отложений Красноленинского свода выделяются фроловская, кошайская, викуловская, ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты.

Фроловская свита залегает на баженовской и согласно перекрывается осадками кошайской свиты. Стратиграфический диапазон Фроловской свиты барриас, валажин, готерив, барен, низы апата. Отложения представлены морскими темно-серыми гидрослюдистыми аргиллитами с прослоями глинистых известняков, сидеритов, алевролитов. Общая толщина фроловской свиты 527-625 м. Осадки кошайской свиты залегают в породах фроловской свиты. Литологически свита представлена глинами. Встречаются прослои алевролитов и известняков, особенно в верхней части разреза. Породы содержат спорно-пыльцевые комплексы апата. Общая толщина 50-65 м.

Выше по разрезу осадки кошайской свиты перекрываются без видимых следов несогласия породами викуловской свиты, которая условно подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена морскими гли-нисто-алевролитовыми породами с подчиненными прослоями глинистых известняков. В верх по разрезу увеличивается количество алевролитового материала. Содержит включения обугленных растительных осадков, желваки сидерита. Верхняя подсвита имеет преимущественно алеврито-песчанистый состав с прослоями глин. Толщина викуловской свиты 120-130м.

Отложения викуловской свиты перекрываются породами ханты-мансийской свиты возраст, которой фораминифер и по положению в разрезе принимаются в объеме среднего верхнего альба. Разрез сложен морскими темно-серыми аргелитами с тонкими прослоями аргелитов, известняков и седеритов. Верхняя часть разреза представлена прибрежно-морскими сероцветами алевролитами и глинами. Породы содержат многочисленный обугленный детрит. Общая толщина ханты-мансийской свиты равна 240-280 м.

Уватская свита (сеноман) согласно залегает на породах ханты-мансийской свиты и перекрывается кузнецовской свитой. Слагается серыми зеленовато-серыми песками, песчаниками, алевролитами и глинами. Толщина свиты 220-250м.

Кузнецовская свита (турон) представлена темно-серыми глинами и единичными прослоями алевролитов и глауконитовых песчаников. Содержит многочисленные остатки фауны пелеципод. лингул, аммонитов. Общая толщина свиты 35-50м.

Березовская свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита сложена серыми, темно-серыми опоками, кремнистыми глинами и аргиллитами. Верхняя подсвита представлена серыми и зеленовато-серыми глинами, опоковидными с редкими прослоями опок. Общая толщина берёзовской свиты 180-240м.

Ганькинская свита имеет широкое распространение в пределах Западной Сибири. Представлена характерной толщей известковых зеленовато серых глин с прослоями алевролитов и мергелей. Толщина 50-75 м.

2.1.1.3 Кайнозойская группа. Палеогеновая система

Палеогеновые отложения согласно залегают на меловых отложениях и имеют широкое распространение в пределах Красноленинского района. Представлены всеми тремя отделами: палеоценовым, эоценовым, олигоценовым.

В составе палеогеновых отложений выделяется талицкая, люлинворская, тавдинская. атлымская. новомихайловская, журавлевская свиты.

Талицкая свита (палеоцен) подразделяются на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена темно-серыми массивными глинами участками глауконитовыми, с редкими линзами сидеритов и алевритового материала. Верхняя подсвита представлена темно-серыми глинами с многочисленными гнездами и линзами алеврито-песчаного материала и редкими прослоями алевролитов.

Верхняя часть подсвиты представлена тонко отмученными, иногда опоковидными глинами. Толщина талицкой свиты 130-150м.

Люлинворская свита (эоцен) согласно залегает на породах талицкой, свита разделена на три подсвиты. Для разреза нижней подсвиты характерны опоки и опоковидные глины с присыпками кварцевого-глауконитового песка в нижней части. Средняя часть разреза сложена диатомитами и диатомитовыми глинами иногда алевролитистыми. В верхней части разреза описываемой свиты развиты зеленовато-серые тонко слоистые диатомитовые глины, в которых отмечаются желваки марказита. Общая толщина свиты 200-225м.

Тавдинская свита (верхний эоцен - нижний олигоцен) сложена толщей голубовато зеленых и оливково зеленых пластинчатых глин с тонкими линзочками светловато-серого алевролитового материала. Характерны стяжения марказита. Толщина свиты 60-80м.

Новомихайловская свита (средний олигоцен) представлена чередованием серых и бурых глин, алевролитов серых и светло-серых песков с прослоями углей и лигнитов. Толщина свиты 50-70 м.

Журавская свита (верхний олигоцен) залегает на отложениях ново-михайловской свиты и с перерывом перекрывания осадками четвертичного возраста. Свита представлена серыми и зеленовато-серыми глинистыми алевролитами с прослоями песков и алевролитами с включениями глауконита. Толщина свиты 10-30 м.

Неогеновые отложения в районе Красноленинского свода отсутствуют.

2.1.1.4 Четвертичная система

Четвертичные отложения несогласно перекрываются отложениями журавской свиты и имеют повсеместное распространение. Отложения представлены супесями, серыми и желтовато серыми песками с прослоями глин серых, бурых песчаников. Встречаются мощные слои торфа, линзы валунных галечников. На севере и востоке района развиты ледниковые отложения в составе которых встречаются различные по размерам отторженны.

2.1.2 Тектоника

В тектоническом отношении талинская площадь приурочена к одноименному талинскому валу, расположенном на западном склоне Крас-ноленинского свода.

Выше упоминалось, что Красноленинский свод в морфологическом отношении представляет собой слабо вытянутую структуру северо-западного простирания с размерами длинной и короткой осей 165-115 м, а амплитуда его по отражающему горизонту "Б" (верхняя юра) составляет относительно днища Мутомской котловины 100-150 м, а относительно моноклинального склона 300-350 м. Следовательно, в современном структурном плане свод представляет тектонический с региональным падением слоев в восточном направлении.

В пределах исследуемой площади талинский вал осложнен Талинской, Северо - Талинской и Южно - Талинской структурами.

В 1976 году была пробурена поисковая скважина № 1, которой установлена промышленная нефтеносность отложений Тюменской свиты. Анализ сейсмических материалов показал, что горизонт Т2 (шеркалинский горизонт) развит преимущественно в осевых частях прогибов и имеет четкие приклинивания к склонам выступов доюрских образований. В этой связи был проведен анализ структурного плана, который показал, что уже к началу формирования осадочного чехла в пределах изучаемой площади сформировались глубокие прогибы.

По кровле доюрского основания Талинская и Северо-Талинская складки разделены глубоким прогибом (амплитуда 75-100 м.) вытянутым в Северо-восточном направлении по линии скважин № 103,91,102,105,121. Аналогичный прогиб разделяет Талинскую (амплитуда 100-140 м.) и Южно -Талинскую складки по линии скважин № 132, 503, 511, 126. Ось прогиба имеет широкое простирание. Валентиновская и Малохорская складки отделяются от Южно - Талинской прогибом (амплитуда 50-73 м.) северо-западное простирание по линии скважин № 186, 139, 802, 825. Талинская антиклинальная складка по замыкающей изогипсе - 2525 м доюрского основания имеет размеры 14*6 км и амплитуду 40 м. складка вытянута в северо-восточном направлении. Углы наклона крыльев складки составляют 2-4° северо-западное и 50"-2°30' юго-восточное. Северо-Талинская складка в пределах исследуемой площади не замыкается. В районе скважины 4, 135 выделяется купол, осложняющий переклинальное окончание складки. Амплитуда купола относительно днища прогиба 100-150 м, углы наклона крыльев составляют 3° западного и 4° восточного. Южно-Талинская складка по замыкающейся изогипсе 2525 м доюрского основания имеет размеры 15-95 км и амплитуду 120 м. Складка вытянута в северо-западном направлении. Углы наклона крыльев составляют: 2°-юго-запада и 4°30' северо-восточном направлении.

Структурные планы продуктивных пластов ЮК10-ЮК11 в целом сохраняют очертания кровли доюрского основания. Это объясняется тем, что отложения пластов ЮК10-ЮК11 накапливались в прогибах фундамента, которые на протяжении всей истории развития площади разделяли Северо-Талинское и Талинское, Талинское и Южно-Талинское, Южно-Талинскос и Валентановское локальные поднятия.

Разбуривание залежи пласта ЮК10 эксплуатационной скважиной показало, что его отложения слагают сложный, не подчиняющийся каким-либо видимым закономерностям разрез. Песчано-гравелитовые пропластки ЮК10 невыдержанны как по площади, так и по разрезу. Максимальная изменчивость и не выдержанность коллекторов наблюдается в центральной часта Талинской площади, в районе расположения разведочных скважин 115-140 здесь выявлены две зоны полного замещения пластов коллекторов непроницаемыми породами на участках расположения скважин 3057 и 3104, 3105.

Зона сокращения эффективных толщин пласта ЮК10 - выявлена к западу от разведочных скважин 190, 107. Эта зона приурочена к приподнятому блоку доюрского основания, продолжившего восходящие движения во время отложения пласта ЮК10, что привело к сокращению толщин песчано-гравелитовых осадков в плоть до полного их выклинивания в скважинах 3617, 3656, 3698.

Литологическое замещение коллекторов непроницаемыми глинистыми породами наблюдается в районе скважин к востоку от скважины 955. В скважине 4661, 4677, коллекторские разности полностью замещены.

Основные принципиальные черты геологического строения района в целом и пластов Шеркалинской пачки в частности в процессе разбуривания подтвердились с неизбежными в таких случаях уточнениями.

Продуктивные пласты ЮК10-11 залегают в нижней части тюменской свиты и сложены грубозернистыми породами с редкими прослоями глинизированных разновидностей.

Строение пластов неодинаковое. Пласт ЮК11 залегает в виде узкой (до 5км.) протяженной (свыше 120 км.) полосы меридионального субмери-дианального простирания. Слагающие его породы представляют собой осадки заполнения каньонообразного вреза в доюрский фундамент. В основании они представлены гравийно-конгломератовыми и брекчиевыми прослоями. Толщина отложений данного пласта достигает 50 метров.

Пласты ЮК10-11 разделяются между собой выдержанной пачкой аргиллитов толщиной от 5-20 и более метров. Отложение пласта ЮК10 развиты значительно шире, площадь их распространения на отдельных участках увеличивается по ширине до 20 км. Максимальная его толщина достигает 30 метров, в поперечном сечении он имеет пластообразную форму. В центральной части прогибов пласт залегает с размывом на аргилитах, перекрывающих образования ниже лежащего пласта ЮК11, а в краевых зонах - на породах фундамента.

2.2 Продуктивные пласты ЮК10 и ЮК11

Остановимся на характеристике пластов ЮК10 и ЮК11 более подробно. Пласт ЮК11 имеет ограниченное распространение, прослеживается полосой шириной 5 - 6 км и залегает на наиболее погруженных участках фундамента. Сложен пласт гравелито-песчаными и алевролитовыми породами с небольшими по толщине линзами и прослоями глинистых пород. Характерным является прерывистость нефтеносности. Общая толщина пласта достигает 65 м.

В пласте выделено три залежи нефти. Наиболее крупная залежь расположена вдоль восточной линии выклинивания пласта в пределах первоочередного и центрального участков разработки. Две другие залежи, меньшего размера, расположены в районах скважин 802-805 и в северо-западной части первоочередного участка.

Пласт ЮК11 отделен от пласта ЮК10 глинистым разделом, имеющим довольно широкое распространение в погруженных зонах и полностью отсутствующим на приподнятых участках фундамента. Толщина раздела изменяется от 7 до 16м.

Пласт ЮК10 распространен более широко, но развит также не повсеместно. Его максимальная толщина достигает 35 м. В зонах отсутствия пласта ЮК11 пласт ЮК10 залегает непосредственно на породах фундамента. Пласт представлен гравелитами, алевролитами и глинами.

Анализ и обобщение геолого-физической информации по пласту ЮК10 позволяют нам разделить продуктивный разрез по скважинам на три основных типа: I - II - III ( рис.2.3 ).

Отнесение продуктивного разреза к тому или иному типу базируется на наличии или отсутствии в разрезе глинистого прослоя, коррелируемого в соседних скважинах. Отметим, что деление разреза на типы условно, но отражает весьма существенные характеристики, так как скважины, вскрывшие различные типы разрезов, имеют различную характеристику работы.К первому типу относится продуктивный разрез, в котором отсутствует глинистый прослой.

Второй тип разреза характеризуется наличием в нем выдержанного глинистого прослоя, расположенного в средней части и делящего продуктивный горизонт на две части: верхнюю и нижнюю.

Третий тип разреза, являющийся наиболее распространенным, характеризуется чередованием нефтенасыщенных и глинистых прослоев толщиной до 3 м, которые хорошо прослеживаются по площади.

Проведенное детальное изучение показало, что породы-коллекторы характеризуются различной сортировкой и особенно упаковкой обломочного материала. Фракционный состав представлен обломками всех размеров (от гравийных с диаметром частиц до 1,5 см до алевритовых с диаметром частиц 0,05-0,01 мм). Соотношения между пористостью, проницаемостью и водонасыщенностью в таких коллекторах могут быть отличными от тех, которые обычно наблюдаются в гранулометрически однородных породах-коллекторах.

Коллекторами нефти на Талинском месторождении являются песчаники от грубозернистой до мелкозернистой структуры, а также гравелиты, содержащие примесь песчаного материала. Учитывая основные структурно-литологические признаки, коллекторы можно подразделить на следующие типы.

. Гравелиты песчанистые - порода представлена плотно-упакованными гравелитовыми зернами диаметром 1-1,5 см, тип цементации - контактный; пространство между зернами частично или полностью заполнено песчаным материалом или агрегатами каолинитового цемента, содержание которого составляет в среднем 2-3%. Пористость гравелитов обычно колеблется от 14 до 18,6%, проницаемость изменяется в очень широком диапазоне: от 0,07 до 1 кв.мкм и более, водонасыщенность составляет 12-29%. В том случае, когда фракция песчаника занимает все поровое пространство между гравийными зернами, порода характеризуется минимальной пористостью и называется гравелито-песчаной. Содержание песчаной фракции в ней достигает 55%. Пористость такой породы изменяется в пределах от 10 до 14,7%, проницаемость от 0,001 до 0,045 кв.мкм, водонасыщенность - 22,5-50%.

. Песчаники, содержащие примесь гравелитового материала (до 25%). В одном случае - это песчаники мелкозернистые и мелко среднезернистые (0,5-0,25 мм) с включением гравелитовых зерен, которые неравномерно распределены в матрице песчаника и образуют как бы барьеры для флюидов, повышая извилистость путей их фильтрации. По данным анализа кернов пористость таких песчаников изменяется от 11 до 18%, проницаемость составляет 0,001-0,150 кв.мкм, водонасыщенность - 18,3-50%.

В другом случае зерна гравелитовой фракции в песчанике контактируют друг с другом. Фильтрационно-емкостные свойства этой породы значительно лучше: пористость возрастает до 14-20,8%, проницаемость изменяется от 0,05 до 1кв.мкм, водонасыщенность составляет 18,2-29,2%.

Рис. 2.1 Геологический профиль по линии 1-1 (см. рис. 1.2) - “первоочередной участок - участок района разведочной скважины 805”

Рис.2.2 Геологический профиль отложений пластов ЮК10 и ЮК11 по линии скважин 5687 - 5287: 1 -нефть; 2-глинистые отложения; 3-переходная зона; 4-вода; 5-кристаллический фундамент

Рис.2.3 Основные типы разрезов пласта ЮК10 по скважинам Талинского месторождения: ВП - верхняя пачка; НП - нижняя пачка; 1- глины; 2 - нефтенасыщенная толщина

Коллектор представлен порами и кавернами. Таким образом, свойства гравелитов и гравелитовых песчаников определяются различными вариантами и характером упаковки обломочных зерен и зависят от относительной доли песчаной и гравелитовой фракций в породе. Главное же заключается в том, что сходный гранулометрический состав не всегда свидетельствует о сходстве коллекторских свойств; решающую роль при этом играет характер упаковки обломочного материала, обусловливающий существенные различия фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.

. Песчаники крупно-грубозернистые (диаметром 1-0,5 мм), алевролитовые, общее содержание каолинитового цемента составляет 6,9%. Данные исследования кернов свидетельствуют о хороших коллекторских свойствах, поскольку поровое пространство представлено порами и микрокавернами; пористость изменяется от 10,5% до 18,2%, проницаемость от 0,3 до 4,4 кв.мкм. водонасыщенность относительно низкая - 10,5-13,2%.

. Песчаники крупно-среднезернистые и разнозернистые (диаметром 0,5-0,25 мм), алевролитовые, содержание цемента каолинитового и гидрослюдистого состава до 9%. Эти песчаники имеют пористость от 12,6 до 21,6%, проницаемость изменяется в диапазоне 0,05-2,5 кв.мкм, водонасыщенность в пределах 10- 18,5%; емкостное пространство представлено порами и микро-кавернами.

. Песчаники средне-мелкозернистые (диаметром 0,25-0,1 мм), алевролитовые с включением крупной песчаной фракции, общее содержание цемента гидрослюдистого состава 10,2%, емкостное пространство представлено порами. Согласно результатам исследований пористость изменяется от 10,2 до 18,6%, проницаемость - 0,001-0,15 кв.мкм, водонасыщенность находится в пределах 13,5-58,3%.

Алевролиты из-за очень низких фильтрационно-емкостных свойств (пористость 8-9%, проницаемость не более 0,001 кв.мкм, водонасыщенность до 68%) не считаются коллекторами.

Таблица 2.1 Геологофизические параметры основных объектов разработки Талинского месторождения

№п/п

Параметр

ЮК10

ЮК11

1

Средняя глубина залегании, м

2700

2740

2

Тип коллектора

Терригенный

Терригенный

3

Площадь нефтеносности в границах утвержденных запасов, млн.кв.м

803

243

4

Средняя эффективная нсфте насыщенная толщина, м

11,8

13,3

5

Средняя пористость, %

16

16

6

Коэффициент нефтенасыщенности, ед.

0,83

0,72

7

Средняя проницаемость по керну, кв.мкм

0,184

0,041

8

Пластовая температура. 0С

90-120

90-120

9

Начальное пластовое давление, МПа

25,5

25,5

10

Давление насыщения, МПа

13-22

13-22

11

Плотность нефти в пластовых условиях, к г/куб, м

670-700

670-700

12

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с

0,4-0,5

0,4-0,5

13

Газонасышенность, куб.м/т

130-300

130-300

14

Содержание, % серы парафина смол и асфальтенов

 0,2 3,4 4

 0,2 3,4 4


2.3 Свойства пластовых флюидов

На месторождении глубинные пробы отобраны из пластов ЮК10 (146 скважин) и ЮК11 (18 скважин). Глубинные пробы отбирались с помощью пробоотборников ВПП-300. Методическое обеспечение исследований соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ -39 -112-80 "Нефть. Типовое исследование пластовой нефти.

Компонентный состав пластовых разгазированных нефтей и нефтяных газов определялся методами газо-жидкостной хромотографии, на приборах типа ЛХМ-8МД "Хром-5" и "Вариан-3700". Поверхностные пробы отбирались с устья добывающих скважин.

Таблица 2.2 Свойство пластовой нефти Талинского месторождения

ЮК10

ЮК11

Пластовое давление МПа

19-25

22,6-25,7

Пластовая температура 0С

98-105

98-107

Давление насыщения МПа

11,8-22,6

11,2-19,7

Газосодержание м3/т

181-375

141,5-254,9

Газовый фактор при условиях сепарации м3/т

140-340

147-218

Объёмные коэффициент

1,46-1,98

1,39-1,73

Плотность нефти

602-677

620-675

Объёмный коэффициент при усл. сепарации

1,37-1,77

1,4-1,57

Вязкость нефти мПа*с

0,25-0,55

0,3-0,5

Коэффициент объёмной упругости 1/МПа*10-3

17,3-34,0

17,2-23,6

Плотность нефти при усл. сепарации кг/м3

802-812

806-815


Необычны термобарические условия продуктивных пластов: при глубине залегания 2700 м начальная пластовая температура доходит до 105 0С, начальное пластовое давление ниже гидростатического (23 МПа) примерно на 10%. Пластовая нефть маловязкая - 0,4 мПа*с, газонасыщенность нефти достигает 340 м3/т, давление насыщения составляет 21,5 МПа, содержание парафина до 4%, плотность нефти в пластовых условиях составляет 700 кг/м3. Так, газосодержание от 140 м3/т. до 340 м3/сут. Давление насыщения нефти газом по ряду скважин (около 30% от общего объёма исследований) равно и выше пластового давления, что однозначно свидетельствует о наличии двухфазного потока, как в зоне отбора, так и на забое скважины. Плотность разгазированной нефти невелика (780-825кг/м3), что связано не только с индивидуальными свойствами нефти, но и с выносом на поверхность конденсата, образующегося в пласте при фильтрации газонефтяной смеси.

Нефтяные газы стандартной сепарации высокожирные, коэффициент жирности газов обоих пластов около 100 .

 

Таблица 2.3 Состав пластовой воды

Общая минерализация мг/л

13415,25-20503,00

Плотность г/см3

100,5- 1.011

Хлор

39,1-47,9

Сульфат

Отсутствует

Гидрокарбонат

2,15-4.00

Кальций

0,6-1,7

Магний

0,2 - 0,3

Натрий + калий

48,3 -49,4


Вывод

Таким образом проведенный анализ свидетельствует о аномальных свойствах пластовых флюидов в условиях их залегания и о чрезвычайно сложном геологическом строение разрабатываемых объектов Талинского месторождения.

пластовый скважина низкопроницаемый коллектор

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Проектные решения разработки

С 1981 года на небольших участках Талинского месторождения начата пробная эксплуатация. В первую очередь в эксплуатационных скважинах в эксплуатацию вводились все проницаемые горизонты, выделенные в разрезе тюменской свиты. С 1983 года на Талинской площади в разработку введен только Шеркалинский горизонт.

Промышленная эксплуатация Талинской площади осуществляется с 1981 года. Эксплуатационное бурение начато в 1982 году на опытном участке, расположенном на северо-западе залежи, основного эксплуатационного объекта ЮК10 на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП, которая предусматривает (таблица 3.1):

-     выделение основного эксплуатационного объекта (пласты ЮК2 - ЮК11)

      система разработки площадная девяти точечная, сетка 400х400 метров.

По результатам бурения было установлено, что на значительной площади имеются достаточно выдержанные пласты ЮК10 - ЮК11 , обладающие большой продуктивностью и плотностью запасов, чем пласты ЮК2-9. В связи с этим СибНИИНП была составлена новая технологическая схема на запасы Шеркалинской пачки - пласты ЮК10, ЮК11 (таблица 3.2 - 3.3):

   выделение двух эксплуатационных объектов ЮК10, ЮК11 с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;

   применение блоковой трехрядной системы размещения скважин по сетке 400х400 метров при расстоянии между первыми добывающими и нагнетательными рядами 500 метров (плотность 18 га/скв)

   рекомендуемое забойное давление не ниже 30% по сравнению с давлением насыщения то есть 16 МПа;

   способ эксплуатации фонтанный с переходом на компрессорный газлифт в 1988 году;

   немедленное введение ППД;

   фонд скважин всего 7468, в том числе добывающих 5136, нагнетательных 2332;

   проектный уровень добычи нефти 4,9 млн.тон (2000 г) добычи

жидкости 96,3млн. тон (2000г), закачки воды

,9 млн.3 (2000г);

   извлекаемые запасы нефти, принятые в технологических расчетах 464,9 млн.тонн, коэффициент нефтеизвлечения 0,25.

Динамика проектных уровней добычи нефти и изменение сведений по запасам в процессе развития нефтедобычи Талинской площади демонстрируются в таблицах 3.4 - 3.5

А так же, в таблице 3.6 можно увидеть состояние разработки месторождений ОАО «ТНК-Нягань» по состоянию на 01.01.2003 года.

 

Таблица 3.1 Основные технологические показатели утвержденных ЦКР проектных документов. Талинская площадь

Наименование

[1]

[2]

[3]

[4]

Эксплуатационный объект

Тюменская

ЮК10, ЮК11

ЮК10, ЮК11

ЮК10, ЮК11


свита (ЮК2-11)




Система разработки

площадная, девятиточечная

трехрядная, блоковая

Трехрядная, блоковая с Переходом на блочно-замкнутую

Плотность сетки доб.+нагн.скв., га/скв

16, с резервными 12

18

I стадия - 36

18, с 46 блока - 24




II стадия - 9


Проектный уровень добычи нефти, млн.т/год

3,5

17,4

2,085

7,18

Темп отбора при проектном уровне от НИЗ,%

3,3

3,78

6,9

3,3

Год выхода на проектный уровень

1994

1992

1995

1992

Проектный уровень добычи жидкости, млн.т/год

6,6

66,9

6,616

116,56

Проектный уровень закачки воды





(раб.реагентов), млн.м3/год

10,2

91,9

8,9

140,1

Фонд скважин за весь срок разработки, всего, шт.

1204

8488

793

7468

в том числе: добывающих

695

5615

674

5136

Нагнетательных

232

1766

119

2332

Фонд резервных скважин, шт.

277

1107

-

-

Накопленная добыча нефти, млн.т





С начала разработки

105,9

464,9

20,4

261,5

Накопленная добыча жидкости, млн.т





С начала разработки


2298,4

145,2

5759,7

Закачка рабочих агентов, млн.м3





С начала разработки

410,8

3048,7

185,3

7027,2

Конечный коэффициент извлечения нефти (АВС1), д.ед.

0,35

0,472

0,291

0,25

[1] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1980 г.)

[2] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1984 г.)

[3] - Дополнительная записка к технологической схеме разработки (Южный участок) Талинской площади (1987 г.)

[4] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1992 г.)

Таблица 3.2 Сопоставление основных проектных и фактических показателей разработки по Талинской площади

ПОКАЗАТЕЛИ

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

Добыча нефти, всего,тыс.т

проект

115143,0

9402,7

7176,6

5786,6

5469,6

5191,3

4785,1

4713,8

4725,7

4751,9

4882,8

5104,6

5223,9

5196,3


Факт

12336,8

9305,0

7060,7

5577,5

5231,3

3698,4

2379,2

2075,7

1737,5

1592,6

1550,0

1442,0

1575,3

1754,7

Накопленная добыча нефти, тыс.т

проект

66180,0

61821,1

68997,7

74784,3

80253,9

85445,2

90230,3

94944,1

99669,7

104421,6

109304,4

114408,9

119632,8

124829,0


Факт

52302,0

61607,0

68667,8

74245,3

79476,6

83175,0

85554,2

87629,9

89367,4

90960,0

92510,0

93952,0

95527,4

97282,0

Средняя обводненность продукции, %

проект

47,0

84,9

89,6

91,7

92,3

93,0

93,9

94,4

94,6

94,8

94,9

95,1

95,3

95,4


Факт

72,7

82,2

86,0

87,8

87,5

90,6

93,3

92,2

88,0

87,5

90,7

91,7

91,2

91,6

Добыча жидкости, всего, тыс.т

проект

28568,0

62076,8

68704,0

69993,6

70689,0

73984,8

79013,6

83462,1

87925,3

91806,3

96359,5

103344,8

110180,7

113820,9


Факт

45207,1

52314,9

50525,6

45859,0

41798,6

39330,0

35604,0

26765,7

14526,0

12747,3

16736,1

17458,9

17812,7

20987,8

Закачка воды, тыс.м3

проект

46386,0

78899,6

86349,1

86406,4

87015,9

90514,9

95872,9

100914,2

106059,1

10549,8

115922,9

124118,2

132174,1

136331,6


Факт

82805,3

83241,7

71496,4

58466,7

50636,5

42034,0

43418,0

29758,2

14635,6

11005,1

12952,4

11652,2

12833,5

13074,5

Эксплуатац. бурение, всего, тыс.м

проект

1496,4

1941,1

1454,3

1000,0

799,4

799,4

802,4

799,4

799,4

799,4

799,4

799,4

498,5

300,9


Факт

1882,3

1698,7

1175,4

821,1

353,4

135,4

52,9

47,0

15,7

22,5

5,9

32,3

0

0

Ввод новых доб. скважин, всего

проект

446

565

405

279

232

244

240

236

235

249

253

271

169

102


Факт

649

551

335

329

174

89

21

14

13

11

5

5

5

8

Дебит нефти новых скважин, т/сут

проект

20,7

33,5

25,1

27,2

20,7

12,6

10,1

7,2

6,2

5,4

4,7

5,0

5,0

5,0


Факт

40,8

29,2

19,1

24,7

24,2

29,3

22,0

50,4

36,7

27,2

12,8

9,0

16,9

11,6

Средний дебит нефти, т/сут одной доб. скв

проект

27,9

11,0

7,5

5,8

5,4

5,0

4,0

3,7

3,6

3,5

3,5

3,4

3,3


Факт

19,0

12,1

8,6

7,5

8,5

7,4

5,5

5,6

6,9

6,6

5,4

5,0

5,7

6,1

Средний дебит жидкости, т/сут одной доб. скв

проект

52,7

72,7

72,2

70,0

69,5

70,6

71,7

71,7

69,2

69,3

69,5

70,9

72,5

73,2


Факт

69,7

67,8

61,9

61,8

67,6

78,7

82,6

71,9

57,3

53

58,4

60,8

63,9

72,7

Фонд доб.скв. на конец года, шт.

проект

1905

2805

3033

3124

3172

3283

3468

3657

3840

4015

4203

4428

4565

4633


Факт

2433

2835

3003

3273

2387

2268

1763

1605

1222

1392

1990

2126

2146

2375

Перевод скважин на мех. добычу шт.

проект


666

217

360

202

241

193

220

207

227

235

271

169

102


Факт

550

387

210

175

190

184

104

68

121

97

50

22

14

24

Ввод нагнетательных скважин, шт.

проект

100

262

261

224

172

116

64

70

72

58

40

18

0

0


Факт

242

172

130

66

60

37

11

13

2

0

0

5

4

26

Фонд нагнет. скв. на конец года

проект

487

1228

1489

1713

1885

2001

2065

2135

2207

2265

2305

2323

2323

2323


Факт

925

1091

1218

1290

1039

1016

966

716

376

135

450

471

475

781


Таблица 3.3 Характеристика проектных документов

Наименование проектного документа

Объект разработки

Утвержд. ЦКР

Извлекаемые запасы (категория АВС1), млн.т

Коэффициент нефтеизвлечения (категория АВС1), доли ед.

Проектные уровни

 




№протокола

Дата



Добыча нефти, млн.т/год

Добыча жидкостимлн.т/год

Закачка воды, млн.м3/год

Фонд скважин

 











добыв.

нагнет.

 













 

1

Технологическая схема разработки

ЮК2-ЮК9

884

01.10.80 г.

105,874

0,35

3,5

6,6

10,2

695

232

 

2

Технологическая схема разработки

ЮК10, ЮК11

1095

25.07.84 г.

320,5

0,472

17,4

66,9

91,9

5615

1766

3

Дополнительная записка к технологической схеме разработки (Южный участок)

ЮК10, ЮК11

1276

23.12.87 г.

20,4

0,291

2,085

6,6

8,9

674

119

 

4

Технологическая схема разработки

ЮК10, ЮК11

1462

28.02.92 г.

245

0,25

7,18

116,8

140,1

5136

2332

 



Таблица 3.4 Динамика проектных уровней добычи нефти. Талинская площадь

Проектный документ















 


1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

 
















 

[1]

64,8

355,0

660,0

1000,0

1380,0

1700,0

1990,0

2280,0

2560,0

2810,0

3100,0

3310,0

3500,0

3500,0

 

[2]

-

-

2675,8

4200,6

7114,0

9947,0

12236,0

14160,0

15143,0

16325,0

17400,0

17400,0

17400,0

17400,0

 

[3]

-

-

-

-

-

-

-

88,0

874,2

1631,5

1977,5

1999,8

2005,9

2085,1

[4]

-

-

-

-

-

-

-

-

12523,8

9402,7

7176,6

5786,6

5469,6

5191,3
















 

Проектный документ















 


1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

 
















 

[1]

3500,0

3500,0

3500,0

3500,0

3500,0

-

-

-

-

-

-

-

-

-

 

[2]

17400,0

17400,0

17400,0

17158,0

-

-

-

-

-

-

-

-

-

 

[3]

1958,6

1811,4

1646,6

1444,4

1239,2

1044,1

870,1

734,4

632,8

553,8

491,7

438,7

396,9

-

 

[4]

4785,1

4713,8

4725,7

4751,9

4882,8

5104,6

5223,9

5196,3

5056,9

4871

4652,8

4422,8

4202,1

4008,3
















 

[1] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1980 г.)

[2] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1984 г.)

[3] - Дополнительная записка к технологической схеме разработки (Южный участок) Талинской площади (1987 г.)

[4] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1992 г.)

Таблица 3.5 Изменение сведений по запасам в процессе развития нефтедобычи Талинской площади Красноленинского месторождения

Проектный документ

Объект

Балансовые запасы, тыс.т.

КИН

Извлекаемые запасы, тыс.т



Утвержд. в ГКЗ

На балансе ВГФ

Утвержд. в ГКЗ

На балансе ВГФ

Утвержд. в ГКЗ

На балансе ВГФ

Технологическая схема 1980 г.

ЮК2-11


302498


0,35


105874

Технологическая схема 1984 г.

ЮК10

274695

292117

0,45

0,46

123684

135003


ЮК11

45555

66666

0,45

0,45

20500

30000


Итого:

320250

342046

0,45

0,48

144184

165003

Дополнение к технологической схеме, 1987г*

ЮК10

693550

867293

0,45

0,45

312098

390282


ЮК11

208347

219313

0,45

0,45

93757

98691


Итого:

901897

1086606

0,45

0,45

405855

488973

Технологическая схема 1992 г.

ЮК10

764900

945605

0,25

0,45

198800

424998


ЮК11

215000

229349

0,26

0,45

55500

103057


Итого:

979900

1174954

0,259

0,45

254000

528055

* В технико-экономические расчёты были включены запасы южного участка в категории С1+С2, числящиеся на балансе ВГФ в количестве 93.8 млн.т.

Таблица 3.6 Техника и технология добычи нефти и газа на Талинской площади на территории ЦДНГ №2

Месторождения (площади)

Год ввода в экспл.

План 2002 г.

Факт 2002 г.

+,-

Балан- совые запасы, тыс.т

Началь-ные извлекаем. запасы, тыс.т

Остато-чные запасы тыс.т

Теку- щий КИН

Проект. КИН, утвержд. в ГКЗ

Накопленная добыча нефти тыс.т.

% отбора от НИЗ

Кратно-сть запасов

Добыча нефти за 2002 г

Закачка воды за 2002 г

Экспл. Фонд

Дающ. Фонд

Нераб. Фонд

% нераб. Фонда

МРП ШГН

МРП ЭЦН

Дебит по жид-ти. т/сут

Дебит по нефти. т/сут

Обв. %

Талинская

1981

1533.2

1575.3

42.1

1556100

450425

354897

0.0611

0.260

95527.4

20.9

225

1575.3

12833.5

2146

758

1388

64.7

291.0

298.0

63.9

5.7

91.2

Ем-Еговская

1980

1351.0

1486.6

135.6

706900

266603

251338

0.0197

0.346

14838.1

5.4

169

1486.6

4312.0

675

461

214

31.7

215.0

239.0

18.6

8.2

56.3

Каменная

1992

81.0

68.1

-12.9

811000

233432

232014

0.0017

0.284

1137.1

0.46

3407

68.1

0

145

81

64

44.1

322.0

0.0

3.5

1.9

46.9

ОАО "ТНК-Нягань"


2965.2

3130.0

164.8

3074000

950460

838249

0.036

0.287

111502.5

11.7

268

3130.0

17145.5

2966

1300

1666

56.2

246.0

292.0

42.9

6.3

85.3



3.2.1 Анализ применения опыта эксплуатации ЭЦН

Фонд скважин ЦДНГ №2, оборудованных УЭЦН, на 01.01.2004 г составил 468 единиц, из которых в дающем фонде находилось - 331, в ожидании ремонта - 25, в бездействии - 112 скважин. Доля ЭЦН в общем фонде механизированных скважин составляет 67,2 %. За 2003г. добыча нефти с помощью УЭЦН составила 854421 тонн, жидкости 14273744 м3.

Основные показатели эксплуатации скважин приводятся в таблице 3.7.

Таблица 3.7 Основные показатели эксплуатации ЭЦН на Талинской площади в ЦДНГ №2

Показатель

ЮК10

ЮК11

ЮК10-11

Дебит нефти, т/сут, min max средний

 0,5 79,8 9,4

 0,5 38,8 6,0

 0,9 65,8 8,0

Дебит жидкости, м3/сут, min max средний

 5 393 99,0

 6 360 138,7

 12 300 103,4

Обводненность продукции, % min max средний

 6 99,5 79,9

 15 99,0 92,6

 6 99,0 82,8

Глубина спуска насоса, м Продолжение табл.3.7 min max средний

  1400 2495 2010

  1105 2643 1885

  1106 2451 1942

Динамический уровень, м min max средний

 0 1994 889

 0 1779 779

 0 1987 798

Забойное давление, атм min max средний

 80 223 154

 103 223 167

 68 242 159

Затрубное давление, атм min max средний

 4,1 41 12,4

 4,1 28 11,7

 5,8 23 11,7

Буферное давление, атм min max средний

 6 35 13,4

 6 34 12,8

 6 26 12,5

Пластовое давление, атм min max средний

 172 270 229

 178 255 227

 183 271 220

Депрессия на пласт, атм min max средний

 75 155 75

 5 137 60

 18 132 61


Глубины спуска насосов изменяются от 1105 до 2643 м при среднем значении 1946 м. Динамические уровни в пределах от устья до 1994 м при средних значениях по пластам от 779 до 889 м. Средние дебиты жидкости по пластам ЮК10 и ЮК11 составляют от 99 до 138,7 м3/сут. Обводненность продукции пластам ЮК10 и ЮК11 колеблется в среднем от 79,9 до 92,6 %.

Пластовые давления в зоне отбора составляют 17,2-18,3 МПа при средних значениях близких к начальному 22,0-22,9 МПа.

В широком диапазоне изменяются по скважинам забойные давления от 6,8 до 24,2 МПа, при среднем 16,0 МПа; проектные давления для механизированных скважин 17.5-18.0 МПа.

В диаграмме 3.1 приведена структура действующего фонда УЭЦН в ЦДНГ №2 по типаразмерам на 01.01.2004г. и на 01.01.2003г. Характерно увеличение парка УЭЦН с большой производительностью ЭЦН 200, ЭЦН 250, ЭЦН 400.

Диаграмма 3.1 Структура действующего фонда УЭЦН по типаразмерам на 01.01.2003г. и на 01.01.2004г.

Средний дебит УЭЦН составляет Q=100м3/сут., Qн =8,1т/сут. Таким образом, основным фондом являются УЭЦН 80 и УЭЦН 125.

В 2003 г в ЦДНГ №2 произошло 452 отказа, из которых 189 (41,8 %) преждевременных с наработкой менее 120 суток. В 2002г средний МРП по УЭЦН составил 286 суток, а в 2003г 283 суток. В таблице 3.8 представлена средняя наработка на отказ фонда УЭЦН в ЦДНГ №2 по типаразмерам на 01.01.2003г. и на 01.01.2004г.

Таблица 3.8


В диаграмме 3.2 подробно представлена динамика действующего фонда и наработки на отказ по ЭЦН в 2002-2003 и январе 2004 года. Наблюдается увеличение действующего фонда скважин на 3.6% (12скв.) в сравнении с началом 2003 года.

Диаграмма 3.2 Динамика действующего фонда и наработки на отказ по ЭЦН в 2002-2003 и январе 2004 года.

Структура отказов УЭЦН по узлам приведена в таблице 3.9

Таблица 3.9


За 2003год в ЦДНГ №2 произошло 16 полетов УЭЦН по следующим причинам:

  НКТ - 62,5 %;

      ЭЦН - 6,3 %;

      Газосепаратор- 31,2 %.

Наработка на отказ по УЭЦН на сегодняшний день характеризуется двумя показателями:

      Низкий уровень наработки;

      Снижение наработки на отказ.

Негативное воздействие на уровень наработки на отказ в целом по фонду УЭЦН оказывает эксплуатация УЭЦН в более жестких условиях:

      Заглубление

      Снижение ресурса узлов УЭЦН и кабеля из-за более высокого температурного режима

      Повышение риска полета в следствие увеличения нагрузки на колонну НКТ (осевой и от вибрации УЭЦН)

      Повышение риска вибрационной опасности установки вследствие увеличения длины ЭЦН за счет дополнительных секций

      Солеотложения из-за изменения термобарических условий при увеличении отбора жидкости из пласта

      Снижение притока в процессе эксплуатации

      Несоответствие производительности установки притоку из пласта (скважины из б/д)

      Вынос мех примесей (скважины ГРП)

В часто ремонтируемом фонде (ЧРФ) ЦДНГ №2 находятся 24 скважины. Как видим из диаграммы 3.2, большую часть ЧРФ 40% составляют скважины после оптимизации. На скважины подвергнутые ГРП приходится 26% ЧРФ. А также 17% скважин на коре выветривания (объект Pz). На скважинах, эксплуатируемых кору выветривания, производится штуцирование затрубного пространства и устья. При ПРС делают ГКО, долив нефти в процессе запуска, вывода на режим и эксплуатации. На диаграмме 3.3 приведена структура ЧРФ УЭЦН по видам ГТМ

Диаграмма 3.3 Структура ЧРФ УЭЦН ЦДНГ №2 (в разрезе ГТМ)

Периодический фонд ЦДНГ №2 оборудованный УЭЦН на 01.01.2004г насчитывал 16 единиц, что составляет 4,5% от всего действующего фонда ЭЦН. Причиной периодического режима работы скважин в основном служит, как видно из диаграммы 3.4, нестабильная работа пласта скважин подвергнутых ГРП 37% и несоответствие типоразмера насоса и притока из пласта скважин выведенных из бездействия 31%.

Диаграмма 3.4

Структура периодического фонда УЭЦН ЦДНГ №2 (в разрезе ГТМ)

Внедрение новой техники:

На Талинской площади проводятся следующие работы по внедрению новой техники:

С 1999 г применяли кабель теплостойкого исполнения («Камкабель», «Подольск кабель»), а также, в качестве удлинителя, теплостойкий кабель со свинцовой изоляцией фирм Борец. REDA, Centrlift. Это позволило снизить расслоение изоляции кабеля почти в 5 раз по сравнению с 1998 г.

Применение сростков кабеля с липкими пленками производства США сняло проблему отказов по снижению сопротивления изоляции в сростке кабеля. В 1997 г было 42 отказа по этой причине, в 1999 - только -2.

С марта 1999 г начали внедряться высоконапорные ступени в абразивостойком исполнении АО «Новомет» (Пермь), а с 2003г стали внедряться высоконапорные вихревые насосы 1ВННПИ-25, 2ВННПИ-59, 2ВННПИ-79 износостойкого исполнения (метод порошковой металлургии), имеющие большой рабочий диапазон.

С 2001 года, на базе ЦБПО ЭПУ, введен в эксплуатацию стенд тестирования узлов УЭЦН.

ПЭД испытывают на стенде «Naipottest» высоким напряжением, измеряют токи утечки, измеряют выбег ротора.

У ЭЦН определяют напор, мощность, вибрацию, производительность.

Кабель тестируют на сверхнизкой частоте 0,1 Гц, что позволяет выявить пробои изоляции в кабельных линиях не нагружая кабель высоким напряжением.

За 2003 год в ЦДНГ №2 ОАО «ТНК-Нягань» смонтировано 352 новых ЭЦН, 259 новых ПЭД , 279 новых гидрозащит и 308 новых кабельных муфт.

3.2.2 Анализ применения опыта эксплуатации УЭДН

На 1.01.2004 г в ЦДНГ №2 под УЭДН обустроено 3 скважины все находятся в бездействующем фонде. Причиной перевода в бездействие послужили низкий МРП до 100 суток и низкая продуктивность в следствии чего ремонтировать скважины с УЭДН стало не целесообразно.

Низкая наработка была следствием влияния высокого газового фактора, температуры, мех. примесей.

УЭДН применялись на скважинах с дебитами 5-20 м3/сут. По опыту эксплуатации ЭДН производства Ижевского электромеханического завода в различных нефтедобывающих предприятиях России с 1993 г МРП в Татарии, Башкирии, Удмуртии достигнут в среднем 336-439 суток, при максимальной наработке более 3 лет.

В Западной Сибири наибольший МРП был достигнут в Сургутском, Пуровском и Лангепасском районах и составил 436-480 суток.

3.2.3 Осложнения при эксплуатации ЭЦН

Анализ осложнений

Процесс солеотложения представляет собой массовую кристаллизацию солей из перенасыщенных водных растворов в сложных гидро- и термодинамических условиях в присутствии нефтяных компонентов и других примесей, влияющих на кинетику кристаллизации и свойства осадков.

Выпадение осадков происходит в результате смешения разнотипных вод, заключенных в нефтяной залежи и закачиваемых в систему ППД.

В ряде случаев причиной отложения солей служит нарушение карбонатного равновесия вследствие изменения термобарических параметров. Интенсивность осадкообразования при этом увеличивается с повышением температуры и уменьшением давления. Более интенсивное отложение солей наблюдается в трубах малого диаметра (до 50 мм), в задвижках, клапанах, переходных патрубках, что обусловлено повышенной турбулизацией в этих местах газожидкостного потока. В скважинах, оборудованных ЭЦН, отложения солей обнаруживаются на сетке насоса, поверхности погружного электродвигателя, валах насоса, токоведущем кабеле.

В каждом конкретном случае причиной отложения солей может стать любой из перечисленных факторов или совокупность нескольких. Однако, некоторые из них будут вызывать временные осложнения в работе скважин в зависимости от периода их влияния, а изменение термобарических параметров является постоянной и наиболее превалирующей причиной выпадения осадка.

Мероприятия по предупреждению и борьбе с АСПО

Разработка месторождений ОАО «ТНК-Нягань» осложнена выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании. В ЦДГГ №2 непрерывно проводятся различные мероприятия по предупреждению и борьбе с данным осложнением. Это скребкование скважин скребками парашютными и скребками механическими, а так же обработка скважин горячей нефтью и горячей водой Количество скважин, подверженных парафиноотложению в ЦДНГ №2 на 01.01.2004г.- 38 шт. это 11% от действующего фонда скважин (на 01.01.2003 г. - 40 скважин - 11,9%)

Структура скважин подвергнутых парафиноотложению представлена в диаграмме 3.5

Диаграмма 3.5

Процент охвата депарафинизацией скважин в ЦДНГ №2 представлен в диаграмме 3.6

Диаграмма 3.6

Оснащённых скребками парашютными - 5 скважин (12%);

Оснащённых скребками механическими - 9 скважин (24%).

Мероприятия по предупреждению и борьбе с солеотложениями.

Другой вид осложнений, наблюдаемый при эксплуатации нефтепромыслового оборудования, является отложение солей. Отложения снижают производительность нефтепромыслового оборудования, приводят к авариям и простоям.

Основными причинами выпадения осадков из водной фазы являются несовместимость закачиваемых и пластовых вод и изменение термобарических параметров от забоя до устья скважин и далее по пути следования добываемой жидкости. Количество скважин, подверженных солеотложению в ЦДНГ №2 на 01.01.2004г.- 61 шт. это 17.1% от действующего фонда скважин (на 01.01.2003 г. - 23 скважины - 6,9%)

В том числе:

   Защита закачкой ингибитора солеотложений ХПС - 15 скважин (20% осложнённого фонда) - средняя наработка до - 58,6 суток, после обработки - 72 суток (текущая наработка)

   Применён дозатор «ТРИЛ» - 2 скважины (3% осложнённого фонда)

   Произведена соляно-кислотная обработка - 9 скважин (12 операций)

Охват осложнённого фонда составляет 43% (на 01.01.2003 года - 0 %)

Выводы

В целом, ЭЦН при текущих условиях эксплуатации (средняя обводненность более 90 %) обеспечивают проектные значения забойных давлений и отборы по жидкости. Имеет место рост действующего фонда скважин за счет ГТМ (ввод из бездействия) за 2003 год плюс 12 скважин.

Выполнение требований регламентов на подготовку скважин после ремонта, выводу на режим и эксплуатации оборудования, а также применение новой техники, в том числе импортных УЭЦН (например, фирмы REDA) позволит достигать МРП до 700 суток.

Рекомендации:

   С целью снижения отказов узлов УЭЦН по причине солеотложений

   продолжить практику ОПЗ ингибитором солеотложений ХПС - 007 (проведено 15 ОПЗ)

   продолжить опытно-промышленную эксплуатацию дозаторов под насосных «ТРИЛ» (внедрено 2 шт.)

   С целью снижения периодического и часто ремонтируемого фонда скважин обеспечить

   оснащение скважин часто ремонтируемого и периодического фонда СУ нового поколения «Электон»,«Борец» (оснащено 24 скважины);

   оснащение скважин периодического фонда устройством плавного пуска УПП -1 (оснащено 6 скважины);

   С целью снижения отказов погружного кабеля при эксплуатации

   внедрение кабельных муфт токоввода повышенной надежности производства ООО «Битек», «Борец» (внедрено 16 шт.);

   оснащение кабельных линий УЭЦН термостойкими вставками из освинцованного кабеля (81% линий);

   С целью снижения отказов погружного кабеля при СПО

   усиление технологического контроля;

   оснащение кабельных линий УЭЦН протекторами крепления кабеля (оснащено 38 линий);

   С целью снижения отказов по узлам УЭЦН

   продолжить внедрение УЭЦН ВНН-25 производства «Новомет» на низкодебитных скважинах (внедрено 24 шт.);

   продолжить внедрение ЭЦН 3 группы (износостойкое исполнение - внедрено 36 УЭЦН);

   продолжить внедрение СУ «ЭЛЕКТОН-05» с преобразователем частоты (внедрено 5 СУ).

   С целью снижения негативного воздействия парафинообразования

   продолжить внедрение мех. скребков (оснащено 9 скважин)

3.2.4 Анализ применения опыта эксплуатации ШГН

Эксплуатационный фонд ШГН в ЦДНГ №2 на 1.01.2004 г составлял 225 скважин, из которых 77 давали продукцию и 148 находились в простое и бездействии. Доля ШГН в общем механизированном фонде составляет 32,3 %. За 2003г. добыча нефти с помощью ШГН составила 85267 тонн, жидкости 202371 м3.Средний дебит по жидкости по ЮК10 5,2 м3/сут и по ЮК11 8,8 м3/сут.

Основные показатели эксплуатации ШГН приводятся в таблице 3.10

Таблица 3.10 Основные показатели эксплуатации ШГН в ЦДНГ №2 на Талинской площади

Показатель

ЮК10

ЮК11

ЮК10-11

Дебит нефти, т/сут, min max средний

 0,2 7,7 2,7

 0,3 5,2 1,7

 0,9 5,1 2,6

Дебит жидкости, м3/сут, min max средний

 0,5 19 5,2

 1 16 8,8

 1,5 32 9,6

Обводненность продукции, % min max средний

 2,5 90 34,2

 6 96 63,5

 5 93 42,8

Глубина спуска насоса, м min max средний

 1098 1402 1253

 1103 1302 1210

 1090 1304 1227

Динамический уровень, м min max средний

 185 1305 966

 466 1149 846

 648 1223 1016

Забойное давление, атм min max средний

 123 227 160

 150 182 166

 137 208 161

Затрубное давление, атм min max средний

 0,01 35 12

 0,2 23 9,3

 5,7 29 9,7

Буферное давление, атм min max средний

 4 19 11

 6 18,5 12

 5 11 7,4

Пластовое давление, атм min max средний

 195 255 225

 197 227 213,5

 195 260 224

Депрессия на пласт, атм min max средний

 28 109 68,5

 27 60 43,5

 29 105 67


Обводненность продукции изменяется от 2,5 до 96 % при средней от 34,2 (пласт ЮК10) до 63,5 % (пласт ЮК11). Глубина спуска насосов от 1090 до 1402 м при средней 1230 м.

В широких пределах изменяется забойное давление от 12,3 до 22.7 МПа. Средние забойные давления по пластам близки к проектным (16-16,6 МПа).

Пластовые давления добывающих скважин изменяются в широком диапазоне от 19,5 до 26 МПа, при средних значениях по пластам близким к первоначальным. Пониженные пластовые давления в зоне отбора наблюдаются на 21.6 % скважин (от 19,5 до 20 МПа).

Средний межремонтный период по ШГН за 2003 год в ЦДНГ №2 составляет 232 суток, за 2002 год данный показатель составлял 272 суток, что является относительно низким показателем для данного оборудования. Так, например, в Татарии МРП достигает 600 суток, на Приобском месторождении (со сложными условиями эксплуатации) - 496 суток.

Наибольшее количество отказов ШГН приходится на не герметичность насосно-компрессорных труб, в следствии протертости их насосными штангами - 44% как правило при отсутствии центраторов на штангах, на втором месте по количеству отказов отсутствие подачи насоса - 42,5% в основном по износу насоса из-за высокого газового фактора и большого содержания мех примесей в добываемой продукции.

Диаграмма 3.7 Динамика действующего фонда и наработки на отказ по ШГН в 2002-2003 и январе 2004 года.

В диаграмме 3.7 представлена динамика действующего фонда и наработки на отказ по ШГН в 2002-2003 и январе 2004 года.

На сегодняшний день в целях повышения уровня наработки на отказ по УШГН проводятся следующие мероприятия:

   С целью снижения отказов по НКТ проводится:

   спуск компоновок штанг с центраторами (оснащено 51,9% фонда скважин);

   Для снижения отказов по ШГН проводится:

   С начала года осуществляется переход на применение отечественных ШГН с хромированным покрытием цилиндра;

   Внедрено 23 газовых и 8 газопесочных якорей.

   С целью снижения негативного воздействия парафино - гидратообразования

   на 1-ой скважине (в рамках опытно-промышленной эксплуатации) внедрён поднасосный дозатор ДИС -146 ;

   производятся промывки скважин тех.водой с добавлением МЛ-80 Ужесточен контроль за выбраковкой НКТ и штанг при проведении ПРС.

Внедрение новой техники:

В 2003г. внедрено 29 высоконадежных импортных насосов “SBS’’ (Австрийского производства) и 3 насоса «Аксельсон-Кубань» (42% от всего дающего фонда ШГН) средний МРП на по данному оборудованию составляет 375 суток.

Выводы

ШГН при текущих условиях эксплуатации обеспечивают достижение проектных забойных давлений. МРП достигает 232 суток. Имеет место наличие большого бездействующего фонда 144 скважины. Заметна тенденция к снижению фонда (за 2003 год минус 24 скважины) в основном скважины выведены в бездействие по не рентабельности с дебитом менее одной тонны в сутки.

Рекомендации:

Применение в дальнейшем новых видов оборудования (газо-песочных фильтров, штанг с центраторами, штанговращателей, шламоулавителей и др.) и своевременная замена отработавшего свой срок службы оборудования позволят достичь МРП до 500 суток.

Опыт эксплуатации ШГН в других регионах показывает, что при соблюдении перечисленных условий представляется реальным увеличение МРП с 232 до 500 суток.

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Требования к конструкциям скважин

.1.1 Характеристика действующих проектных документов на строительство добывающих и нагнетательных скважин

Бурение скважин в Красноленинском районе осуществлялось на основе проектов разработанных в «СибНИИНП» в соответствии с ВСН-39-86 «Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство скважин на нефть и газ», РД 39-014805 3-537-67 «Макет рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ» и другими руководящими документами, перечень которых приведен в проектах, а также в соответствии с заданием на проектирование.

При разработке проектов на строительство скважин не учитывалась в полной мере уникальность месторождения: фильтрационно-емкостные характеристики коллекторов и физико-химические свойства насыщающих флюидов. В связи с этим, принятые проектные решения, особенно в области технологии разобщения продуктивных горизонтов, технологии первичного и вторичного вскрытия не позволяли создать условия, благоприятствующие максимальному извлечению нефти из недр и обеспечить оптимальные отборы нефти из скважин. Анализ проектных решений показывает, что проектные документы основываются на традиционных, типовых технологических решениях, апробированных для месторождений Западной Сибири (трехступенчатая система очистки бурового раствора, повышенные плотности, вязкости, значений водоотдачи) и не учитывали уникальность Красноленинского месторождения. На тот период времени рекомендуемые технологии соответствовали руководящим документам, действующим нормам и правилам строительства скважин.

Таблица 4.1 Основные проектные решения по Талинской площади Красноленинского месторождения

№ проекта, площадь

Разработчик, год разработки

Конструкция

Рецептура бурового раствора

Параметры раствора первичного вскрытия

Высота подъема цемента

Вторичное вскрытие





плотн., г/см3

Вязк., сек

водоотдача, см3/30 мин


Тип перф-ра.

Раствор вскрытия

151, пласт ЮК10-11 Талинская

СибНИИНП, 1986

Направление,324мм,глубина спуска 30м; Кондуктор,245мм, глубина спуска 450 м; Экспл. колонна 146, глубина спуска 2750м

ГКЖ, КМЦ, гипан, барит, полимер-глинистый

1,16-1,18

20-22

6-7

За направлением - до устья, за кондуктором - до устья, за экспл. колонной- на 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных до устья.

ПКС-80

Солевой раствор плотностью 1,10-1,12 г/см3.

152, пласт ЮК10-11 Талинская

СибНИИНП, 1986

Направление,324мм,глубина спуска 30м; Кондуктор,245мм, глубина спуска 450 м; Экспл. колонна 146, глубина спуска 2750м

ГКЖ, КМЦ, гипан, барит, полимер-глинистый

1,16-1,18

20-22

6-7

За направлением - до устья, за кондуктором - до устья, за экспл. колонной- на 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных до устья.

ПКС-80

Солевой раствор плотностью 1,10-1,12 г/см3.

155, пласт ЮК10-11 Талинская

СибНИИНП, 1986

Направление,324мм,глубина спуска 30м; Кондуктор,245мм, глубина спуска 450 м; Экспл. колонна 146, глубина спуска 2750м

ГКЖ, КМЦ, гипан, барит, полимер-глинистый

1,16-1,18

20-22

6-7

За направлением - до устья, за кондуктором - до устья, за экспл. колонной- на 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных до устья.

ПКС-80

Солевой раствор плотностью 1,10-1,12 г/см3.

178, пласт ЮК10-11 Талинская

СибНИИНП, 1992

Направление,324мм,глубина спуска 30м; Кондуктор,245мм, глубина спуска 450 м; Экспл. колонна 146, глубина спуска 2750м

ГКЖ, КМЦ, гипан, барит, полимер-глинистый

1,16-1,18

20-22

6-7

За направлением - до устья, за кондуктором - до устья, за экспл. колонной- на 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных до устья.

ПКС-80, ПК-105

Солевой раствор плотностью 1,10-1,12 г/см3.

179, пласт ЮК10-11 Талинская

СибНИИНП, 1992

Направление,324мм,глубина спуска 30м; Кондуктор,245мм, глубина спуска 450 м;Экспл.колонна 146, глубина спуска 2750м

ГКЖ, КМЦ, гипан, барит, полимер-глинистый

1,16-1,18

20-22

6-7

За направлением - до устья, за кондуктором - до устья, за экспл. колонной- на 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных до устья.

ПКС-80, ПК-105

Солевой раствор плотностью 1,10-1,12 г/см3.



4.2 Краткий анализ соответствия проектных решений по строительству скважин и фактическому их исполнению

Эксплуатационное бурение на Талинской площади было начато в 1982г.

Пробурено 5141 скважина.

В настоящее время на Талинской площади бурение эксплуатационных скважин не ведется До 2002 года бурение велось ООО «Бурнефть» (созданного на базе Няганьского УБР) в соответствии с проектом № 180 Сравнение проектного решения и фактического исполнения на Талинской площади приводится ниже.

4.2.1 По конструкции скважин

Все рассмотренные скважины пробурены без направления диаметром 324 мм. Типовыми регламентами на крепление скважин, которые являлись составной частью проекта на строительство скважин, допускалось строительство скважин без направления при условии подъема цементного раствора за кондуктором до устья на основании трехстороннего акта.

В рассмотренных делах скважин таких актов не содержалось. Отсутствие направления может привести к проникновению талых и поверхностных вод в водозаборные горизонты, к загрязнению питьевых вод.

Рис.4.1 Cхема конструкции скважин Талинской площади.

4.2.2 По буровым растворам при первичном вскрытии и креплению скважин

Первичное вскрытие продуктивного пласта на Талинской площади на начальном этапе производилось в основном с использованием реагентов КМЦ, ГКЖ, гипана, барита и т.д. С появлением полимер-акриловых химикатов стали применятся реагенты типа сайпан, ДК-дрил и другие, которые позволил осуществлять безаварийную проводку ствола скважины. Аварийные ситуации возникали лишь по вине технологических служб или вахты при не соблюдении регламента поинтервальной обработки бурового раствора, в конечном итоге это приводило к снижению продуктивности пласта. Наиболее существенную роль в возникновении аварийных ситуаций играет применение трехступенчатой системы очистки бурового раствора, заложенной в проектном решении.

В 24 % скважин в результате несоблюдения регламента поинтервальной обработки бурового раствора, нарушения технологической дисциплины было допущено превышение показателя условной вязкости (по проекту - 20-22 с, по факту - 28-32 с), вследствие этого рабочее давление закачки цементного и облегченного тампонажного раствора при креплении эксплуатационных колонн было превышено на 2,0 - 3,3 МПа. Все это привело к частичному гидроразрыву и, как следствие, к поглощению тампонажного раствора в интервале продуктивного горизонта. На этих скважинах была потеряна циркуляция в конце продавки и по результатам АКЦ отмечался недоподъем тампонажного раствора до проектной высоты.

Недоподъем тампонажного раствора до проектной высоты отмечается на 36 % скважин.

На 5,4 % скважин имеют место срез эксплуатационной колонны в районе люленворских глинах, смещение и порывы.

Эти случаи являются результатом недоподьема тампонажного раствора до проектной высоты (в башмак кондуктора), так как при нагнетании воды через резьбовые соединения происходит не контролируемая утечка воды в интервале люленворских глин, которая провоцирует их набухание и приводит к перемещению слоев горных пород.

4.2.3 По профилю скважин

При изучении дел скважин и геофизического материала по первичным документам, на момент сдачи скважин НГДУ практически все скважины попали в круг допуска.

Однако, при проведении выборочной повторной инклинометрии по состоянию на 01.01.2000г. из 58 скважин, по которым была проведена запись гироскопом, - 44 скважины вышли за пределы круга допуска.

Отклонения за круг допуска ( проект - 60 м) - менее 50 м составляют 41,5 %, от 50 м до 100 м - 21,5 %, более 100 м - 37 %. По абсолютным значениям отклонения от проектного круга допуска на Талинской площади составляли от 7,2 м до 823 м.

Последствия таких отклонений изложены в разделе по анализу разработки месторождения.

Данные инклинометрии по этой группе скважин показывают, что при проводке наклонно-направленного ствола не соблюдались требования руководящих документов по набору зенитного угла и азимута в зоне установки насосного оборудования.

Следует отметить, что в отличие от других регионов Западной Сибири, в делах скважин не содержится документов по соблюдению профиля скважин при наборе зенитного и азимутального углов.

Таким образом, отклонения от проектного профиля скважин обуславливают возможные проблемы по обеспечению надежной работы насосного оборудования и эксплуатации скважин.

4.2.4 По вторичному вскрытию

Вторичное вскрытие производилось перфораторами ПКС - 80 и ПК - 105. Перфорация производилась после замены бурового раствора на солевой ( CaCl 2 или NaCl 2 ) плотностью 1,10 -1,12 г/см 3 . Плотность перфорационных отверстий на 1 п.м составляла от 10 до 20. Следует отметить, что на начальном этапе перфорация производилась по всему продуктивному пласту без учета качества разобщения по заключениям АКЦ.

Используемые методы вторичного вскрытия не обеспечивали снятие фильтрационных сопротивлений в продуктивном пласте, которые возникали при первичном вскрытии и при вызове притока, в последствии, не способствовали наиболее полной очистки призабойной зоны для обеспечения потенциального дебита скважины.

Выводы

В целом (если основываться на официальных материалах: дела скважины, ГИС и т.д.), строительство скважин на Талинской площади осуществлялось в соответствии с принятыми проектными решениями.

Анализ исполнения проектных решений показывает, что при строительстве скважин допускались нарушения технологической дисциплины на каждом этапе. При проводке ствола, при первичном и вторичном вскрытиях, при освоении скважины и при пуске скважины в эксплуатацию.

Применяемые технологии как первичного, так и вторичного вскрытия продуктивных пластов делают еще более неравномерной выработку запасов по разрезу продуктивной толще пластов и самым непосредственным образом влияют на степень извлечения запасов нефти.

4.3 Оборудование скважин

4.3.1 Оборудование фонтанных скважин

На фонтанных нефтяных скважинах предполагается установка фонтанной арматуры АФК1-65х350 - арматура фонтанная, для сред, содержащих СО3 до 6 %, условный проход по стволу и боковым струнам 65 мм, рабочее давление 35 МПа.

На рис. 4.2 показана фонтанная арматура крестового типа с крановыми запорными устройствами, предназначенная для однорядного подъемника. Подъемные трубы подвешивают к переводной втулке 5, которая ввинчена в катушку 4. При эксплуатации скважины газожидкостная струя из подъемных труб проходит через открытый центральный стволовой кран и направляется в один из выкидов правый или левый и далее, пройдя штуцер, в выкидную линию (на схеме не показана), соединяющую арматуру со сборной или сепарационной установкой. Краны 2 на правом отводе крестовика трубной головки при фонтанировании скважины закрыты; они служат для подсоединения водяной или газовой линии к затрубному пространству при освоении скважины или при ремонтных работах.

Для контроля за процессом эксплуатации скважины установлены два манометра с трехходовыми кранами или с вентилями: один на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины (затрубного давления), другой в верхней части арматуры для замера давления на устье скважины (устьевого давления). При необходимости спуска в подъемные трубы контрольно-измерительных приборов (манометров, дебитометров) или депарафинизационных скребков над верхним стволовым краном помещают специальное устройство - лубрикатор. На боковых струнах елки устанавливают штуцеры дискового типа.

Рис. 4.2 Фонтанная арматура крестового типа с крановыми запорными устройства ми: 1 манометр; 2 кран; 3 крестовик елки; 4 переводная катушка; 5 переводная втулка; 6 крестовик трубной головки; 7 фланец колонной головки;         8 штуцер.

На Талинском месторождении применяется фонтання арматура:

. ОУЭН-65х14-2ХЛ1 (изготовитель-Юго-Камский машиностроительный завод имени Лепсе) - оборудование устьевое нефтяных скважин эксплуатируемых УЭЦН. 2.АФК1Э-65х14 ХЛ [12] (изготовитель-Юго-Камский машиностроительный завод имени Лепсе) - арматура фонтанная предназначена для работы в холодных макроклиматических районах.

В качестве запорных устройств фонтанной используются задвижки типа ЗМС1-65х350К1 по ТУ 26-16-45-77 (рис. 4.3).

Рис. 4.3 Задвижка с однопластинчатым шибером типа ЗМС

Задвижка состоит из корпуса 1; седла 2; шпинделя 3; масконки 4; маховика 5; гайки регулировочной 6 и ходовой 7; крышки подшипников 8; гайки нажимной 9; кольца нажимного 10; манжет 11; кольца опорного 12; крышки 13; пружин тарельчатых 14; клапана нагнетательного 15; клапана разрядного 16; шибера 17. [15]

.3.2 Оборудование скважин эксплуатируемых штанговыми глубинными насосами

Штанговые насосы предназначены для добычи нефти при глубине подвески насоса до 3500 м и при дебите скважин от долей тонны до 400 т/сут.

Скважинный штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, штанговые глубинные насосы по конструкции и способу установки делятся на две основные группы: невставные и вставные, приспособленный для работы в скважинах на большой глубине (рис. 4.5).

Невставные насосы: цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружного диаметра плунжера (примерно на 6 мм). Для извлечения невставного насоса в случае замены или ремонта необходимо сначала извлечь штанги с висящим на их конце плунжером, а затем насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса.

Вставные насосы: цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство - замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса. Для извлечения вставного насоса в случае ремонта достаточно извлечь только штанги, вместе с которыми извлекается весь насос.

Привод ШГН осуществляется с поверхности через колонну специальных штанг от станка - качалки (рис. 4.6) Насосная установка (рис. 4.7) состоит из насоса 1, находящегося в скважине, и станка-качалки 6, установленного на поверхности у устья. Цилиндр 11 насоса укреплен на конце спущенных в скважину насосно-компрессорных (подъемных) труб 9, а плунжер 12 подвешен на колонне штанг 2. Самая верхняя штанга (сальниковый шток) соединена с головкой 4 балансира 5 станка-качалки 6 канатной или цепной подвеской. В верхней части плунжера установлен нагнетательный клапан 10, а в нижней части всасывающий клапан 13. Колонна насосных труб, по которой жидкость от насоса поднимается на поверхность, заканчивается на устье тройником 3. В верхней части тройника имеется сальниковое устройство (рис. 4.8), предназначенное для предотвращения утечек жидкости вдоль движущегося сальникового штока. Через боковой отвод тройника жидкость из скважины направляется в выкидную линию. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передается от электродвигателя 8 через редуктор 7 и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки. Принцип действия насоса следующий. При движении плунжера вверх всасывающий клапан 13 под давлением жидкости открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан 10 в это время закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, заполнившей насосные трубы.

При движении плунжера 12 вниз всасывающий клапан 13 закрывается, а нагнетательный клапан 10 открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером. Таким образом, при ходе плунжера одновременно происходят всасывание жидкости в цилиндр насоса и подъем ее в насосных трубах, и при ходе вниз вытеснение жидкости из цилиндра в полость труб. Эти признаки характеризуют штанговый (глубинный) насос как насос одинарного действия. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и то же количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины.

Рис. 4.5 Принципиальная схема скважинных штанговых насосов: а) - невставной насос с штоком типа НГН-1; б) - невставной насос с ловителем типа НГН-2; 1 - нагнетательные клапаны, 2 - цилиндры, 3 - плунжеры;    4 - патрубки-удлинители, 5 - всасывающие клапаны, 6 - седла конусов, 7 - захватный шток, 8 - второй нагнетательный клапан, 9 - ловитель, 10 - наконечник для захвата клапана; в) - вставной насос типа НГВ-1: 1 - штанга, 2 - НКТ, 3 - посадочный конус, 4 - замковая опора, 5 - цилиндр, 6 - плунжер, 7 - направляющая трубка

Рис. 4.6 Схема балансирного станка-качалки типа СКД: 1 - канатная подвеска; 2 - балансир с поворотной головкой; 3 - опора балансира; 4 - стойка; 5 - шатун; 6 - кривошип; 7 - редуктор; 8 - ведомый шкив; 9 - клиноременная передача; 10 - электромотор; 11 - ведущий шкив; 12 - ограждения; 13 - салазки поворотные для электромотора; 14 - рама, 15 - противовес, 16 - траверса, 17 - тормозной шкив

Рис. 4.7 Штанговая глубинно-насосная установка

Рис. 4.8 Устьевой сальник СУСГ2: 1 тройник; 2, 6, 8 нижняя промежуточная и верхняя втулки; 3 шаровая головка; 4 нижний и верхний манжетодержатели; 5 нижняя и верхняя сальниковые набивки; 7 корпус сальника; 9 вкладыши; 10 крышка корпуса; 11 ручка; 12 уплотнительное кольцо; 13 стопор; 14 ниппель; 15 накидная гайка; 16 наконечник; 17 гайка; 18 крышка; 19 откидной болт; 20 палец

Парк ШГН ЦДНГ №2: По состоянию на 1.01.2004г. действующий фонд оборудованный ШГН составил 81 единицу. Применяемые штанговые насосы: НВ27.-.1шт., НВ32 - 17шт., НВ44.-.55шт., НН57.-.8 шт.(производства «Ижнефтемаш», «Аксельсон-Кубань», «SBS-Австрия») Подробная информация об опыте эксплуатации скважин при помощи ШГН дана в технологической части настоящей записки.

4.3.3 Оборудование скважин эксплуатируемых электроцентробежными насосами

Установка погружного центробежного электронасоса (рис. 4.9) состоит из насосного агрегата, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах, кабеля, арматуры устья, станции управления и автотрансформатора.

Погружной насосный агрегат состоит из следующих основных частей: центробежного многоступенчатого насоса, погружного электродвигателя (ПЭД) и гидрозащиты (или гидрозащиты с компенсатором). Все эти узлы соединены между собой посредством фланцев Валы двигателя, гидрозащиты и насоса имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

Так как ПЭД расположен непосредственно под газосепаратором, который имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и ПЭД через приемную фильтр-сетку.

Наземное оборудование скважин состоит из устьевой арматуры (рис. 4.9), автотрансформатора и станции управления. Автотрансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле , подводящем ток к ПЭД. Для защиты от пыли и снега трансформатор может устанавливаться в будке. Станция управления позволяет вручную или автоматически запускать в действие, останавливать установку и контролировать ее работу.

Устьевая арматура предназначена для отвода продукции скважины в выкидную линию через регулируемый штуцер, герметизации затрубного пространства с учетом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа через обратный клапан из этого пространства при чрезмерном увеличении его давления, а также для контроля устьевых давлений по средствам манометров. Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления поступает по кабелю к электродвигателю, в результате чего начинает вращаться вал двигателя и насоса. Во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр, установленный на приеме газосепаратора, и нагнетается по насосным трубам на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в верхней части насоса смонтирован обратный клапан. Кроме того, над насосом устанавливают сбивной клапан, через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины.

Рис. 4.9 Схема компоновки оборудования УЭЦН на скважине


Насосный агрегат состоит из насоса (рис. 4.10, а), узла гидрозащиты (рис. 4.10, 6), погружного электродвигателя ПЭД (рис. 4.10, в), компенсатора (рис. 4.10, г), присоединяемого к нижней части ПЭДа.

Насос состоит из следующих деталей: головки 1 с шаровым обратным клапаном для предупреждения слива жидкости из НКТ при остановках; верхней опорной пяты скольжения 2, воспринимающей частично осевую нагрузку из-за разности давлений на входе и выкиде насоса; верхнего подшипника скольжения 3, центрирующего верхний конец вала; корпуса насоса 4; направляющих аппаратов 5, которые опираются друг на друга и удерживаются от вращения общей стяжкой в корпусе 4; рабочих колес 6; вала насоса 7, имеющего продольную шпонку, на которой насаживаются рабочие колеса со скользящей посадкой. Вал проходит и через направляющий аппарат каждой ступени и центрируется в нем втулкой рабочего колеса, как в подшипнике; нижнего подшипника скольжения 8; основания 9, закрытого приемной сеткой и имеющего в верхней части круглые наклонные отверстия для подвода жидкости к нижнему рабочему колесу; концевого подшипника скольжения 10. В насосах ранних конструкций, имеющихся еще в эксплуатации, устройство нижней части иное. На всей длине основания 9 размещается сальник из свинцово-графитовых колец, разде ляющий приемную часть насоса и внутренние полости двигателя и гидрозащиты.Ниже сальника смонтирован трехрядный радиалыно-упорный шариковый подшипник, смазываемый густым маслом, находящимся под избыточным, по отношению к внешнему, некоторым давлением (0,01- 0,2 МПа).

В современных конструкциях ЭЦН в узле гидрозащиты не имеется избыточного давления, поэтому утечки жидкого трансформаторного масла, которым заполнен ПЭД, меньше, и необходимость в свинцово-графитовом сальнике отпала. Полости двигателя и приемной части разделяет простым торцовым уплотнением, давления по обе стороны которого одинаковые. Длина корпуса насоса обычно не превьшает 5,5 м. Когда же нужное число ступеней (в насосах, развивающих большие напоры) разместить в одном корпусе не удается, их размещают в два или три отдельных корпуса, составляющих самостоятельные секции одного насоса, которые состыковываются вместе при спуске насоса в скважину. Для привода ПЦЭН служат специальные вертикальные асинхронные маслозаполненные двухполюсные электродвигатели (ПЭД). Электродвигатели делятся на 3 группы: 5; 5А и 6. Поскольку вдоль корпуса электродвигателя, в отличие от насоса, электрокабель не проходит, диаметральные размеры ПЭДов названных групп несколько больше, чем у насосов, а именно: группа 5 имеет максимальный диаметр 103 мм, группа 5А - 117 мм и группа 6 - 123 мм. В маркировку ПЭД входит номинальная мощность (кВт) и диаметр; например, ПЭД65-117 означает: погружной электродвигатель мощностью 65 кВт с диаметром корпуса 117 мм, т. е. входящий в группу 5А

Рис 4.10 Устройство погружного центробежного агрегата: а - центробежный насос; б - узел гидрозащиты; в - погружной электродвнгателъ; г - компенсатор

Рис. 4.11 Арматура устья скважины, оборудованной УЭЦН

В крестовине имеется разъемный вкладыш 2, воспринимающий нагрузку от НКТ. На вкладыш накладывается уплотнение из нефтестойкой резины 3, которое прижимается разъемным фланцем 5. Фланец 5 прижимается болтами к фланцу крестовины и герметизирует вывод кабеля 4.

Арматура предусматривает отвод затрубного газа через трубу 6 и обратный клапан 7. Арматура собирается из унифицированных узлов и запорных кранов. Она сравнительно просто перестраивается для оборудования устья при эксплуатации штанговыми насосами.

Парк УЭЦН ЦДНГ №2:

По состоянию на 01.01.2004г. парк УЭЦН в ЦДНГ №2 составлял 356 единиц действующего фонда скважин (подробно об опыте и анализе эксплуатации ЭЦН на Талинском месторождении на примере ЦДНГ №2 рассказано в технологической части настоящей пояснительной записки).

Ниже приведены данные о марках оборудования центробежных установок эксплуатируемого в ЦДНГ №2 ОАО «ТНК-Нягань».

По типоразмерам состояние на 01.01.2004 года:

   ВНН 25 с напором (1800, 2000) всего 8 шт.

   ЭЦН 30 с напором (1800, 1960, 2000, 2100) всего 32 шт.

   ЭЦН 50 с напором (1360, 1570, 1600, 1700, 1770, 1800, 1980, 2000) всего 69 шт.

   ВНН 59 с напором (1700, 1800, 2000) всего 5 шт.

   ВНН 79 с напором (2000) всего 4 шт.

   ЭЦН 80 с напором (1200, 1250, 1400, 1450, 1550, 1600, 1610, 1640, 1700, 1750, 1800, 2000) всего 65 шт.

   ЭЦН 125 с напором (850, 1300, 1400, 1480, 1500, 1550, 1610, 1800, 2000, 2050) всего 71 шт.

   ЭЦН 160 с напором (1230, 1500, 1550, 1700) всего 20 шт.

   ЭЦН 200 с напором (1250, 1280, 1400, 1450, 1700, 1800) всего 27 шт.

   ЭЦН 250 с напором (1000, 1090, 1100, 1200, 1250, 1500, 1550) всего 48 шт.

   ЭЦН 400 с напором (1550) всего 7 шт.

Данное оборудование поставляется от следующих фирм производителей: «АЛНАС» (г. Альметьевск), «БОРЕЦ» (г Москва), «ЛЕМАЗ» (г. Лебедянь), «НОВОМЕТ» (г. Пермь) и «REDA» (производства США).

Установки ЭЦН комплектуются ПЭД вышеперечисленных производителей, а так же фирм: «ЛЫСЬВА» (г. Лысьва),«АЛМАЗ» (г. Радужный) и ХЭМС (г. Харьков).

Применяются гидрозащиты марок: 2ПБ 92; ПБ 92; ГЗН 92; П92ДП; МГТ 54, газосепараторы и газодеспергаторы: МНГСЛ; МНГБ; ГС; МНГДБ; ГДНК, кабельные муфты и удленители: «АЛНАС», «БОРЕЦ», «ЭПОП», «БИТЕК» от тех же производителей.

Наземное оборудование (станции управления) марок: ШГС 58-05, «БОРЕЦ», «ЭЛЕКТОН», «КАСКАД», «REDA».

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

5.1 Расчет подбора УЭЦН для условий Талинского месторождения

Условия, в которых приходится эксплуатировать установки погружных электронасосов на Талинском месторождении, своеобразны и сложны, как в геологическом, так и технологическом плане. Поэтому оборудованию, находящемуся в работе, приходится испытывать колоссальные нагрузки различных факторов, которые являются причиной многих отказов.

Большой процент УЭЦН на месторождении работает в режиме ниже оптимального, что тоже приводит к преждевременным отказам и снижении эффективности эксплуатации. Оптимизация технологических режимов скважин механизированного фонда является видом ГТМ направленным в первую очередь увеличение добычи нефти в связи с повышением дебитов скважин.

В связи с этим одной из важнейших задач стоящих перед технологической службой ОАО «ТНК - Нягань» стоит проблема оптимального подбора подземного оборудования учитывающего все тонкости как геологического, так и технико-технологического характера.

Краткий обзор существующих методик подбора ЭЦНУ к скважине

Работы по созданию методик подбора ЭЦНУ к скважинам начинались практически одновременно с созданием самих электроцентробежных насосных установок.

В настоящее время во всем мире практически все пользователи УЭЦН используют для подбора установок к скважине те или иные компьютерные или ручные системы подбора.

Особым разнообразием подобных систем подбора отличается российская нефтедобывающая промышленность, в которой используются десятки методик и программ.

К основным отечественным работам по подбору УЭЦН к нефтяной скважине необходимо отнести работы П.Д. Ляпкова, методики, созданные в БашНИПИнефть и ТатНИПИнефть, в НК «ЮКОС». В значительной части программ используются разработки ОКБ БН, основанные на «Универсальной методике подбора ЭЦНУ». В ее основе лежит адаптивная модель системы «пласт - УЭЦН - лифт» снабженная аппаратом адаптации для повышения точности модели на базе нефтепромысловой информации.

К заслуживающим внимания зарубежным программным продуктам в области подбора УЭЦН можно отнести последние разработки компании REDA (развитие системы Compsel), программу компании Centrilift (развитие системы AUTOGRAF).

В данном разделе произведем подбор УЭЦН к условиям двух реальных скважин, с целью оптимизировать работу погружного электроцентробежного насоса. Расчет произведем по методике основанной на коэффициенте продуктивности на скважине 2037 куст 559 Талинского площади ЦДНГ №2.

Исходные данные:

       Талинское месторождение скважина 2037 куст 559. Пласт ЮК-11

      Пластовое давление:                                Рпл.  =       21,7  МПа

      Забойное давление:                                  Рзаб. =       16,0  МПа

      Линейное давление:                                 Рбуф.         =       0,5    МПа

      Коэффициент продуктивности:               Кпр.=         6,63  м3/сут.атм.

      Обводненность:                                        В       =       0,92  д.е.

      Давление насыщения:                              Рнас. =       17,5  МПа

      Плотность нефти в пластовых условиях:         рн.пл.=      660   кг/м3

      Плотность воды в пластовых условиях: рв.пл.=       1005 кг/м3

      Объемный коэффициент нефти:              bн.    =       1,54  д.е.

      Газовый фактор:                                      Gф.   =       192   м3/м3

      Расстояние до кровли пласта:                          Нкр.  =       2712,9м

      Объемный коэффициент гжс:                            Впр.  =       0,5    д.е.

      Удлинение по стволу:                              Lудл.          =       2,4    м.

1. Определяем возможный дебит скважины по коэффициенту продуктивности :

= Кпр*(Рпл - Рзаб)*10                                                         (5.1)

= 6.63*(21,7 - 16)*10 = 377,9 м3/сут.

. Определяем давление на приеме насоса:

Рнас*(Gф*(1 - В)*(1 - Впр) - Впр)

Рпр =                                                                                             (5.2)

Рнас*Впр + Gф*(1 - В)*(1 - Впр)

,5*(192*(1 - 0,92)*(1 - 0,5) - 0,5)

Рпр = 7,6 МПа

17,5*0,5 + 192*(1 - 0,92)*(1 - 0,5)

3. Определяем плотность жидкости в первом итервале:

рж1 = (рв.пл - рн.пл)*[0.5 - 0.012786*Qж + (0,5 - 0,012786*Qж)2 + 0.025572*Qж*В] + рн.пл                                                               (5.3)

рж1 = (1005 - 660)*[0.5 - 0.012786*377,9 + (0,5 - 0,012786*377,9)2 + 0.025572*377,9*0,92] + 660 = 979,8 кг/м3

. Определяем высоту первого интервала:

Рзаб - Рнас

L1 = 106*                                                                                       (5.4)

g*рж1

16 - 17,5

L1 = 106* = - 156,1 м

9,81*979,8

5. Определяем плотность жидкости в втором итервале:

рж2 = рж1*(1 - Впр / 2)                                                                (5.5)

рж2 = 979,8*(1 - 0,5 / 2) = 734,9 кг/м3

. Определяем высоту второго интервала:

Рнас - Рпр

= 106*                                                                                            (5.6)

g*рж2

,5 - 7,6

L2 = 106* = 1366,7 м

9,18*734,9

. Определяем среднюю плотность жидкости:

рср.ж = (рж1 + рж2) / 2                                                                          (5.7)

рср.ж = (979,8 + 734,9) / 2 = 857,3 кг/м3

. Определяем глубину подвески насоса:

н = Нкр - L1 -L2                                                                   (5.8)

н = 2712,9 - (- 156,1) -1366,7 = 1502,3 м

. Определяем требуемый напор УЭЦН с учетом условий освоения:

Нн = Нкр - 90*(Рзаб - Рбуф) + 600                                               (5.9)

Нн = 2712,9 - 90*(16 - 0,5) + 600 = 1317,9 м

. Согласно данным расчета предварительный выбор УЭЦН 400

. Определяем депрессию создаваемую насосом:

н

Рнасос =                                                                                        (5.10)

Кпр

Рнасос =           = 6,03 МПа

6,63


Рзаб н = Рпл - Рнасос                                                                    (5.11)

Рзаб н = 21,7 - 6,03 = 15,67 МПа

13. Определяем динамический уровень жидкости в затрубном пространстве:

Рзаб н

Ндин = *10 - (Нкр - Lудл)                                                             (5.12)

рср.ж

(15,67*10)

Ндин = *10 - (2712,9 - 2,4) = - 883 м

(857,3 / 100)

14. Определяем фактическую производительность насоса, применив объемный коэффициент нефти:

Qж.эцн = (bн*(1 - В) - В*Qж                                                (5.13)

ж.эцн = (1,54*(1 - 0,92) - 0,92*377,9 = 394,2 м3/сут.

15. Определяем дебит нефти:

н.эцн = (Qж.эцн*(1 - В)*0,815                                                       (5.14)

н.эцн = (394,2*(1 - 0,92)*0,815 = 25,7 т/сут.

Согласно данным расчета и инклинометрии рекомендуется спустить ЭЦНМ 5А 400 с напором 1550м. на глубину 2020м с ожидаемыми параметрами работы Qж = 394,2 м3/сут., Qн = 25,7 т/сут.,Нд = 883 м. До оптимизации режима скважина 2037 была оборудована УЭЦНМ 5А 250-790, с глубиной спуска подвески насоса 1247 метров с параметрами работы Qж = 230 м3/сут., Qн = 15 т/сут.,Нд = 690 м. Расчетный прирост составил: по добыче нефти 10.7т/сут., по добыче жидкости 164,2 м3/сут.

Аналогичным методом произведем подбор УЭЦН на скважине 8974 куст 558 Талинского месторождения ЦДНГ №2.

Исходные данные:

       Талинское месторождение скважина 8974 куст 558. Пласт ЮК-10+11

      Пластовое давление:                                Рпл.  =       22,1  МПа

      Забойное давление:                                  Рзаб. =       16,7  МПа

      Линейное давление:                                 Рбуф.         =       0,6    МПа

      Коэффициент продуктивности:               Кпр.  =3,5  м3/сут.атм.

      Обводненность:                                        В       =       0,92  д.е.

      Давление насыщения:                              Рнас. =       17,5  МПа

      Плотность нефти в пластовых условиях:         рн.пл.=      660   кг/м3

      Плотность воды в пластовых условиях: рв.пл.=       1005 кг/м3

      Объемный коэффициент нефти:              bн.    =       1,54  д.е.

      Газовый фактор:                                      Gф.   =       192   м3/м3

      Расстояние до кровли пласта:                          Нкр.  =       2813м

      Объемный коэффициент гжс:                            Впр.  =       0,5    д.е.

      Удлинение по стволу:                              Lудл.          =       12,6  м

1.Определяем возможный дебит скважины по коэффициенту продуктивности :

= Кпр*(Рпл - Рзаб)*10                                                         (5.1)

= 3,5*(22,1 - 16,7)*10 = 189 м3/сут.

. Определяем давление на приеме насоса:

Рнас*(Gф*(1 - В)*(1 - Впр) - Впр)

Рпр =                                                                                             (5.2)

Рнас*Впр + Gф*(1 - В)*(1 - Впр)

,5*(192*(1 - 0,92)*(1 - 0,5) - 0,5)

Рпр = 7,6 МПа

17,5*0,5 + 192*(1 - 0,92)*(1 - 0,5)

3.Определяем плотность жидкости в первом итервале:

рж1 = (рв.пл - рн.пл)*[0.5 - 0.012786*Qж +   (0,5 - 0,012786*Qж)2 + 0.025572*Qж*В] + рн.пл                                                                        (5.3)

рж1 = (1005 - 660)*[0.5 - 0.012786*189 + (0,5 - 0,012786*189)2 + 0.025572*189*0,92] + 660 = 981,9 кг/м3

. Определяем высоту первого интервала:

Рзаб - Рнас

L1 = 106*                                                                                       (5.4)

g*рж1

16,7 - 17,5

L1 = 106*                  = - 83,1 м

9,81*981,9

5. Определяем плотность жидкости в втором итервале:

рж2 = рж1*(1 - Впр / 2)                                                                (5.5)

рж2 = 981,9*(1 - 0,5 / 2) = 736,4 кг/м3

. Определяем высоту второго интервала:

Рнас - Рпр

L2 = 106*                                                                                       (5.6)

g*рж2

,5 - 7,6

L2 = 106*                      = 1363,8 м

9,18*736,4

7. Определяем среднюю плотность жидкости:

рср.ж = (рж1 + рж2) / 2                                                                          (5.7)

рср.ж = (981,9 + 736,4) / 2 = 859,1 кг/м3

. Определяем глубину подвески насоса:

н = Нкр - L1 -L2                                                                   (5.8)

н = 2813 - ( - 83,1) - 1363,8 = 1532,2 м

. Определяем требуемый напор УЭЦН с учетом условий освоения:

Нн = Нкр - 90*(Рзаб - Рбуф) + 600                                               (5.9)

Нн = 2813 - 90*(16,7 - 0,6) + 600 = 1364 м

. Согласно данным расчета предварительный выбор УЭЦН 200

. Определяем депрессию создаваемую насосом:

н

Рнасос =                                                                                        (5.10)

Кпр

Рнасос = 5,71 МПа

3,5

12. Определяем забойное давление при заданном отборе жидкости:

Рзаб н = Рпл - Рнасос                                                                    (5.11)

Рзаб н = 22,1 - 5,71 = 16,39 МПа

13. Определяем динамический уровень жидкости в затрубном пространстве:

Рзаб н

Ндин = *10 - (Нкр - Lудл)                                                             (5.12)

рср.ж

(16,39*10)

Ндин = *10 - (2813 - 12,6) = - 893 м

(859,1 / 100)

14. Определяем фактическую производительность насоса применив объемный коэффициент нефти:

ж.эцн = (bн*(1 - В) - В*Qж                                                  (5.13)ж.эцн = (1,54*(1 - 0,92) - 0,92*189 = 197,2 м3/сут.

15. Определяем дебит нефти:

н.эцн = (Qж.эцн*(1 - В)*0,815                                                       (5.14)

н.эцн = (394,2*(1 - 0,92)*0,815 = 12,9 т/сут.

Согласно данным расчета и инклинометрии рекомендуется спустить ЭЦНМ 5 200 с напором 1700м. на глубину 2234м с ожидаемыми параметрами работы Qж = 197,2 м3/сут., Qн = 12,9 т/сут.,Нд = 893 м. До оптимизации режима скважина 8974 была оборудована УЭЦНМ 5 80-2000, с глубиной спуска подвески насоса 2234 метров с параметрами работы Qж = 106 м3/сут., Qн = 6,9 т/сут.,Нд = 442 м. Расчетный прирост составил: по добыче нефти 6 т/сут., по добыче жидкости 91,2 м3/сут.

5.2 Анализ оптимизаций технологических режимов скважин на объектах ЮК-10,ЮК-11 проведенных в ЦДНГ№2 за 2003 год.

Приведённые выше расчёты оптимизации скважин были подтверждены расчётами подбора ЭЦН применяемыми в ЦДНГ №2 и удачно применены на практике. Погрешность расчёта ЭЦН по данной методике и расчётов проведённых в цеху очень мала. Подробный отчет по оптимизации технологических режимов скважин мех. фонда ОАО «ТНК-Нягань» на объектах ЮК-10, ЮК-11 Талинского месторождения в ЦДНГ №2 за 2003г. показан в таблице 5.1.

Факторами, определяющими условия работы УЭЦН на Талинском месторождении, являются: забойное давление, давление насыщения нефти газом, глубина спуска погружного насоса. Давление насыщения на Талинском месторождении в среднем 17,5 МПа и выделение газа происходит в том числе и в интервале подвески насоса, а в следствии оседание газовых пузырьков на погружном оборудовании и абсорбция солей на границе раздела. Наличие неоднородных каналов фильтрации (свыше 150 мДарси), в том числе с высокоскоростной фильтрацией (от 300 до 871 мДарси по объектам ЮК-10, ЮК-11), парафинообразование, кольматирующий фактор ПЗС.

За 2003 год в ЦДНГ №2 успешно проведено 42 оптимизации скважин - это 9,6 % от всего действующего механизированного фонда, в том числе две скважины были переведены с эксплуатации с ШГН на УЭЦН. Количество выполненных ГТМ по оптимизации в ЦДНГ №2 за 2003г. Можно увидеть на диаграмме 5.1.

Видна тенденция к увеличению количества высокопроизводительных насосов, в частности по типоразмерам: ЭЦН 200 на 8 шт., ЭЦН 250 на 17 шт., ЭЦН 400 на 5 шт., а средняя производительность установок после оптимизации выросла на 106 м3/сут. В ниже представленных диаграммах 5.2 и 5.3 приведена номенклатура насосов по типоразмерам до и после оптимизации в ЦДНГ №2 за 2003 г. и средняя производительность насосных установок до и после оптимизации в ЦДН №2 за 2003г соответственно.

Дополнительная добыча нефти от оптимизации технологических режимов скважин мех. фонда ОАО «ТНК-Нягань» на объектах ЮК-10, ЮК-11 Талинского месторожденитя в ЦДНГ №2 за 2003г. составила 36703 тонны сначала года. Результаты по скважинно представлены в таблице 5.2

Прирост суточной добычи по нефти и жидкости в ЦДНГ №2 за 2003г. можно увидеть в диаграмме 5.4. Ежемесячно в 2003г. благодаря оптимизациям среднесуточный прирост в ЦДНГ №2 составлял по нефти 16,2 т/сут., по жидкости 253,2 м3/сут.

Выводы и рекомендации

Всё вышеприведённое даёт право не без основания считать, что на данном этапе использование оптимизации как средство повышения добычи нефти с минимальными затратами является целесообразным и оправданным.

Вопрос о будущем данного метода повышения добычи нефти на Талинском месторождении можно оставить открытым по ниже следующим причинам:

   Важную роль в процессе дальнейшей разработки залежи играет то, какой курс выберет компания в выработке запасов в будущем:

1)   «Нефть любой ценой, не думая о завтрашнем дне»

2)   «Щадящий режим дренирования, увеличение финансирования на геологогеофизические исследования и нефтеоборудование»

   На определённом этапе разработки важную роль будет иметь дальнейшая рентабельность проекта, при условии какой курс выберет компания. Оптимизация на этапе падающей добычи не даст тех эффектов, на которые рассчитывают менеджеры.

   Учитывая особенности геологического строения залежи Талинского месторождения, его уникальную неоднородность и проницаемость продуктивных коллекторов можно предположить, что оптимизацией не удастся затронуть те пропластки, которые изолированы от воздействия ППД и придется принимать принципиально иные подходы для выработки оставшихся достаточно больших запасов нефти.

Таблица 5.1 Дополнительная добыча нефти от оптимизации технологических режимов скважин мех. фонда ОАО «ТНК-Нягань» на объектах ЮК-10, ЮК-11 Талинского месторожденитя в ЦДНГ №2 за 2003г.

№ п/п

Куст

Скважина

Базовые показатели

Показатели МЭР т. его месяца

Показатели текущего месяца

Накопленные показатели




Дата запуска после ГТМ

Дебит нефти

Дебит жидкости

ДАТА

Дни раб.

Дебит нефти

Дебит жидкости

Дни работы

Дополнительная нефт.

Дополнительная жидк.

Прирост нефти

Прирост жидкости

Дни работы

Дополнительная нефть

Дополнительная жидко.

Прирост нефти

Прирост жидкос.


1

2

2

3

4

5

6

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

1

340б

1464

14.янв.03

5,5

158,5

01.дек.03

23

9,3

226,8

23

89

1571

3,9

68

338

1454

18787

4,3

56

2

583

9123

27.дек.02

8,9

135,2

01.дек.03

23

10,0

205,0

23

24

1604

1,0

70

348

673

24186

1,9

70

3

596,2

9201

16.янв.03

18,3

22,7

01.дек.03

10

6,8

37,6

10

0

149

0,0

15

293

317

753

1,1

3

4

548

11533

06.янв.03

6,8

130,7

01.дек.03

31

11,0

222,5

31

129

2844

4,2

92

331

1058

41050

3,2

124

5

579

11553

11.янв.03

6,5

49,6

01.дек.03

18

4,7

111,0

18

0

1105

0,0

61

326

540

10937

1,7

34

6

363б

8374

09.фев.03

5,6

167,5

01.дек.03

31

3,7

76,7

31

0

0

0,0

0

297

358

986

1,2

3

7

369б

8542

27.янв.03

4,4

138,0

01.дек.03

31

10,1

261,5

31

176

3830

5,7

124

324

1900

35108

5,9

108

8

380

8606

09.фев.03

3,1

117,8

01.дек.03

31

9,8

245,7

31

208

3965

6,7

128

317

2050

43875

6,5

138

9

379

8622

02.фев.03

4,0

122,3

01.дек.03

26

10,0

231,0

26

156

2826

6,0

109

312

2192

36546

7,0

117

10

573

11315

12.фев.03

2,0

31,6

01.дек.03

28

5,4

15,3

28

94

0

3,4

0

299

954

3,2

4

11

371б

1772

01.мар.03

5,1

165,0

01.дек.03

31

7,5

233,7

31

73

2130

2,4

69

287

648

22747

2,3

79

12

522

8737

05.мар.03

4,2

131,1

01.дек.03

31

7,2

221,3

31

94

2795

3,0

90

290

1809

40935

6,2

141

13

596,2

9194

04.мар.03

9,3

10,4

01.дек.03

31

16,7

19,4

31

230

280

7,4

9

289

2672

3274

9,2

11

14

540б

11525

19.мар.03

8,6

120,8

01.дек.03

31

10,1

177,0

31

45

1743

1,5

56

281

851

19115

3,0

68

15

780

1322

02.апр.03

6,8

142,3

01.дек.03

31

8,2

203,0

31

43

1883

1,4

61

242

317

5436

1,3

22

16

560

9002

01.апр.03

4,9

135,8

01.дек.03

31

5,7

246,7

31

26

3438

0,8

111

268

790

33207

2,9

124

17

521

11247

03.апр.03

6,7

142,5

01.дек.03

31

5,1

277,9

31

0

4197

0,0

135

257

419

26271

1,6

102

18

781

1327

14.май.03

3,0

126,5

01.дек.03

31

6,2

231,6

31

100

3258

3,2

105


883

23881

3,9

106

19

559

2037

06.май.03

16,7

241,6

01.дек.03

31

14,2

346,7

31

0

3259

0,0

105

230

785

23937

3,4

104

20

351

7853

06.май.03

4,3

147,6

01.дек.03

31

9,9

253,5

31

173

3281

5,6

106

229

1357

24127

5,9

105

21

549

8894

03.май.03

5,4

132,9

01.дек.03

31

5,3

223,3

31

0

2803

0,0

90

210

634

19646

3,0

94

22

521

11239

12.май.03

2,6

144,4

01.дек.03

31

7,0

240,5

31

135

2980

4,4

96

215

628

18477

2,9

86

23

537

11261

04.май.03

9,8

85,1

01.дек.03

31

11,4

103,3

31

48

563

1,5

18

234

2356

8052

10,1

34

24

560

8959

19.июн.03

36,1

108,6

01.дек.03

31

34,4

99,2

31

0

0

0,0

0

191

1377

1594

7,2

8

25

558

8974

23.июн.03

5,5

80,9

01.дек.03

31

8,0

195,2

31

79

3542

2,5

114

187

732

21278

3,9

114

26

349

7848

20.июл.03

6,1

157,2

01.дек.03

31

8,5

208,5

31

74

1591

2,4

51

161

837

13226

5,2

82

27

556

8991

30.июн.03

8,0

41,7

01.дек.03

31

5,4

54,4

31

0

392

0,0

13

170

676

2402

4,0

14

28

580

9067

02.июл.03

14,0

75,8

01.дек.03

31

25,3

31

349

1469

11,3

47

174

1904

7842

10,9

45

29

559

10123

03.авг.03

8,6

110,6

01.дек.03

26

8,0

187,2

26

0

1991

0,0

77

141

551

11348

3,9

80

30

547

11506

04.авг.03

5,4

58,0

01.дек.03

31

11,5

132,0

31

189

2295

6,1

74

146

1148

9206

7,9

63

31

542б

1967

09.авг.03

3,0

100,5

01.дек.03

31

10,5

152,6

31

232

1614

7,5

52

128

855

5725

6,7

45

32

579

11552

26.авг.03

8,3

220,6

01.дек.03

31

10,6

359,5

31

71

4307

2,3

139

121

897

16522

7,4

137

33

369б

1698

03.сен.03

4,9

138,7

01.дек.03

31

9,9

238,4

31

155

3089

5,0

100

115

554

11241

4,8

98

34

558

10142

04.сен.03

6,3

82,9

01.дек.03

31

6,5

136,1

31

7

1650

0,2

53

111

56

6104

0,5

55

35

797

1491

02.сен.03

5,6

31,9

01.дек.03

31

4,5

32,4

31

0

14

0,0

0

111

124

536

1,1

5

36

521

11248

02.окт.03

7,4

235,7

01.дек.03

31

6,1

248,6

31

0

400

0,0

13

83

431

4972

5,2

60

37

558

11312

12.окт.03

12,6

246,8

01.дек.03

31

17,1

350,6

31

138

3219

4,5

104

57

179

6137

3,1

108

38

537

8779

11.ноя.03

7,7

134,8

01.дек.03

31

7,0

141,2

31

0

197

0,0

6

43

58

399

1,3

9

39

543

8816

21.ноя.03

5,4

144,2

01.дек.03

31

15,8

241,7

31

324

3023

10,5

98

35

352

3459

10,1

99

40

570

9045

21.ноя.03

4,5

28,0

01.дек.03

31

10,0

79,7

31

171

1604

5,5

52

35

204

1849

5,8

53

41

354

8268

15.дек.03

9,3

149,1

01.дек.03

9

13,1

151,7

9

46

388

5,1

43

9

46

388

5,1

43

42

522

8718

17.дек.03

4,2

203,2

01.дек.03

9

7,2

256,3

9

77

1686

8,6

187

9

77

1686

8,6

187

ИТОГИ









1195

3755

82975

133

2941

8469

36703

608402

195

3039

6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Расчет экономической эффективности от проведения мероприятия

В настоящее время одной из главнейших задач поставленных перед работниками ОАО «ТНК-Нягань», является проведение различных мероприятий, направленных на увеличение добычи нефти с минимальными затратами на их внедрение.

Одним из таких перспективных мероприятий проводимых на Талинском месторождении в ЦДНГ №2 является оптимизация скважин оборудованных УЭЦН.

Данное мероприятие предусматривает собой установление оптимальных режимов работы установок погружных электронасосов, что обеспечивает:

       дополнительную добычу, в связи с повышением дебитов добывающих скважин;

      увеличение межремонтного периода;

      увеличение срока службы оборудования;

      увеличение наработок на отказ;

      снижение себестоимости добываемой продукции.

Мероприятие не требует высоких затрат средств, а эффект от проведения как правило является достаточно высоким, хотя иногда (за некоторые года) получают и отрицательные результаты. Рассчитаем экономическую эффективность от проведения данного мероприятия на Талинском месторождении в ЦДНГ №2.

Произведем оценку экономических показателей для проведения мероприятия (таб.6.1).

Таблица 6.1 Технико-экономические показатели ЦДНГ №2 Талинского месторождения

Показатели

Ед изм.

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

Прирост среднесуточного дебита

тонн/сут

4,3

3,8

3,5

3,1

2,8

2,5

2,2

2

1,8

1,6

0,5

Себестоимость нефти

руб/т

718











Цена нефти

руб/т

2375











Коэффициент эксплуатации


0,918











Ставка налога на прибыль

%











Коэффициент инфляции


0,14











Ставка дисконта

%

20











Доля условно - переменных затрат

0,42











Стоимости оптимизации ЭЦН

т.руб

439,2


























Для определения эффективности проведения мероприятия произведем расчет НПДН и ЧТС.

1. Определим дополнительную добычу нефти:

∆Q = ∆q · 365 · n · Кэ                                                                    (6.1)

где ∆q - нарастающий прирост дебитов;- количество скважин;

Кэ- коэффициент эксплуатации.

. Определим прирост выручки от реализации:

∆Вр = ∆Q · Ц                                                                                 (6.2)

где ∆Q - дополнительная добыча нефти;

Ц - цена 1 тонны нефти (при расчете учитывается цена 2003 года)

. Определим изменение текущих затрат:

Зтек = ∆Q · С · qу.п. +Зр                                                              (6.3)

где С - себестоимость 1 тонны нефти (при расчете учитывается цена 2003 года)у.п. - доля условно-применимых затрат, (qу.п. =47%);

Зр - затраты на проведения мероприятия.

. Определим прирост прибыли от реализации:

Пр.реал. = Вр - Зтек                                                                      (6.4)

. Определим налог на прибыль:

Н = Пр.реал. · 24                                                                                    (6.5)

. Определим поток денежной наличности:

ПДН = Вр - Зтек - Н                                                                      (6.6)

. Определим накопленный поток денежной наличности:

НПДН = ∑ ПДНt                                                                                    (6.7)

. Определим коэффициент дисконтирования:

αt = (1 + Ен) tp-t                                                                            (6.8)

где tp - расчетный год;- текущий год;

Ен - норма дисконта

. Дисконтированный поток денежное наличности:

ДПДН = ПДНt · αt                                                                         (6.9)

. Чистая текущая прибыль равна:

ЧТС = ∑ ДПДН                                                                             (6.10)

Результаты расчетов сведем в таблицу 6.2 и построим кривые НПДН и ЧТС.

Таблица 6.2 Показатели НПДН и ЧТС

Показатели

Ед. изм.

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

Фонд оптимизированных скважин

скв.

1











Объем добычи

тонн

86,8

108,1

96,4

88,2

77,1

71,1

62,6

55,1

51,2

44,1

14,2

Выручка от реализации

т.руб

206,3

256,8

228,9

209,5

183,1

169,0

148,7

130,8

121,7

104,7

33,8

Текущие затраты, в т.ч:

т.руб.

465,4

32,6

29,1

26,6

23,3

21,5

18,9

16,6

15,4

13,3

4,3

Затраты на дополнительную добычу

т.руб.

26,2

32,6

29,1

26,6

23,3

21,5

18,9

16,6

15,4

13,3

4,3

Затраты на оптимизацию

т.руб.

439,2











Налог на прибыль

т.руб.

0,0

53,8

48,0

43,9

38,4

35,4

31,2

27,4

25,5

21,9

7,1

ПДН

т.руб.

-259,1

170,4

151,9

139,0

121,5

112,1

98,7

86,8

80,7

69,4

22,4

НПДН

т.руб.

-259,1

-88,7

63,2

202,2

323,7

435,8

534,5

621,3

702,0

771,4

793,8

Коэффициент дисконтирования


1

0,9835

0,9299

0,9513

0,9356

0,9201

0,9049

0,8900

0,8753

0,8609

0,846657

ДПДН

т.руб.

-259,1

167,6

141,2

132,2

113,7

103,2

89,3

77,2

70,7

59,8

19,0

ЧТСпроекта

т.руб.

-259,1

-91,5

49,7

182,0

295,6

398,8

488,1

565,3

636,0

695,8

714,7


6.2 Анализ чувствительности проекта


Произведем анализ чувствительности проекта.

Для этого выбираем интервал вероятных изменений для каждого фактора:

·   Дополнительная добыча (-30%; +10%);

·   Цена на нефть (-20%; +20%);

·   Текущие затраты (-15%; +15%);

·   Налоги (-20%; +20%).

Расчет проводится аналогично предыдущему.

Для каждого фактора определяется зависимость: ЧТС (Q); ЧТС (Ц); ЧТС (Тз); ЧТС (Н).

Результаты расчетов сведем в таблицы 6.3- 6-10. С экономической точки зрения проведение мероприятия направленного на оптимизацию работы УЭЦН в ЦДНГ №2 Талинского месторождения ОАО «ТНК-Нягань» имеет положительный результат, достаточно быстро окупается вследствие прироста дополнительной добычи.

Таблица 6.4 Расчет ЧТС иНПДН при увеличении объема добычи на 10%

Показатели

Ед. изм.

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

Фонд оптимизированных скважин

скв.

1











Объем добычи

тонн

95,5

119,0

106,0

97,0

84,8

78,3

68,9

60,6

56,3

48,5

15,7

Выручка от реализации

т.руб

226,9

282,5

251,8

230,5

201,5

185,9

163,6

143,9

133,8

115,1

37,2

Текущие затраты, в т.ч:

т.руб.

468,0

35,9

32,0

29,3

25,6

23,6

20,8

18,3

17,0

14,6

4,7

Затраты на дополнительную добычу

т.руб.

28,8

35,9

32,0

29,3

25,6

23,6

20,8

18,3

17,0

14,6

4,7

Затраты на оптимизацию

т.руб.

439,2











Налог на прибыль

т.руб.

0,0

59,2

52,8

48,3

42,2

38,9

34,3

30,2

28,0

24,1

7,8

ПДН

т.руб.

-241,1

187,5

167,1

152,9

133,7

123,3

108,5

95,5

88,8

76,4

24,7

НПДН

т.руб.

-241,1

-53,7

113,4

266,3

400,0

523,3

631,8

727,3

816,1

892,5

917,1

Коэффициент дисконтирования


1

0,9835

0,9299

0,9513

0,9356

0,9201

0,9049

0,8900

0,8753

0,8609

0,8467

ДПДН

т.руб.

-241,1

184,4

155,4

145,5

125,1

113,5

98,2

85,0

77,7

65,8

20,9

ЧТСпроекта

т.руб.

-241,1

-56,8

98,6

244,1

369,1

482,6

580,8

665,8

743,5

809,3

830,1


Таблица 6.5 Расчет ЧТС и НПДН при увеличении цены на нефть на 10%

Показатели

Ед. изм.

февраль

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

Фонд оптимизированных скважин

скв.

1











Объем добычи

тонн

86,8

108,1

96,4

88,2

77,1

71,1

62,6

55,1

51,2

44,1

14,2

Выручка от реализации

т.руб

226,9

282,5

251,8

230,5

201,5

185,9

163,6

143,9

133,8

115,1

37,2

Текущие затраты, в т.ч:

т.руб.

465,4

32,6

29,1

26,6

23,3

21,5

18,9

16,6

15,4

13,3

4,3

Затраты на дополнительную добычу

т.руб.

26,2

32,6

29,1

26,6

23,3

21,5

18,9

16,6

15,4

13,3

4,3

Затраты на оптимизацию

т.руб.

439,2











Налог на прибыль

т.руб.

0,0

60,0

53,5

48,9

42,8

39,5

34,7

30,5

28,4

24,4

7,9

ПДН

т.руб.

-238,5

189,9

169,3

154,9

135,4

125,0

110,0

96,7

90,0

77,4

25,0

НПДН

т.руб.

-238,5

-48,6

120,7

275,6

411,1

536,0

646,0

742,7

832,7

910,1

935,1

Коэффициент дисконтирования


1

0,9835

0,9299

0,9513

0,9356

0,9201

0,9049

0,8900

0,8753

0,8609

0,8467

ДПДН

т.руб.

-238,5

186,8

157,4

147,4

126,7

115,0

99,5

86,1

78,7

66,6

21,2

ЧТСпроекта

т.руб.

-238,5

-51,7

105,7

253,1

379,8

494,8

594,3

680,4

759,1

825,8

846,9


Таблица 6.6 Расчет ЧТС и НПДН при снижении цены на нефть на 10%

Показатели

Ед. изм.

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

Фонд оптимизированных скважин

скв.

1











Объем добычи

тонн

86,8

108,1

96,4

88,2

77,1

71,1

62,6

55,1

51,2

44,1

14,2

Выручка от реализации

т.руб

185,6

231,2

206,0

188,6

164,8

152,1

133,8

117,7

109,5

94,2

30,4

Текущие затраты, в т.ч:

т.руб.

465,4

32,6

29,1

26,6

23,3

21,5

18,9

16,6

15,4

13,3

4,3

Затраты на дополнительную добычу

т.руб.

26,2

32,6

29,1

26,6

23,3

21,5

18,9

16,6

15,4

13,3

4,3

Затраты на оптимизацию

т.руб.

439,2











Налог на прибыль

т.руб.

0,0

47,6

42,5

38,9

34,0

31,3

27,6

24,3

22,6

19,4

6,3

ПДН

т.руб.

-279,8

150,9

134,5

123,1

107,6

99,3

87,4

76,9

71,5

61,5

19,9

НПДН

т.руб.

-279,8

-128,9

5,6

128,7

236,3

335,6

422,9

499,8

571,3

632,8

652,6

Коэффициент дисконтирования


1

0,9835

0,9299

0,9513

0,9356

0,9201

0,9049

0,8900

0,8753

0,8609

0,8467

ДПДН

т.руб.

-279,8

148,4

125,1

117,1

100,7

91,3

79,1

68,4

62,6

52,9

16,8

ЧТСпроекта

т.руб.

-279,8

-131,4

-6,3

110,8

211,5

302,8

381,9

450,3

512,8

565,8

582,6



Таблица 6.7 Расчет ЧТС и НПДН при снижении текущих затрат на 15%

Показатели

Ед. изм.

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

Фонд оптимизированных скважин

скв.

1











Объем добычи

тонн

86,8

108,1

96,4

88,2

77,1

71,1

62,6

55,1

51,2

44,1

14,2

Выручка от реализации

т.руб

206,3

256,8

228,9

209,5

183,1

169,0

148,7

130,8

121,7

104,7

33,8

Текущие затраты, в т.ч:

т.руб.

395,6

27,7

24,7

22,6

19,8

18,2

16,0

14,1

13,1

11,3

3,6

Затраты на дополнительную добычу

26,2

32,6

29,1

26,6

23,3

21,5

18,9

16,6

15,4

13,3

4,3

Затраты на оптимизацию

т.руб.

439,2











Налог на прибыль

т.руб.

0,0

55,0

49,0

44,9

39,2

36,2

31,8

28,0

26,0

22,4

7,2

ПДН

т.руб.

-189,3

174,1

155,2

142,1

124,2

114,6

100,8

88,7

82,5

71,0

22,9

НПДН

т.руб.

-189,3

-15,2

140,0

282,1

406,2

520,8

621,6

710,3

792,8

863,7

886,6

Коэффициент дисконтирования


1

0,9835

0,9299

0,9513

0,9356

0,9201

0,9049

0,8900

0,8753

0,8609

0,8467

ДПДН

т.руб.

-189,3

171,3

144,3

135,1

116,2

105,4

91,2

78,9

72,2

61,1

19,4

ЧТСпроекта

т.руб.

-189,3

-18,1

126,3

261,4

377,6

483,0

574,2

653,1

725,3

786,4

805,8


Таблица 6.8 Расчет ЧТС и НПДН при увеличении текущих затрат на 15%

Показатели

Ед. изм.

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

Фонд оптимизированных скважин

скв.

1











Объем добычи

тонн

86,8

108,1

96,4

88,2

77,1

71,1

62,6

55,1

51,2

44,1

14,2

Выручка от реализации

т.руб

206,3

256,8

228,9

209,5

183,1

169,0

148,7

130,8

121,7

104,7

33,8

Текущие затраты, в т.ч:

т.руб.

535,2

37,5

33,4

30,6

26,7

24,7

21,7

19,1

17,8

15,3

4,9

Затраты на дополнительную добычу

т.руб.

26,2

32,6

29,1

26,6

23,3

21,5

18,9

16,6

15,4

13,3

4,3

Затраты на оптимизацию

т.руб.

439,2











Налог на прибыль

т.руб.

0,0

52,6

46,9

42,9

37,5

34,6

30,5

26,8

24,9

21,4

6,9

ПДН

т.руб.

-328,9

166,7

148,6

136,0

118,9

109,7

96,5

84,9

79,0

67,9

21,9

НПДН

т.руб.

-328,9

-162,3

-13,7

122,3

241,2

350,8

447,3

532,2

611,2

679,1

701,1

Коэффициент дисконтирования


1

0,9835

0,9299

0,9513

0,9356

0,9201

0,9049

0,8900

0,8753

0,8609

0,8467

ДПДН

т.руб.

-328,9

163,9

138,2

129,4

111,2

100,9

87,3

75,6

69,1

58,5

18,6

ЧТСпроекта

т.руб.

-328,9

-165,0

-26,8

102,5

213,7

314,6

402,0

477,5

546,6

605,1

623,7


Таблица 6.9 Расчет ЧТС и НПДН при снижении ставки налога на прибыль на 20%

Показатели

Ед. изм.

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

Фонд оптимизированных скважин

скв.

1











Объем добычи

тонн

86,8

108,1

96,4

88,2

77,1

71,1

62,6

55,1

51,2

44,1

14,2

Выручка от реализации

т.руб

206,3

256,8

228,9

209,5

183,1

169,0

148,7

130,8

121,7

104,7

33,8

Текущие затраты, в т.ч:

т.руб.

465,4

32,6

29,1

26,6

23,3

21,5

18,9

16,6

15,4

13,3

4,3

Затраты на дополнительную добычу

т.руб.

26,2

32,6

29,1

26,6

23,3

21,5

18,9

16,6

15,4

13,3

4,3

Затраты на оптимизацию

т.руб.

439,2











Налог на прибыль

т.руб.

0,0

43,1

38,4

35,1

30,7

28,3

24,9

21,9

20,4

17,5

5,7

ПДН

т.руб.

-259,1

181,2

161,5

147,8

129,2

119,2

104,9

92,3

85,8

73,8

23,8

НПДН

т.руб.

-259,1

-78,0

83,5

231,3

360,5

479,7

584,6

676,9

762,7

836,5

Коэффициент дисконтирования


1

0,9835

0,9372

0,9513

0,9356

0,9201

0,9049

0,8900

0,8753

0,8609

0,8467

ДПДН

т.руб.

-259,1

178,2

151,4

140,6

120,9

109,7

94,9

82,1

75,1

63,6

20,2

ЧТСпроекта

т.руб.

-259,1

-81,0

70,4

211,0

331,9

441,5

536,5

618,6

693,7

757,3

777,4



Таблица 6.10 Расчет ЧТС и НПДН при увеличении ставки налога на прибыль на 20%

Показатели

Ед. изм.

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

Фонд оптимизированных скважин

скв.

1











Объем добычи

тонн

86,8

108,1

96,4

88,2

77,1

71,1

62,6

55,1

51,2

44,1

14,2

Выручка от реализации

т.руб

206,3

256,8

228,9

209,5

183,1

169,0

148,7

130,8

121,7

104,7

33,8

Текущие затраты, в т.ч:

т.руб.

465,4

32,6

29,1

26,6

23,3

21,5

18,9

16,6

15,4

13,3

4,3

Затраты на дополнительную добычу

т.руб.

26,2

32,6

29,1

26,6

23,3

21,5

18,9

16,6

15,4

13,3

4,3

Затраты на оптимизацию

т.руб.

439,2











Налог на прибыль

т.руб.

0,0

64,6

57,6

52,7

46,0

42,5

37,4

32,9

30,6

26,3

8,5

ПДН

т.руб.

-259,1

159,6

142,3

130,2

113,8

105,0

92,4

81,3

75,6

65,1

21,0

НПДН

т.руб.

-259,1

-99,5

42,8

173,0

286,9

391,9

484,3

565,7

641,3

706,3

727,3

Коэффициент дисконтирования


1

0,9835

0,9227

0,9513

0,9356

0,9201

0,9049

0,8900

0,8753

0,8609

0,8467

ДПДН

т.руб.

-259,1

157,0

131,3

123,9

106,5

96,6

83,6

72,4

66,2

56,0

17,8

ЧТСпроекта

т.руб.

-259,1

-102,1

29,2

153,1

259,6

356,2

439,9

512,2

578,4

634,4

652,2



. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ

За последние годы на предприятиях нефтяной и газовой промышленности проведена большая работа по обеспечению безопасных условий труда, предупреждению аварий и несчастных случаев с тяжелым исходом. К опасным и вредным факторам, которые могут возникнуть при обслуживании объектов нефтяного хозяйства относятся: повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны, повышенный уровень шумов и вибрации на рабочем месте, недостаточная его освещенность и т.д.

В соответствии с этим опасные и вредные производственные факторы при добыче, сборе нефти возникают при аварийном фонтанировании, опробовании и испытании скважин, испарениях из мерников и резервуаров, разрывах трубопроводов и т.д.

При размещении технологических установок, производственных помещений и других объектов на территории нефтяного месторождения необходимо учитывать требования пожарной безопасности и удобство обслуживания отдельных объектов.

Удовлетворительное состояние дорог и подъездных путей к производственным объектам, устройство мостиков, переездов и переходов - залог правильной организации производства и безопасного ведения работ. Поэтому эти объекты должны всегда содержаться в исправном состоянии, чистоте и иметь предупреждающие знаки.

7.1 Обеспечение безопасности работающих

.1.1 Основные опасности и вредности при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Охрана труда - система правовых, технических и санитарных норм, обеспечивающих безопасные для жизни и здоровья трудящихся условия выполнения работы: внедрение современных мер техники безопасности, предупреждающих производственный травматизм, и обеспечение санитарно-гигиенических условий, предотвращающих возникновение профессиональных заболеваний рабочих и служащих, обеспечение техники безопасности и пожарной профилактики. Работу по безопасности труда организует служба охраны труда под руководством главного инженера.

При работе КРС существуют 3 главных фактора влияющих на опасность и вредность работников:

   повышенная загазованность;

   тяжелый физический труд;

   метеоусловия.

Для улучшения условий труда для рабочих и служащих предусматривается:

   выдача молока 0,5 л в смену и других равноценных пищевых продуктов

   дополнительный отпуск - 6-12 дней

   разрабатывается Программа улучшения и оздоровления условий труда

   право получение бесплатно спец. одежды, спец. обуви и других средств индивидуальной защиты

Приводится оценка состояния травматизма, профессиональных заболеваний и причин их вызывающих, степень риска в таблице 7.1

 

Таблица 7.1

Производственный травматизм и профессиональная заболеваемость

Показатели

2002

2003

Среднесписочная численность работающих

2449

1881

Число пострадавших при несчастных случаях

0

0

а) без утраты трудоспособности

0

0

б) с утратой трудоспособности

0

0

- до трех рабочих дней

0

0

- четыре и более рабочих дней

0

0

в) со смертельным исходом

0

0

Число чел-дней нетрудоспособности

0

0

Число случаев проф. заболеваний

0

0


Оценка риска определяется по формуле:

=Cn/NP                                                                                           (7.1)

Сn - число смертельных случаев или других на производстве за год;р - число работающих в сфере производства.

Так как Cn = 0, то оценка риска сводится к нулю.

Таблица 7.2

Токсичные и пожароопасные свойства применяемых веществ.

Характеристика

метан

СО

пропан

n-пентан

Бензин

1

2

3

4

5

6

7

Плотность по воздуху, г/см3

1,45

0,5543

0.967

1,5017

2.5

2,7-3,5

ПДК в воздухе, мг/м

5

300

20

300

1

100-300

Действие на организм

отравление

наркотич.

обще ядов.

нарко-тич.

наркотич.

слабо-наркот.

Температура вспышки, С

-

-

-

-

<-40

-17-44

Температура самовоспл., С

-

537

610

466

287

255-474

Пределы воспламенения

с парами орг. вещ-в.

5-15

12-74

2-9,5

1,4-7.8

0,76-8.1


7.1.2 Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему безопасность

Перед началом проведения работ на скважине бригада КРС должна быть ознакомлена с планом ликвидаций аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций. С исполнителями должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с соответствующим оформлением в журнале инструктажей.

До начала работы члены вахты должны проверить состояние рабочего места, убрать лишние предметы, подготовить необходимый инструмент, проверить его исправность.

Агрегаты для ремонта скважин должны устанавливаться на площадке, обеспечивающей удобное обслуживание их. Площадка должна иметь надежные упоры или приспособления для крепления подъемника и располагаться с наветренной стороны с учетом господствующего направления ветра.

Выхлопные трубы агрегатов и других специальных машин, применяемых при работах на нефтяных и газовых скважинах, должны быть снабжены глушителями, искрогасителями и нейтрализаторами выхлопных газов.

Манометры, индикаторы веса и другие КИП должны устанавливаться так, чтобы показания их были отчетливо видны обслуживающему персоналу.

Запрещается без индикаторов веса поднимать или опускать насосно-компрессорные трубы в скважину, а также вести ремонтные работы, связанные с расхаживанием и натяжкой труб, независимо от глубины скважины.

Манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. Манометр должен иметь красную черту по делению, соответствующему предельно допустимому рабочему давлению.

При силе ветра 11 м/сек и более, во время ливня, ильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м производство спускоподъемных операций запрещается.

Пуск механизмов в ход должен производится по сигналу и лишь после того, как все работники вахты будут удалены от движущихся частей.

При перемещении труб и тяжестей должны применятся только исправные грузозахватные приспособления и оборудование.

Запрещается их эксплуатация при нагрузках, превышающие допустимые нормы по паспорту, нельзя использовать инструменты и приспособления не по назначению.

При длительных перерывах в работе по подъему и спуску труб устье скважины должно быть надежно закрыто, талевый блок уложен на рабочую площадку. При необходимости глушения скважины в процессе ремонта должен быть приготовлен утяжеленный раствор в количестве не менее двух объемов скважины.

В случае нефтегазопроявлений в скважине, а также аварийного отключения световой линии в ночное время при спуске и подъеме труб следует немедленно установить на устье задвижку и прекратить дальнейшие работы

Расстановка агрегатов, оборудования, приспособлений и устройство площадок в зоне работ осуществляется в соответствии со схемой и технологическими регламентами, утвержденными техническим руководителем.

Грузоподъемность подъемного агрегата, допустимая ветровая нагрузка должны соответствовать максимальным нагрузкам, ожидаемым в процессе ремонта.

При проведении ремонта устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. После установки противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.

Без исправного индикатора веса проводить спускоподъемные операции запрещается.

Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

Оборудование, инструмент и контрольно-измерительные приборы должны соответствовать требованиям «Положения о порядке разработки, допуска к испытаниям и серийному выпуску нового бурового, нефтегазопромыслового, геологического оборудования, оборудования для трубопроводного транспорта и проектирования технологических процессов, входящих в перечень объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России, утвержденных Госгортехнадзором России 21.03.94 г.

.1.3 Санитарные требования

Для питьевой воды надо применять эмалированный или алюминиевые бачок, легко очищаемый и дезинфицируемый, снабженный краном с ограждением, препятствующий прикосновения рта к крану. К рабочим местам свежую питьевую воду необходимо доставлять ежедневно.

Для защиты опасных вредных производственных факторов, а также для неблагоприятных факторов окружающей среды применяются средства индивидуальной защиты. Все члены бригады обеспечиваются средствами индивидуальной защиты по установленным нормам.

При работе с кислотами рабочие должны пользоваться предохранительными очками, резиновыми перчатками, резиновыми сапогами, резиновым или прорезиненным фартуком.

По окончании работы сушку и хранение спецодежды следует осуществлять специально в отведенных местах в передвижном вагон домике.

 

Таблица 7.3 Загазованность воздушной среды

Производствен, помещения с возможными выделениями вредных газов и паров

Наим. вредн. газов

Доп. По норме

Концентрация факт.



мг/мЗ

Мг/мЗ

Насосная ДНС

УВ

300

50

Узел сепарации ДНС

УВ

300

5

БРХ ДНС

УВ

300

10

Факел ДНС

УВ

300

20

РВС - 3000

УВ

300

6



Таблица 7.4 Шум

Производственные помещения

Источник шума

Доп. уровень звука

Факт. уровень звука

ДБ

Насосная ДНС

ЦНС 180х1422

80

76

Насосная КНС

ЦНС 180х360

80

79

Компрессорная ДНС

компрессор 4ВУ1-59

80

80

 

Таблица 7.5 Вибрация

Наим. вибрирующего оборудования

Действие вибрации

Доп. Уровень вибрац. ДБ

Факт. Уровень вибрац ДБ

1

2

3

4

Насос ЦНС 180-340

общее

92

92

Насос ЦНС 180-1422

общее

92

92

Компрессор 4ВУ1-59

общее

92

101

 

Таблица 7.6

Освещенность производственных помещений и рабочих мест

Производственные помещения

Освещенность по нормам

Освещенность фактическая


лк

Лк

Операторная

75:150

70

Насосная ДНС

20:50

30

Компрессорная

20:50

60

Узел сепарации ДНС

20

20

БРХДНС

20:50

24

Узел сепарации КНС

20

23

БРХКНС

20

22

РВС - 3000

2

2

Насосная КНС

20:50

30

Шкалы КИПиА в помещениях

50

50



Таблица 7.7 Вентиляция производственных помещений

Производственные помещения

Проектная производит. Вент ,уст.

Фактическая производит. вент. уст.


мЗ/час

мЗ/час

Насосная ДНС

1395

1350

БРХДНС

1395

1390


7.1.4 Противопожарные требования и средства пожаротушения

Таблица 7.8 Характеристика производственных помещений, зданий

Производственные помещения

Исполнение основных элементов

Класс помещений по поражению эл. током

Класс помещен. по пожаро-опасности

Класс помещен. по взрыве-опасности

Операторная ДНС

блочное

повыш. опасности

П-1

Д

Насосная ДНС

блочное

повыш. опасности

П-1

В-1А

Компрессорная

блочное

повыш. опасности

П-1

Д

БРХДНС

блочное

повыш. опасности

П-1

В-1А

Помещен. КИПиА

блочное

без. пов. опасн.

П-1

Д

Пожарный блок

блочное

Без. пов. опасн.

П-1

Д

Насосная КНС

блочное

повыш. опасности

П-1

Д

БРХДНС

блочное

повыш. опасности

П-1

В-1А


7.1.4.1 Электробезопасность и молниезащита

В цехе основными токопотребителями являются трансформаторы, электродвигатели, распределительные щиты управления, автоматика, а также осветительное оборудование (лампы, фонари, прожекторы, сигнальное оборудование), вычислительная техника, компьютеры и электробытовые приборы.

Напряжение электрического тока зависит от вида токоприемника и составляет от 110 В (в лампах автоматики, компьютерах) до 2 кВ (в трансформаторах).

Все электрооборудование выполнено во взрывобезопасном исполнении. Технологическое оборудование цеха заземлено и занулено. Для защиты персонала, кроме заземления и зануления, а также защиты от статического электричества, применяются наглядная агитация, ограждения, плакаты и предупредительные надписи.

Для предотвращения возможности возникновения опасных искровых разрядов с поверхности оборудования необходимо предусматривать следующие меры, обеспечивающие ликвидацию зарядов статического электричества:

а) отвод зарядов путем заземления оборудования и коммуникаций;

б) отвод зарядов путем уменьшения удельных объемов и поверхностных электрических сопротивлений;

в) нейтрализация зарядов путем использования радиоизотопных, индивидуальных и других нейтрализаторов.

Для снижения интенсивности возникновения зарядов статического электричества необходимо проводить следующие мероприятия:

. Всюду, где это технологически возможно, горючие газы должны очищаться от взвешенных жидких и твердых частиц, жидкости, от загрязнения нерастворимыми твердыми и жидкими примесями.

. Скорость движения материалов в аппаратах и магистралях не должна превышать значений, предусмотренных проектом.

. Трубы для заполнения резервуаров, емкостей опущены почти до дна, под уровень имеющейся жидкости для предотвращения образования струи и накопления зарядов статического электричества.

Существуют три категории молниезащиты:и II - здания и сооружения, защищенные от прямых ударов молнии;- здания и сооружения, защищенные через наземные металлические коммуникации.

7.1.4.2 Средства и оборудование пожаротушения

Наружное пожаротушение на Талинском месторождении осуществляется от кольцевой водопроводной сети 159,5 мм через незамерзающие пожарные гидранты. Необходимый напор и расход воды в сети создаются стационарными насосами, установленными в насосной станции. Управление пожарными насосами осуществляется как по месту, так и дистанционно. Резервный пожарный насос включается автоматически при остановке и падению давления на рабочем насосе.

На площади цеха установлено два резервуара, емкостью по 1000 мЗ, хозяйственно-производственного и пожарного запасов воды с огневым подогревом. К резервуарам обеспечен свободный подъезд пожарных машин.

Все объекты, здания и сооружения не ниже II степени огнестойкости. Наружное ограждение конструкции зданий с производствами категории

"А" предусмотрено легкосбрасывающимся при воздействии взрывной волны. Площадь легкосбрасываемых конструкций должна быть не менее 0,05 м/мЗ взрывоопасного помещения.

Ответственность за пожарную безопасность цеха несет начальник цеха или лица, исполняющие его обязанности. На основании "Типовых правил пожарной безопасности для промышленных предприятий" для каждого цеха, лаборатории или иного помещения разрабатываются конкретные инструкции о мерах пожарной безопасности, которые согласовываются с местной пожарной охраной и утверждаются главным инженером.

Производственные помещения, установки, сооружения и склады должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения и пожарным инвентарем в соответствии с действующими нормами. Использование пожарного инвентаря и оборудования для хозяйственных и других целей, не связанных с пожаротушением, запрещается.

Не допускается загромождение различным оборудованием и машинами дорог, проездов, коридоров ведущих к первичным средствам пожаротушения и связи.

Курение разрешается только в специально отведенных и оборудованных помещениях.

Средства пожаротушения.

На Талинском месторождении имеются следующие средства пожаротушения:

огнетушители ОП-50 …...............................….... 10шт.

огнетушители ОП-10 (порошковые) .........…..... 50 шт.

пожарный щит с инвентарем.. .................…........ 10шт.

пожарные гидранты ...….........................…............ 6шт.

емкости с песком .........................................…..... 10 шт.

7.1.5 Мероприятия по безопасности при исследовании скважин

Передвижные насосные агрегаты, предназначенные для работы на скважинах предназначенные для работы на скважинах, должны снабжаться запорными и предохранительными устройствами, иметь приборы, контролирующие основные параметры технологического процесса, выведенные на пульт управления (в кабину агрегата).

При исследовании спуск глубинных приборов и инструментов, спускаемых на канате, должен осуществляться только при установленном на устье скважины лубрикаторе с герметизирующим сальниковым устройством.

Спускоподъемные операции следует проводить с применением лебедки с гидроприводом, обеспечивающим вращение барабана с канатом в любых желаемых диапазонах скоростей и с фиксированной нагрузкой на канат (проволоку). Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть цельной, без скруток. Исследование эксплуатационных скважин в случае отсутствия утилизации жидкого продукта запрещается.

7.2 Экологичность проекта

.2.1 Влияние проэктируемых работ наокружающую среду

Воздействие этой отрасли промышленности на атмосферу, гидросферу и литосферу характеризуется:

       загрязнением атмосферы выбросами вредных веществ;

       потреблением воды для буровых установок и компрессорных станций, заводнением сбросом загрязняющих веществ в поверхностные и подземные воды, на рельеф;

извлечение с нефтью высокоминерализованных попутных вод;

изменением ландшафта (земляные работы, изъятие земель для строительства объектов нефтегазодобычи, застройка, перемещение грузов волоком), вырубкой лесов, загрязнение почвы нефтепродуктами, разрушение пластов недр и др.;

захоронение отходов бурения;

аварийными разливами нефти;

Несмотря на то, что вклад отрасли в промышленное загрязнение атмосферы незначителен (7,8%), она характеризуется самой низкой в промышленности Российской Федерации степенью улавливания вредных веществ, поступающих в атмосферу ( в целом по отрасли -1,7%, в том числе по твердым веществам - 5,8%, жидким и газообразным - 1,6%). Характерными загрязняющими веществами, образующимися в процессе добычи нефти, являются углеводороды и оксиды углерода. Значительная масса загрязнений поступает в атмосферу при сжигании нефтяного газа в факелах.

В нефтедобывающей промышленности экономия свежей воды за счет использования оборотных систем водоснабжения достигает 89%. Большая часть сточных вод сбрасывается в поглощающие горизонты (в основном для поддержания пластового давления в нефтяных пластах), поверхностные водоемы (биологически очищенные и неочищенные загрязненные воды), а также на рельеф. Серьезный ущерб окружающей среде наносится разливы нефти и минерализованных сточных вод вследствие прорывов трубопроводов, вызванных различными причинами.

Одной из задач охраны и окружающей среды являются рациональное использование, предотвращение и ликвидация загрязнения природных вод. Природоохранные мероприятия при разработке Талинского месторождения должны рассматриваться в тесной увязке с фактической экологической обстановкой на его территории.

Гидрографическая сеть представлена реками Ендырь, Хугот и Тал, берущие начало на территории месторождения, с притоками, здесь же находятся два озера Большой Таван и Малый Таван с площадью акватории до 2 км. Защита рек Талинского месторождения требует принятия специальных мер по ликвидации и последующему недопущению загрязнения. Они могут быть следующими. На участках прохождения трубопроводов через водотоки, предусматривается их конструкция повышенной надежности. Для опасных участков разрабатывается план мероприятий по ликвидации загрязнения, в которой включаются решения таких вопросов как:

Осмотр зоны загрязнения с составлением плана местности;

составление оперативного плана с перечнем подготовительных и восстановительных работ;

На протоках этих водопротоков и других реках Талинского месторождения протяженностью от 11 км до 50 км и соответствии с постановлением Совета Министров РСФСР № 91 от 17.03. 88г., водо-охранные зоны составляет 100 м, для рек протяженностью менее 10 км -15 м. Для озер площадью акватории до 2 км 300 м, более 2 км - 500 м .

Характеристика источников выделения и выбросов вредных веществ в атмосферу приведена в таблице 7.9

 


Таблица 7.9 Характеристика источников выделения и выбросов вредных веществ в атмосферу

Наим. источи. выбросов

Источник выделения

Наим. вр. в-ва

ПДК м.р. в воздухе населен-ных мест, мг/м3

ПДК средне- суточная

Кол-во вр. в-ва

Кол-во вр. в-ва

Объем смеси

Т-ра смеси




мг/м3

мг/м3

г/с

т/год

м3/с

ОС

Стояк 30х0.5

факел

N02

0,4

0,06

5,2

163,0

1,41

1000



СО

5,0

3,0

640,0

183,0

1,41

1000



СН4

50 /ОБУВ/

-

7,679

242,2

1,41

1000



Сажа

0,15

0,05

7,679

242,2

1,41

1000

Стояк 15х0,2

свеча

СН4

50 /ОБУВ/

-

58,67

1860,27

0,09

15

Не плотности

техплощад

СН4

50 /ОБУВ/

-

1,15

32,40

-

10

Воздуховод

насосная

СН4

50 /ОБУВ/

-

0,076

24

0,013

5

Дымовая труба

котельная

СО

5,0

3,0

1,5

50,42

0,07

260



N02

0,4

0,06

0,019

0,42

0,07

260



Сажа

0,15

0,05

0,0003

0,009

0,07

260

Фланц. соед-я

кусты скв.

СН4

50 /ОБУВ/

-

1,79

56,45

-

12

Дых. клапан

резервуар

СН4

50 /ОБУВ/

-

12,51

394,5

-

10


Плата за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу определена согласно методике по формуле:

П = σ * Е(Pi - mi) +Рi * mi, руб.                                                    (7.2)

где Рi - норматив платы за еденицу массы выброса i-го загрязняющего вещества, руб/т;

Рi - норматив платы за единицу массы выброса, превышающую ПДВ, руб;- масса выброса i-го вещества (ПДВ), т;

σ - коэффициент экологической ситуации региона;- количество загрязняющих веществ.

Расчет платы предприятия за выбросы сведены в таблице 7.10

 

Таблица 7.10 Плата за выбросы

Наим.ист. выброса

Источник выделения в-в

Наим. вр. в-в

ПДК м.р. в воздухе населен-ных мест

ПДК среднесуточная

Кол-во вр. в-в

Нормати в платы

Плата за выбросы




мг/м3

мг/м3

Т/год

руб.

руб.

Стояк 30х0,5

Факел

N02

0,4

0,06

163,0

415

2841090



СО

5,0

3,0

183,0

5

38430



СН4

50 /ОБУВ/

-

242,2

10

101724



Сажа

0,15

0,05

242,2

110

1118964

Стояк 15х0,2

Свеча

СН4

50 /ОБУВ/

-

1850,22

10

777092,4

Неплотности

Техплощадка

СН4

50 /ОБУВ/

-

36,27

10

15233,4

Воздуховод

СН4

50 /ОБУВ/

-

2,4

10

1008

Дым. труба

Котельная

СО

5,0

3,0

47,3

5

9933



N02

0,4

0,06

0,42

415

7320,6



Сажа

0,15

0,05

0,009

110

41,58

Фланц. соед-е

кусты скв.

СН4

50 /ОБУВ/

-

56,45

10

23709

Дых. клапан

Резервуар

СН4

50 /ОБУВ/

-

394,5

10

16569








4951114,9


7.2.2 Мероприятия по защите окружающей среды

При разработке месторождения охрана недр предусматривает максимальное извлечение нефти и попутного газа, предотвращение подземных потерь нефти, сброс в грунтовые котлованы токсичных отходов бурения.

Для предотвращения загрязнения атмосферы от выбросов вредных веществ предусмотрено уменьшить потери углеводородов и повышение коэффициента использования нефтяного газа. В местах возможной загазованности атмосферы осуществляется систематический контроль за состоянием воздушной среды. Отбор проб проводится ежемесячно.

Постоянно ведется учет используемой воды.

Постоянно проводится контроль за чистотой открытых водоемов и соблюдением санитарных зон вокруг водоисточников.

Контроль за охраной недр и состоянием природной среды, а также выполнением планов природоохранительных мероприятий осуществляется подразделениями объединения «ТНК-Нягань», санитарной службой и управлением по использованию и охране поверхностных вод.

7.2.2.1 Охрана вод

На стадии ввода месторождения в эксплуатацию ситуация в бассейнах р. Хугот, Потымец, Малая Ем-Ёга, Тал, Ендырь. Сеул, Нягань была следующая: в весенний период минерализация составила 60 - 70 мг/л. в зимнюю межень возрастает до 200 мг/л., жесткость в весенний период 0,5 мг/экв., в зимнюю межень повышается до 1,5 - 2,0 мг/экв. Концентрация ионов хлора составляет от 3,2 мг/л до 28,4 мг/л. Содержание железа в воде колеблется от 0,5 мг/л. весной, до 40,0 мг/л. " в зимний период.

Динамика изменения концентрации загрязняющих веществ:

На р. Нягань и ее притоках минерализация изменяется в пределах 35 -1719 мг/л., при фоновом содержании 200 мг/л., ПДК" 1000 мг/л.

Концентрация ионов хлора ежегодно превышает фоновые значения (10 мг/л.). а в отдельные годы превышает ПДК в три раза.

Содержание нефтепродуктов варьирует от 0,15 до 18,0 мг/л. Значительные концентрации приурочены к аварийным выбросам. В течении года таких выбросов отмечается от 3 до 5 и более. Среднее многолетнее значение концентрации нефтепродуктов изменяются от 0,23 мг/л. до 0,42 мг/л., что составляет 4-8 ПДК. Экстремальные значения изменяются от 0,01 мг/л. до 18.0 мг/л. П989 год) или 360 ПДК.

По минерализации, хлоридам, нефтепродуктам наблюдается не только превышение фоновых показателей, но и значений ПДК от единиц до сотни раз. Ежегодно максимальное значение минерализации превышает 4000 мг/л.

В результате хозяйственной деятельности, связанной с интенсивной разработкой месторождений, экологическая обстановка в бассейне реки Оби на рассматриваемом участке стала крайне напряженной и требует принятия специальных мер по сокращению и ликвидации загрязнения.

7.2.2.2 Отходы

Отходами в процессе строительства скважин является шлам и загустевший, неподдающийся перекачке буровой раствор, сбрасываемые при бурении в шламовый амбар.

Объем выбуренной породы (шлама) при бурении одной скважины составляет 100 мЗ. Для предотвращения утечек бурового раствора за пределы кустовой площадки объем шламового амбара согласно ТПР-2 определен из расчета 500 мЗ на одну скважину.

Затраты на рекультивацию 1 га почвы заключаются в следующем:

подготовка территории путем частичной или сплошной планировки поверхности почвы, загрязненный участок очищается от мусора, отходов ликвидации аварии и останавливается на самоочищение и естественную трансформацию нефти на 1 -1,5 года;

Отбор проб и проведение контроля за возможным загрязнением грунтовых вод нефтью, локализацией потоков (дренирования) сбором талых вод, промывающих участок;

отбор проб и проведение анализов содержания остаточной нефти в почве, определяется степень естественного зарастания загрязненного участка;

" вспашка, боронование, культивация, проведение пробного посева трав и уход за ними на загрязненных участках;

закупка и внесение удобрений;

на кислых почвах проведение известкования;

предотвращение загрязнения почв при сборе, сепарации и подготовке нефти.

7.3 Чрезвычайные ситуации

Прогноз чрезвычайных ситуаций производится на основе анализа статистических материалов об авариях, методами экспертных оценок.

Чрезвычайные ситуации бывают:

Техногенного характера:

   пожар

   взрыв

   разлив сильно действующего ядовитого вещества

   отключение электроэнергии

Природного характера:

   метель

   сильные морозы

   пожары

   наводнение

Одной из наиболее частых аварий при работе с горючими газами и легковоспламеняющимися жидкостями являются взрывы.

7.3.1 Расчет вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси

Рис. 7.1 Взрыв легковоспламеняющихся жидкостей и газов

1.Зона детонационной волны;

.Зона действия продуктов взрыва;

3.Зона ударной волны

,                                                                                (7.3)

где Q - количество нефти, R1 - радиус 1 зоны.

ΔPФ1 =1700 кПа

= 1,7R1= 1,7*186= 316м                                                               (7.4)

ΔPф2 = 1300(R1/r2)3 + 50 = 1300(186/250)3 + 50                       (7.5)

ΔPФ2 - избыточное давление во фронте детонационной волны во 2 зоне.

ΔPФ1 - избыточное давление во фронте детонационной волны в 1 зоне.

                                                                                            (7.6)

где r3 - расстояние от центра взрыва до элемента

предприятия в 3 зоне.


                                                     (7.7)

                                                    (7.8)

СПЛ - радиус смертельного поражения людей.

Вывод

) Условия труда на Талинском месторождении соответствуют санитарно - гигиеническим требованиям.

) Меры электро и молниезащиты обеспечивают безопасные условия труда.

) Фактические выбросы загрязняющих веществ являются предельно-допустимыми, поэтому плата за них рассчитывается как за нормативные выбросы;

) На предприятии предусматриваются мероприятия по предотвращению выбросов, по размещению отходов.

В целом, деятельность предприятия не наносит ущерба окружающей среде.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ


Талинское месторождение представляет собой пластовую залежь с наличием в разрезе нескольких нефтенасыщенных пластов. Пласты не выдержаны по простиранию, что обусловлено наличием как локальных, так и региональных зон выклинивания. Основными объектами разработки являются пласты ЮК10 и ЮК11 шеркалинского горизонта тюменской свиты.

Не претендуя на абсолютную полноту изложения и ограничиваясь рассмотрением только физики основных явлений, можно утверждать, что при вполне определенных условиях разработки залежи неизбежно:

изменение емкостных и фильтрационных свойств продуктивного горизонта, влияющих на полноту и эффективность выработки запасов;

разрушение продуктивного горизонта с возникновением условий, приводящих к деформации земной поверхности в зоне разрабатываемого месторождения или даже к землетрясениям;

потеря герметичности между обсадной колонной, цементным камнем и стенкой скважины за счет деформационных процессов на стенке скважины;

изменение работающей толщины продуктивного горизонта, например, за счет глинизации прикровельной или приподошвенной частей залежи;

отрицательное влияние на окружающую среду самого процесса разработки залежи углеводородов.

Во избежание или для минимального проявления указанных отрицательных последствий необходимо ограничение дебитов добывающих или приемистости нагнетательных скважин, ограничение темпа отбора запасов углеводородов, установление предельных значений забойных давлений, превышение которых недопустимо.

В данной ситуации важнейшей задачей повышения эффективности выработки запасов становится задача нахождения технологий, адекватных реальному состоянию разработки.

При обосновании стратегии повышения эффективности выработки запасов, когда реализуемая система разработки неэффективна, необходимо определить причины ее низкой эффективности, что достигается изучением и анализом поведения эксплуатационного объекта в процессе его разработки.

Повышение степени выработки запасов из разрабатываемых пластов может быть достигнуто как повышением эффективности дренирования высокопроницаемых интервалов неоднородного пласта, так и вовлечением в разработку низкопроницаемых, недренируемых при реализуемой системе воздействия на пласт, интервалов.

Резюмируя, сформулируем основной тезис возможности повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов: постоянно действующая и адекватно адаптируемая к изменяющимся во времени условиям разработки объекта модель, на которой проигрываются предлагаемые решения и ответственно оцениваются последствия их принятия и реализации.

ЛИТЕРАТУРА

1.  Геологическое строение и анализ разработки Талинского и других месторождений Красноленинского свода. Отчет по теме 532. ВНИИнефть. М.,1987, 113 с. Авторы: Гаттенбергер К.П., Блох С.С. и др.

.   Гузеев В.В., Белеет Г. К. Отчет по теме «Дополнительная записка к технологической схеме разработки Талинской площади Красноленинского месторождения», СибНИИНП, Тюмень,, 1987, 120с.

.   Гузеев Я А и др. Технологическая схема разработки Талинской площади Красноленинского месторождения. Т. 1-4. Отчет о НИР. г.Тюмень, 1990.

. Гузеев В.В., Белеет Г.К, АдамчукД.О. Влияние особенностей геологического строения пласта ЮК10 Талинской площади на динамику обводнения скважин. Сборник: «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири», Тюмень, СибНИИНП.1988, с.25-30.

. Гузеев В.В., Адамчук Д.О., Дубков И.Б. Влияние фильтрационной неоднородности продуктивных пластов Талинской площади на динамику обводнения скважин. Сборник: «Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири», Тюмень, СибНИИНП. 1989, с. 144-149.

. Исайчев 8.8., Казаков В.А., Андреев В.Л. Изменение коэффициента продуктивности добывающих скважин Самотлорского месторождения в процессе эксплуатации. М., «Нефтяное хозяйство», 1993, №3, с.37-39.

. КочневА.В. Проблемы разработки низкопродуктивных залежей с высоким газосодержанием. (По материалам выездного заседания секции НТС-Миннефтепрома СССР в г. Тюмени 8 марта 1988 г.) М., «Нефтяное хозяйство», 1988, №6, с. 61-62,

. Сазанов Б.Ф., Житомирский В. М., Суслов В.Л. Особенности проектирования разработки месторождений легких и летучих нефтей, М., «Нефтяное хозяйство», 1989, №9, с. 29-32.

. Шатров Х.Г., Темное Г.Н. Численное исследование процесса нефтеизвлечения на режимах истощения для условий обводненных пластов ЮК10-11 Талинской площади, РНТС «Нефтепромысловое дело», 1993, №11-12, с. 12-20.

. Парахин Б.Г., Кляровский Г.В. До разработка обводненных залежей на режиме растворенного газа РНТС «Нефтепромысловое дело», 1982, №7, с. 6-7.

. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения Г.Г. Вахитов, В.П.Максимов, Р. Т. Булгаков и др. М., Недра, 1982,с.229.

.    Шатров. Х.Г., Усенко В.Ф. Об эффективности водогазового

воздействия на обводненные пласты ЮК-10-11 Талинской площади РНТС «Нефтепромысловое дело», 1994, №5, с. 17-20.

. Обоснование и разработка технологии рациональной эксплуатации добывающих скважин АО «Красноленинскнефтегаз» в различных горно-геологических ситуациях. Отчеты ГАНГ им. И.М.Губкина . Научн, рук. акад. АЕН РФ И.Т.Мищенко. Москва, 1990, 1991, 1992, 1993.1994, 1995.

. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М., Недра. 1982, 310с.

. Дунюшкин И.И., Мищенко И. Т. Расчет основных свойств пластовых нефтей при добыче и подготовке нефти. МИНХиГП им.И.М. Губкина, М 1982,79с.

Похожие работы на - Разработка Талинского месторождения

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!