Расчет экономической эффективности мероприятий Уренгойского НГКМ

вырезание участка эксплуатационной колонны в интервале залегания суперколлектора,

расширение ствола скважины,

осушку призабойной зоны закачкой спиртов или кетонов,

спуск на НКТ и установку проволочного фильтра ФСК в расширенном интервале ствола,

намыв гравия за фильтром при одновременном притоке газа в скважину.

Из табл. 2.2. видно, что эта технология не только ликвидирует пескопроявление, но и позволяет значительно (до двух раз) увеличить дебит скважины и снизить депрессию на пласт.

Разработанная технология принята к внедрению на УГКНМ и рекомендована к применению на других месторождениях ОАО «Газпром». В результате ее применения в 2009 году дополнительно добыто 253 млн.м³ газа, а экономический эффект составил свыше 2 млн.рублей. Наша технология в 2-3 раза дешевле предлагаемой компанией «Нагаока» (США) для борьбы с выносом песка в обсаженной скважине УГКНМ.

В работе рассмотрены также вопросы промывки песчаных пробок и ликвидации водопритоков, оптимизации режима работы скважины после проведения этих работ.

Промывка песчаных пробок осуществлялась по общепринятой технологии.

Таблица 2.2.

Результаты исследования пескопроявляющих газовых скважин УГКНМ, оборудованных фильтрами ФСК-114 с гравийной набивкой в интервале открытого расширенного ствола

Номер	Номер скважины	Дата окончания ремонта	Интервал установки фильтра, м	Толщина суперколлектора, м	Вынос пластового песка, г/тыс.м3, добываемого газа		Q/q
					До ремонта	После ремонта	2008 г.	2009 г.	2008 г.	2009 г.
1	934	30.04.08 г.	1163,4+1202	31,6	24.00	Нет	0,32	0,31	2,14	2,07
2	5141*	31.10.08 г.	1136,4+1153	4,2	Простой	Нет	-	0,21	1,93	1,74
3	8123*	30.11.08 г.	1139,3+1160	14,2	простой	нет	-	0,12	1,25	1,34



Для ликвидации водопритоков, опираясь на работы Блажевича В.А., Булгакова Р.Т., Гасумова Р.А., Ермилова О.М., Каримова Н.Х., Крылова В.И., Маляренко А.В., Ремизова В.В., Уметбаева В.Г., Шарипова А.М., Шумилова В.А., Юсупова И.Г. и др., выбран метод закачки в продуктивный пласт реагентов селективного действия. В 1992 г. начали применять реагент «А-пласт», представляющий собой смесь различных полимеров, растворенных в кетоновых растворителях, который при контакте с водой в пласте полимеризуется с образованием объемной твердой фазы, формируя водонепроницаемый экран. Лабораторные исследования показали, что этот реагент хорошо смачивает поверхность поровых каналов продуктивного пласта и соответственно хорошо впитывается в него, обеспечивая равномерное и глубокое проникновение в зону фильтрации. О высокой эффективности реагента при проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР) свидетельствует табл. 2.3.

Таблица 2.3.

Реагент с 2002 г. применен для РИР на 92 скважинах УГКНМ, которые работают без водопроявлений до настоящего времени. На одну обработку в зависимости от толщины интервала перфорации требуется 1?5 м³ реагента.

Для осушки призабойной зоны пласта от воды, попавшей при водопроявлении, после проведения РИР предложено закачивать в пласт 15?60 м³ метанола или ацетона, или их смеси в отношении 1:1 в зависимости от требуемой глубины обработки. На сегодня лучше применять метанол, поскольку он в 15 раз дешевле. После обработки повышается проницаемость пласта для газа и прекращается вынос воды. Испытания на 8 скв., проведенные в 1999-2004 г.г., показали, что первые скважины работают без выноса воды и песка более трех лет.

Следует отметить, что принципиально сходное решение реализовано в нефтяных скважинах Татарии и Башкирии Ю.В.Зейгманом.

После проведения РИР проводится комплексное исследование скважины на различных режимах с контролем содержания песка и воды. Затем по предложенной методике, успешно апробированной на 60 скв. УГКНМ, определяется диаметр штуцера, обеспечивающий оптимальный режим, т.е. максимальный дебит при допустимом выносе воды и песка. Все разработки, изложенные в данном параграфе дипломной работы, защищены патентами РФ.

2.3 Обоснование перспектив развития и ввода мощностей УНГКМ

Исследованием и разработкой методик и новых технологий и технических средств по ликвидации заколонных перетоков и межколонных давлений УНГКМ занимается с 2006-2007 годов. Накоплен большой теоретический и практический опыт, разработаны методики исследований и руководящие документы - регламенты на проведение этих работ. В настоящее время ежегодно по рекомендациям проводится 5-10 ремонтов, направленных на ликвидацию межколонных газопроявлений. С целью повышения эффективности и успешности работ по ликвидации межколонных газопроявлений на УГКНМ, разработана и успешно применяется «Временная инструкция по диагностике характера межколонных проявлений», позволяющая с высокой точностью установить причину возникновения межколонного проявления, избежать принятия ошибочных решений и действий по их ликвидации, а следовательно, и значительных затрат и потерь добываемой продукции. Суть методики заключается в исследовании связи межколонного пространства с затрубным пространством и пластом, ее характера.

Для ликвидации или снижения межколонных газопроявлений в скважинах УГКНМ применяются различные методы. В случае нарушения герметичности уплотнительных элементов устьевого пакера колонной обвязки производится глушение скважины, демонтаж крестовины с планшайбой методом перехвата и замена уплотнительных элементов пакера. После этого производится монтаж крестовины, планшайбы, закачка в межфланцевое пространство (между уплотнительными элементами) герметизирующей смазки «Арматол» и опрессовка межколонного пространства.

В отдельных случаях, при наличии большого дебита из межколонного пространства, связанного со значительным разрушением уплотнительных элементов устьевого пакера, применяется метод ликвидации межколонного газопроявления созданием временной герметизирующей основы пакера колонной обвязки. Метод заключается в подаче в затрубное пространство специальной тампонажной смеси на основе инертных материалов. Данная методика и технология позволяют произвести ремонт без предварительного глушения скважины и монтажа подъемной установки, сократить затраты и сроки на проведение ремонта, исключить вредное воздействие на пласт жидкости глушения.

Когда возникновение межколонных газопроявлений связано с негерметично установленным забойным пакером и перетоками газа через резьбовые соединения обсадных труб, применяется метод скользящего тампонирования - закачка и продавка в затрубное (надпакерное) пространство герметизирующих растворов. При этом используются рецептуры герметизирующих растворов, разработанные и запатентованные диссертантом с соавторами. В отличие от известных они обладают гораздо более высокой проникающей способностью, что очень важно, поскольку из-за высокой текучести газ поступает, как правило, по каналам очень малого размера.

Глава 3. Расчет экономической эффективности мероприятий

3.1 Расчет затрат на производство

Ежегодные отчеты ООО «Уренгойгазпром» по наличию газовых скважин с межколонными газопроявлениями показывают значительное (до 50%) снижение количества скважин с межколонными газопроявлениями по сравнению с 1991 годом. Это связанно как с успешным ведением работ по нашим технологиям по ликвидации газопроявлений, так и с неуклонным снижением пластового давления.

Таблица 3.1.

Ремонтные работы в газовых скважинах УГКНМ, выполненные с применением колтюбинговых установок

Примечание: Первые четыре вида ремонта с помощью КУ выполнены впервые в России.

Преимуществом и отличительной особенностью предложенной технологии является следующее:

? в ходе промежуточных этапов выполнения операции сохраняются условия депрессии на пласт, что исключает поступление буферных растворов в пласт;

? применение газа для продавки изолирующих составов расширяет технологические возможности;

? использование колтюбинговых установок позволяет доставить составы непосредственно к изолируемому интервалу и тем самым сократить зоны смешения растворов, повысить селективность воздействия и эффективность работ.

Кроме того, в данной главе обоснованы дополнительные требования, предъявляемые к изолирующим составам, закачиваемым в скважину, позволяющие произвести выбор оптимальных рецептур с учетом гидравлических потерь в БДТ.

С учетом этих условий по результатам лабораторных и экспериментальных исследований разработана технология ликвидации притока пластовой воды методом кольматации порового пространства путем осадкообразования.

Экспериментальные и лабораторные исследования проведены по методике НТЦ ООО «ГазпромДобычаУренгой» на установке радиальной фильтрации в термобарических условиях, близких к пластовым, что позволило повысить точность моделирования.

Результаты экспериментов для сеноманского коллектора показали, что изоляционный эффект достигает 98 %. Давление начала фильтрации воды через закольматированную среду составило более 0,6 МПа. При этом после демонтажа было установлено, что поровое пространство вокруг модели перфорированного участка скважины закольматировано гелеобразной массой продуктов реакции растворов кальцийсодержащего вещества и активного реагента - кальцитом.

Реакция на содержание карбоната кальция показала высокую степень карбонатизации искусственно созданного образца породы.

Результаты экспериментов приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2.

Результаты проведения экспериментальных опытов по карбонатизации

Результаты экспериментов подтвердили возможность смешения осадкообразующих реагентов в поровых каналах коллектора и снижения проницаемости вплоть до полного прекращения фильтрации. Причем надежность изоляции зависит от вещественного состава осадкообразующих растворов.

2. При разработке технологии промывки песчаных пробок исходили из того факта, что применение известных технологий прямой промывки с использованием двухфазных пен не дало достаточного эффекта, так как малость диаметров БДТ (33 мм; 38,1 мм; редко 44,5 мм) создает значительную площадь кольцевого пространства между БДТ и скважиной.

Это приводит к тому, что в большинстве случаев скорости восходящего потока промывочной жидкости в затрубном пространстве недостаточны для полного выноса песка.

В табл.3.3. приведены затраты времени на ремонт скважин (промывку песчаных пробок) с помощью различных установок.

Таблица 3.3.

Затраты времени (в часах) на промывку песчаных пробок в газовых скважинах УГКНМ с помощью различных установок

Как видим, КУ сокращают время ремонта более чем в 3 раза, а по расчетам, стоимость ремонта снижается в 2 -3 раза. Поэтому по рекомендациям интенсивно наращивается число КУ; на апрель 2009 г. в УИРС было уже 6 колтюбинговых установок. По мере оснащения КУ специальными приспособлениями, оборудованием и инструментами планируется значительно расширить спектр работ, выполняемых в скважинах с их помощью.

Однако некоторые виды ремонта нельзя сделать с помощью КУ (замена лифта, глубинного оборудования и др.). Но и в этих случаях успешно можно выполнять отдельные операции, такие как глушение скважин, водоизоляционные работы, разрушение гидратных и песчаных пробок, освоение, интенсификацию притока, колтюбинговыми установками при ремонте скважин с подъемных установок. По нашим рекомендациям эти варианты прошли успешные испытания и они позволили снизить затраты на ремонт до двух и более раз по сравнению с использованием только подъемных установок.

Таблица 3.4.

Исполнение сметы затрат на производство

Наименование показателей	Ед. изм.	Базисн. год	2009 год	Откл.отч. к баз.
			план	факт	отклон.
Смета затрат, всего	тыс.руб.	580382	561877	496660	-65217	-83722
в т.ч. материальные затраты	тыс.руб.	44228	62094	50309	-11785	6081
из них: отчисления на вос-во МСБ	тыс.руб.	12358	10968	681	-10287	-11677
вспомогат. материалы	тыс.руб.	27541	43632	42380	-1252	14839
электроэнергия	тыс.руб.	4329	7494	7248	-246	2919
расходы на оплату труда	тыс.руб.	19323	21180	20899	-281	1576
отчисления на соцнужды	тыс.руб.	36	8154	7912	-242,3	547
амортизационные отчисления	тыс.руб.	343830	244889	224275	-20614	-119555
прочие расходы	тыс.руб.	165636	225560	193265	-32295	27629
из них:
Капитальный ремонт	тыс.руб.	56042	90000	86022	-3978	29980
Платежи за пользование недрами	тыс.руб.	10890	10911	10783	-128	-107
Услуги автотранспорта	тыс.руб.	55748	76217	70409	-5808	14661
Услуги геофизических контор	тыс.руб.	6440	9000	6036	-2964	-404
Услуги промышленного характера	тыс.руб.	3890	6300	6210	-90	2320
Подземный ремонт	тыс.руб.	10448	10891	7663	-3228	-2785
Прочие денежные расходы	тыс.руб.	22178	22241	6142	-16099	-16036
Затраты на производство	тыс.руб.	580382	561877	496660	-65217	-83722
в т.ч.: затраты на газ	тыс.руб.	3303	5173	4428	-745	1125
затраты на конденсат	тыс.руб.	577079	556704	492232	-64472	-84847
из них: товарная конденсат	тыс.руб.	577079	512651	449603	-63048	-127476
Затраты на 1 руб. товарной продукции	коп.	508,33	467,43	391,06	-76,37	-117,27
Производство:
Переработка и транспортировка конденсата	тыс. тн	609,831	610,000	610,089	0,089	0,258
Подготовка конденсата к транспорту	млн.тн	481,774	600,000	563,047	-36,953	81,273
Газ, отпущенный УГПУ	млн.м3	454,000	520,000	527,050	7,050	73,050
Товарная продукция в сопоставимых ценах	тыс. р.	122569	146350	145056	-1294	22487
в т.ч.: конденсат	тыс. р.	111882	125050	125068	18	13186
газ	тыс. р.	10687	21300	19988	-1311	9301
Товарная продукция в действующих ценах	тыс. р.	113524	109675	114971	5296	1447
в т.ч.: конденсат		113524	109675	114971	5296	1447

Сделан прогноз объемов ремонтных работ по годам до 2010 г. включительно, рассчитаны затраты на их проведение с применением различных установок. Результаты расчетов, приведенные в работе, показывают, что совместное применение колтюбинговых и подъемных установок даст возможность снизить затраты на ремонт скважин примерно в 2 раза, а на добычу газа на 2,6%. Кроме того, значительно повышается экологическая безопасность эксплуатации и ремонта скважин вследствие снижения выброса в атмосферу природного газа, технологических жидкостей и продуктов их сгорания в результате сокращения числа и продолжительности продувок скважин.

3.2 Расчет показателей экономической эффективности

На основе системного анализа технического состояния эксплуатационного фонда газовых скважин УГКНМ, теории и современной отечественной и зарубежной практики эксплуатации газовых месторождений на поздней стадии при АНПД установлены структура, динамика и механизм развития осложнений при добыче, выработаны и реализованы на практике новые, защищённые патентами технологические и технические решения по борьбе с осложнениями, внедрены принципиально новые установки, а на их основе новые формы организации работ по ремонту скважин. Таким образом, решена важная для отрасли и экономики России проблема замедления темпа снижения добычи газа на крупнейшем месторождении - УГКНМ.

Методика и технология ликвидации межколонного газопроявления заключается в одновременной закачке в затрубное пространство двух составов, образующих в процессе смешения и продвижения в затрубном пространстве дисперсную систему, которая по мере поступления в неплотные резьбовые соединения эксплуатационной колонны, трещины и каналы заколонного цементного камня очень сильно повышает свои структурно-механические параметры во времени и надежно закупоривает пути выхода газа через межколонное пространство. Остаток смеси продавливается в надпакерную зону и дополнительно перекрывает пути поступления газа в затрубное пространство.

В табл. 3.5. приведены рецептуры исходных составов для получения герметизирующего раствора.

Таблица 3.5.

После загустевания герметизирующий раствор имеет эффективную вязкость 2150 Па.с, тогда как вязкость композиций 1 и 2 не превышает 1,0 Па.с. Он содержит недорогие и доступные компоненты на основе местного сырья, обладает высокой морозостойкостью (до - 450С) и потому вполне может применяться в качестве надпакерной жидкости. Разработанная технология ликвидации межколонных газопроявлений позволила повысить межремонтный период работы газопроявляющих скважин с 2?3 мес. до 3?4 лет, обеспечив экономический эффект 1,75 млн.рублей.

Алгоритм гидравлического расчета промывки песчаной пробки с использованием колтюбинговой установки приведен на рис. 4.

Рис.4. Алгоритм гидравлического расчета промывки песчаной пробки

Данный алгоритм гидравлического расчета может использоваться при выполнении технологических операций для изменения режимов закачек в диалоговом режиме.

На основе результатов гидравлического анализа циркуляционной системы колтюбинговой установки обоснованы основные требования, предъявляемые к режимам закачки технологических растворов.

Сущность методики заключается в поэтапном определении основных геолого-технических факторов, по результатам которого решается необходимость выполнения той или иной технологической операции.

Применение методики позволяет без ошибок определить комплекс геолого-технических мероприятий, необходимых для восстановления продуктивности скважины с учетом имеющихся факторов и оптимизировать затраты на ремонт.

Разработанная технология испытывалась в 2007 - 2009 гг. и внедрена при ремонте 27 газовых скважин Уренгойского ГНКМ, в том числе на 6-ти газовых скважинах с использованием метода кольматации порового пространства путем осадкообразования. Успешность работ составила: общая - 78,5 %; по методу осадкообразования - 83,3 %.

Утвержденный экономический эффект достигнут за счет дополнительной добычи газа из отремонтированных скважин и составил 10,8 млн руб.

3.3 Сводка технико-экономических показателей

Экономический эффект от применения новой технологии проявился в снижении затрат на проведение ремонтных работ и продолжительности капитального ремонта.

Внедрение колтюбинговых установок даёт возможность совершенствовать организацию работ по ремонту скважин с целью поддержания добычи газа. Апробирована и внедряется система ремонта, названная сервисной. В её основе лежит современный подход к ремонту скважин как индивидуальный комплексный подход к каждой скважине, предполагающий регулярное детальное исследование её технического состояния и проведение требуемого набора профилактических ремонтно-технологических операций с целью максимального увеличения её производительности и межремонтного периода работы. Она предусматривает, кроме устьевых исследований, проникновение с помощью КУ в скважину без её глушения и выполнение в ней исследовательских, а при необходимости и ремонтно-профилактических работ. Сервисная система охватывает весь фонд скважин и должна функционировать по заранее составленному графику, а в отдельных случаях и по факту нарушения установленного режима работы скважины. Иными словами, не нужно ждать заявок на ремонт скважин, как прежде, а нужно упреждать нарушения, способствуя тем самым поддержанию добычи газа на максимальном уровне.

Результаты, полученные в ходе исследований и разработки данной технологии, использованы при составлении «Временной инструкции по промывке песчаных пробок на Уренгойском месторождении. ВРД» и при подаче заявки на изобретение (патент РФ № 2198995).

Экономический эффект от внедрения данной технологии составил 72,7 млн руб.

Другим направлением совершенствования организации работ является широкое применение компьютеров для решения различных вопросов ремонта скважин: планирования, прогнозирования работ, расчёта технико-экономической эффективности их, составления необходимой документации, отчетов и др. В разделе дано краткое описание оригинальных, защищенных свидетельствами программ для ЭВМ. Все отделы УИРС оснащены современными ПК, на которых стоят эти программы и используются в повседневной деятельности. Они значительно повышают производительность труда ИТР и качество принимаемых инженерных решений, документации. В настоящее время создаётся локальная замкнутая компьютерная сеть Управления интенсификации и ремонта скважин ООО «ГазпромДобычаУренгой» для ускорения обмена информацией между структурными подразделениями и сокращения бумажного потока.



Рис.5. Схема комплексной методики определения технологии восстановления продуктивности газовых скважин УГНКМ

Длительная эксплуатация газовых месторождений в итоге приводит к интенсивному обводнению скважин конденсационными (остаточными) и подошвенными водами и, как следствие, разрушением продуктивных коллекторов. Это приводит к выносу из скважины песка и пластовой воды, -- в результате значительная часть эксплуатационного фонда скважин работает с ограничением по дебиту, и образованию на забое скважин песчаных пробок. Рост песчаных пробок на забое скважин приводит к постепенному перекрытию работающих интервалов перфорации, это становится ещё одной причиной снижения дебита скважин вплоть до их остановки и прихватов хвостовиков при использовании пакеров и колонны НКТ при безпакерной эксплуатации, что в дальнейшем усложняет капитальный ремонт скважин. Поддержание объёмов добычи газа на проектном уровне и недопущение его резкого снижения на данном этапе разработки является наиболее актуальным.

Одним из наиболее эффективных способов борьбы с песчаными пробками являются внедрение технологии промывки с применением колтюбинговых установок, оснащённой длинномерной трубой. Данная технология позволяет производить ремонт скважин без глушения, а следовательно без загрязнения продуктивных пластов, сократить сроки проведения ремонта и снизить затраты.

Глава 4. Безопасность и экологичность

Перед началом работы необходимо ознакомить весь персонал, задействованный в проведении работ, с задачами и видами работ, а также правилами, инструкциями по ТБ и действиям в аварийных ситуациях с записью в журнале инструктажа.

При проведении работ необходимо руководствоваться: «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», РД 08-200-98 утвержденные постановлением Госгортехнадзором России № 24 от 09.04.98 г. и Дополнениями и изменениями к «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 г № 116-ФЗ (Москва, 1997 г.), Техническими правилами на ведение ремонтных работ в скважинах Уренгойского месторождения РД 05751745-180-96, настоящей инструкцией и другими действующими нормативными документами.

Работы на скважине должны проводиться по плану, согласованному с противофонтанной службой ООО «Газобезопасность».

Установка с БДТ должны располагаться с наветренной стороны от устья скважины и отводных линий и на достаточном расстоянии от задвижек на устьевой арматуре скважины.

Установка с БДТ не должна располагаться на одной линии с задвижками на устье скважины.

Все насосные агрегаты, ППУ, АЦ и технологические линии должны располагаться относительно установки с БДТ таким образом, чтобы:

не перекрывать доступа к кабине управления и пути экстренной эвакуации к местам сбора персонала;

иметь возможность эвакуации без применения заднего хода;

находиться с наветренной стороны от устья скважины.

Все оборудование, установленное на устье скважины должно быть надежно закреплено во избежание бокового смещения телескопической опоры (опор). Телескопические опоры, находящиеся под нагрузкой натяжения, и рама инжектора, подвешенная на установщике оборудования, крепятся к якорям цепями (оттяжками).

При монтаже оборудования на устьевую обвязку (Ф.А.) используются фланцевые соединения.

На обратной линии необходимо иметь две отсекающие задвижки

Для регулирования течения по выкидной (факельной) линии на ней следует устанавливать дроссель (штуцер) диаметр которого должен быть меньше самого узкого сечения в линии.

Все элементы обвязки устья скважин должны иметь рабочее давление, превышающее давление, возникающее при закрытии скважины в 1,5 раза.

В обвязке предпочтительно применять соединения с резьбой прямоугольного или круглого профиля, или фланцевые соединения. В местах изгиба выкидной линии следует применять фланцевые и цельнокорпусные соединения (кованые угольники). Все части выкидной линии должны быть зафиксированы на якорях, прочно закрепленных в земле (согласно правил крепления факельных линий). Перед началом работ все соединения (фланцы, факельная линия, «НАДЫМ» и т.д.) необходимо опрессовать на полуторократное ожидаемое давление;

При опрессовке весь персонал должен быть удален на безопасное расстояние.

В зимний период для прогрева ФА, кранов, факельной линии и т.д. использовать ПНУ. Применение открытого огня категорически запрещено;

Все оборудование, соответствующее проводимым работам и условиям в скважине должно находиться в легкодоступном месте.

Огнетушители должны располагаться в наиболее опасных местах и быть легко доступными.

Запрещается проводить техническое обслуживание оборудования при работающей установке.

Перед пуском силовой установки убедится в том, что все органы управления находятся в безопасном предпусковом положении и что никто не работает на инжекторе и не касается руками внутренних рабочих органов инжектора.

Во время СПО БДТ и технологической работы на скважине работают только операторы в кабине. Все остальные члены бригады находятся вне пределов агрегата, наблюдая за устьем скважины.

Окружающая среда как многокомпонентная система по своему строению очень сложна. Её изучению в условиях интенсивной техногенной нагрузки -- комплексная проблема. Исследования в этом направлении проводит большая группа наук, в которой ведущая роль принадлежит экологии. Экология на современном этапе ее развития приобрела новое комплексное содержание. Она изучает условия взаимодействия в системе: человек -- техника -- природа. Это особенно актуально для такой сферы человеческой деятельности, как поиски, разведка и разработка газовых месторождений.

В газодобывающей промышленности имеется множество объектов, которые служат источниками утечки углеводородов и других вредных веществ. Уже в процессе бурения разведочных скважин возможны загрязнения атмосферы. Основными источниками загрязнения воздушного бассейна в районе бурения являются дизельные двигатели, при эксплуатации которых выбрасываются в атмосферу отработанные газы, содержащие токсичные вещества: оксиды азота, сернистый ангидрит, оксид углеводорода и другие.

Основными принципами программы по охране окружающей среды УНГКМ являются:

обеспечение контроля и измерение количества выбросов загрязняющих веществ в атмосферу;

обеспечение контроля за количеством и качеством сточных вод;

контроль за размещением, своевременный вывоз на переработку или захоронение токсичных отходов производства и потребления;

соблюдение нормативов предельно допустимых выбросов и сбросов загрязняющих веществ.

Таблица 4.1

№	Наименование показателя	Ед. изм.	2008 год отчет	2009 год отчет	+/- к 2007г.
1.	Валовые выбросы вредных веществ в атмосферу	тыс. т	32,12	20,90	-11,22
1.1.	- в пределах ПДВ	-«-	19,87	20,90	1,03
1.2.	- в пределах ВСВ	-«-
1.3.	- сверхлимитные	-«-
1.4.	в т.ч. метан	-«-	12,25	9,04	-3,21
2.	Сбросы загрязненных сточных вод в поверхностные водоемы	млн. м3	0,044	0,020	-0,02
3.	Образование отходов производства и потребления	т	847,98	376,60	-471,39
3.1.	1 класса	-«-	0,56	0,47	-0,09
3.2.	2 класса	-«-	0,00	0,26	0,26
3.3.	3 класса	-«-	330,68	4,90	-325,78
3.4.	4 класса	-«-	230,62	174,17	-56,45
3.5.	5 класса	-«-	286,12	196,79	-89,33
4.	Платежи за загрязнение окружающей среды	тыс. руб.	28510,6	2768,53	-25742,07
4.1.	за загрязнение атмосферного воздуха	-«-	27877,81	1925,7	-25952,11
4.1.1.	- в пределах ПДВ	-«-	1131,85	1925,70	793,85
4.1.2.	- в пределах ВСВ	-«-	0,00	0,00	0,00
4.1.3.	- сверхлимитные	-«-	26745,96	0,00	-26745,96
4.2.	за сбросы загрязненных сточных вод	-«-	392,85	59,13	-333,72
4.3.	за размещение отходов производства и потребления	-«-	239,94	783,70	543,76
4.3.1.	- в пределах лимита	-«-	0,00	0,00	0,00
4.3.2.	- сверх лимита	-«-	239,94	783,70	543,76
5.	Количество нарушений природоохранного законодательства (по актам проверок государственных природоохранных органов)	ед.	0,00	0,00	0,00
6.	Штрафы за нарушение природоохранного законодательства	руб.	0,00	0,00	0,00
7.	Капитальные затраты на природоохранные мероприятия	тыс. руб.	0,00	277,68	277,68
8.	Текущие затраты на мероприятия по охране окружающей среды	тыс. руб.	16751,85	6782,30	-9969,55
8.1.	- по охране атмосферного воздуха	-«-	1559,10	864,20	-694,90
8.2.	- по охране водной среды	-«-	13756,55	2966,00	-10790,55
8.3.	- по охране окружающей среды от отходов производства	-«-	134,30	2952,10	2817,80
8.4.	- по охране земель, в т.ч. по рекультивации	-«-	1301,90	0,00	-1301,90
9.	Количество персонала, занятого вопросами охраны окружающей среды	чел.	7,00	7,00	7,00

В области природоохранной деятельности произведены следующие работы:

согласованы с ФГУ «ЦЛАТИ по Уральскому ФО» в ЯНАО графики проведения лабораторного контроля за составом сточных вод и работой очистных сооружений, а так же графики контроля промышленных выбросов в воздух рабочей зоны на объектах;

получены проекты нормативов предельно-допустимых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

оформлено разрешение на выброс вредных веществ в атмосферу с увеличением лимита по метану.

представлены на экологическую экспертизу проекты нормативов предельно-допустимых сбросов загрязняющих веществ в водные объекты со сточными водами;

- размещено:

на спец. полигонах сторонних организаций согласно договорам 216,8 т твердых бытовых и промышленных отходов,

на собственных объектах 95,2 т.

передано на утилизацию (демеркуризацию) 0,473 т ртутьсодержащих ламп;

платежи за загрязнение окружающей среды составили 2768,53 тыс.руб.,

штрафы за нарушение природоохранного законодательства не выписывались.

Все работы по ремонту и освоению скважин осуществляются в соответствии с нормативными документами, актами, положениями и правилами по охране окружающей среды (ОС), действующими на территории России и Тюменской области.

Защита территории куста должна обеспечиваться за счет:

поддержания в исправном состоянии кустовых площадок скважин.

использование технологического оборудования (емкости, циркуляционные коммуникации) предотвращающего переливы, утечки и проливы технологических растворов.

размещения техники в специально отведенных местах.

Все технологические растворы, применяемые при ремонте и освоении скважин должны транспортироваться и храниться в закрытых емкостях. Сыпучие материалы и химреагенты -- транспортироваться в контейнерах или другой закрытой упаковке. Не допускать разливов технологических жидкостей (растворов ингибиторов и т.д.), сбор технологических жидкостей производить в емкости.

При освоении и отработке скважины на факел в конце факельной линии необходимо оборудовать обваловку. При проведении освоения и отработки производить утилизацию продукции скважины путем сжигания.

Утилизацию и захоронение отходов ремонта производить в специально оборудованных местах, согласованных с местной администрацией в соответствии с требованием РД 00158758-173-95.

По окончании ремонта и освоения скважины необходимо произвести «зачистку» кустовой площадки.

При эксплуатации газовых месторождений воздух может загрязняться и вследствие неисправности промыслового оборудования. Устранение источников загрязнения, прежде всего, связано с необходимостью утилизации попутного газа и приведения в исправность промыслового оборудования.

Отрицательное влияние на состояние окружающей среды оказывает нерачительное отношение к почвенному и растительному покрову при строительстве скважин. Значительный ущерб почвенному слою и растительности наносится при перетаскивании тракторами буровых вышек и оборудования на новые точки. Особенно он ощутим в зонах развития многолетних мерзлых пород в Сибири и на севере европейской части страны. Здесь на всем протяжении трасс остаются широкие полосы земли, на которых отсутствует какая-либо растительность.

Протаивание мерзлых пород приводит к образованию болот, а вымывание оттаявшей почвы к образованию провалов и оврагов

Правила охраны недр, в процессе промышленной эксплуатации предусматривают неукоснительное выполнение положений проекта разработки. Для выполнения проектных решений необходимо осуществлять эффективный геолого-промысловый контроль и гибкое регулирование разработки. Контроль и регулирование разработки должно обеспечить эффективное использование пластовой энергии, системы воздействия на пласт, фонда скважин, мер по интенсификации темпов добычи газа.

Чтобы решить эти задачи, необходимо следующее:

принимать современные меры по вводу в эксплуатацию скважин бездействующего фонда, увеличению сроков межремонтной работы скважин, своевременному переходу на механизированные способы эксплуатации, изменению режима работы оборудования для подъема жидкости в целях более полного использования пробуренного фонда скважин, равномерного распределения отборов и закачки по площади залежи;

при резком уменьшении продуктивности, увеличении обводненности, прорывах газа принимать своевременные меры по интенсификации газодобычи, изоляции вод;

при проведении работ по повышению продуктивности скважин ограничивать давлении закачки (солянокислотная обработка и другие), интервалы и интенсивность обработки (гидропескоструйная перфорация, гидроразрыв) вблизи ВНК, ГВК, ГНК, чтобы не произошло преждевременного подтягивания воды или прорыва газа в обрабатываемой скважине.

Газоконденсатные месторождения у нас в стране пока еще разрабатываются без воздействия на пласт. По расчетам специалистов это может привести к значительным потерям конденсата в недрах (до 40 % и более). В последнее время разрабатываются проекты эксплуатации крупных газовых и газоконденсатных месторождений с воздействием на пласт, что позволит существенно уменьшить потери конденсата в пластах, в частности в районах Западной Сибири. В решении сложной и многогранной задачи охраны природы важная роль принадлежит правовым основам. В современном законодательстве охрана окружающей среды рассматривается в тесной связи с социально-экономическим развитием общества.

ГОСТ определяет:

правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленных предприятиями.

критерии качества атмосферного воздуха при установлении предельно допустимых выбросов.

устанавливает значение предельно допустимых выбросов вредных веществ.

контроль за соблюдением предельно допустимых выбросов.

К мероприятиям по охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов Уренгойского месторождения ООО "ГазпромДобычаУренгой" относится:

природоохранное строительство, реконструкция, ремонт и наладка природоохранительных сооружений.

охрана и рациональное использование водных ресурсов.

охрана атмосферного воздуха.

расширение комплексных очистных сооружений, внедрение пневматической системы очистки сточных вод, внедрение метода термического обезвреживания стоков, производство капитального ремонта подъездных дорог к скважинам городского водозабора.

строительство напорных коллекторов на нагнетательные скважины УКПГ,

ремонт и испытание коллектора.

внедрение аналитического контроля за эффективностью и качеством очистки сточных вод на очистных сооружениях.

обеспечить возврат воды в систему оборотного водоснабжения после гидравлического испытания колонн.

исключить слив воды в канализацию после охлаждения насосов.

постоянно проводить расчистку русел малых рек от мусора.

осуществлять контроль за соблюдением мойки техники, правил заправки техники, санитарных норм при применении химических реагентов.

следить постоянно за содержанием объектов и территории в надлежащем состоянии.

Заключение

В отечественной научно-технической литературе и средствах массовой информации Россия традиционно называется мировым лидером в области добычи природного горючего газа. Анализ мировой газовой статистики позволяет более полно раскрыть структуру добычи природного газа в странах мира и критически оценить суть этого первенства.

Основная трудность при оценке показателей добычи и переработки газа, приводимых в зарубежных изданиях, состоит в неоднозначном использовании терминов. Одним и тем же термином "production" без дальнейшего уточнения часто обозначаются и валовая, и товарная добыча, и производство осушенного (отсепарированного) газа.

Термин "natural gas" часто употребляется для обозначения природного газа разных типов месторождений - собственно газовых, газоконденсатных и нефтяных (попутный газ), существенно различающихся по содержанию в них гомологов метана. Этим же термином часто обозначают и осушенный газ, полученный после переработки на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ).

Небольшие технологические потери газа при добыче неизбежны, другое дело - часто практикуемое сжигание в факелах попутного газа нефтяных месторождений, который представляет собой ценнейшее сырье для газоперерабатывающей промышленности.

Товарная добыча определяется путем вычитания из валовой добычи технологических потерь, а также объемов газа, который был повторно закачан в пласт и сожжен в факелах.

Переработка природного горючего газа осуществляется на промысловых установках комплексной подготовки газа и на ГПЗ. В процессе переработки из природного газа извлекаются так называемые "жидкости природного газа" (natural gas liquids - NGL): этан, пропан, бутаны, пентан и более тяжелые углеводороды, использующиеся в качестве моторного топлива и для нужд нефтехимии. Кроме того, из газа извлекаются и неуглеводородные компоненты (азот, гелий, сернистые соединения и т.д.). Зарубежный опыт показывает, что глубокое извлечение тяжелых углеводородов из газов и их применение в качестве нефтехимического сырья и моторного топлива в ряде случает более эффективно, чем использование для этих целей нефтепродуктов.

В данной работе на основе комплексного изучения состояния эксплуатационного фонда газовых скважин УГНКМ и гидравлического анализа циркуляционной системы колтюбинговой установки выработаны и реализованы на практике технологические решения вопросов восстановления продуктивности газовых скважин без глушения в условиях аномально-низких пластовых давлений на заключительной стадии разработки, защищенные патентом и свидетельствами.

Таким образом, решается важная для отрасли и экономики России задача поддержания объемов добычи углеводородного сырья, охраны недр и окружающей среды путем повышения эффективности работ по ремонту скважин.

Освобожденный в процессе переработки от различных компонентов газ имеет преимущественно метановый состав, часто именуется "сухим" газом и направляется на энергетические нужды.

Список использованной литературы

1 Балыбердина И Т. Физические методы переработки и использования газа / Балыбердина И.Т.- М.: Недра, 1985.

2 Барков И.И., Шаронов К.Г., Рожнов А.М. и др. Влияние примесей на смолообразование и термическую стабильность диэтиленгликоля //Химия и технология топлив и масел, 1976.- № 9. - С. 35-36.

3 Барков И.И., Шаронов К.Г., Рожнов А.М. и др. К вопросу о смолообразовании и ухудшении массообмена в экстракторе при извлечении ароматических углеводородов диэтиленгликолем //Химия и технология топлив и масел, 1975.-№ 12. - С. 25-27.

4 Басниев К. С. Добыча и транспорт газа и газового конденсата / Басниев К.С.- М.: Недра, 1984.

5 Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А., Кабанов Н.И. и др. Обзорная информация. Повышение эффективности работы УКПГ УНГКМ в компрессорный период эксплуатации.

6 Бондарь А.Д., Грибкова В.И., Моисеева Н.Ф. Опыты по обессоливанию диэтиленгликоля. // Газовое дело. - 1970. - № 2. - С. 43 - 45.

7 Булатов А.И. Охрана окружающей среды в нефтегазовой промышленности / Булатов А.И., Макаренко П.П. и др. - М.: Недра, 1997. - 211 с.

8 Временная инструкция по промывке песчаных пробок с помощью колтюбинговых установок в газовых скважинах Уренгойского месторождения, УИРС, 2010.

9 Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин / Гриценко А.И., Алиев З.С. - М.: Наука, 1995.

10 Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. «Справочное пособие по расчету фазового равновесия и свойств газоконденсатных смесей», Москва, «Недра», 1994.

11 Дополнения к проекту разработки УГМ ВНИИГаз, 2009.

12 Дымент О.Н., Казанский КС, Мирошников A.M. Гликоли и другие производные окисей этилена и пропилена. - М.: Химия, 1996. - 376 с.

13 Елистратов А.В. Результаты экспериментального изучения термостойкости гликолей на опытной установке //Сборник научных трудов «Вопросы эксплуатации северных газовых и газоконденсатаных месторождений» - М.: ВНИИГАЗ, 2001- с.58-59

14 Елистратов А.В., Тимашев А.П., Туревский Е.Н., Борисов А.В. Термическая стабильность гликолей.

15 Елистратов М.В. Термодинамическое описание раствора «ДЭГ-ВОДА».

16 Елистратов М.В. Экспериментальное сравнение осушающей способности гликолей. - Сб. «Вопросы эксплуатации северных газовых и газоконденсатных месторождений». - М.:ВНИИГАЗ, 2001 г.

17 Жданов Н.В., Халиф АЛ. Осушка природных газов. - М.: Недра, 1975. - 160 с.

18 Задора Г. И. Оператор по добыче природного газа. Учебник для профтехобразования. М., «Недра», 1980, 261 с.

19 Захаров Л.Н. Техника безопасности в химических лабораториях. - Л.: Химия, 1991. - 336 с.

20 Инструкция по расчету оптимального расхода ингибиторов гидратообразования (утверждена Генеральным директором НПО «Союхгазтехнология» 03.06.1987)

21 Истомин В.А., Елистратов М.В., Елистратов А.В. «Применение гликолей для абсорбционной осушки природных газов. Физико-химические аспекты», Обзорная информация, Серия «Подготовка и переработка газа и газового конденсата», Москва, ООО «ИРЦ Газпром», 2004.

22 Истомин В.А., Елистратов М.В., Елистратов А.В. Применение гликолей для абсорбционной осушки природных газов. Физико-химические аспекты.// Обз. инф. Сер.:Подготовка и переработка газа и газового конденсата -М.:ООО «ИРЦ Газпром», 2004-103 с.

23 Истомин В.А., Квон В.Г. «Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа», Москва, ООО «ИРЦ Газпром», 2004

24 Карлович И.А. Основы геологии. - М.: ЗАО "Геоинформмарк", 2002. - 343 с.

25 Клюсов В.А., Щипачев В.Б. «Технологические расчеты систем абсорбционной осушки газа»,Тюмень, ООО «ТюменьНИИгипрогаз», 2002

26 Комплексный проект разработки Уренгойского газоконденсатного месторождения ВНИИГаз, 1989.

27 Коробчанский И.Е. Кузнецов М.Д. Расчеты аппаратуры для улавливания химических продуктов коксования. - М.: Металлургия, 1972. - 296 с.

28 Коротаев Ю.П. Добыча, транспорт и подземное хранение газа / Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. - М.: Недра. 1984.

29 Лабораторные исследования процесса осушки природного газа абсорбентами-смесями диэтиленгликоля с у - бутиролактоном и N - метилпирролидоном, определение способов их регенерации и способа обессоливания водных растворов диэтиленгликоля: Отчет по теме Х-75-132; Руководитель Н.Л Ярым-Агаев.- № ГР75042657; Инв. № Б 495 897. - Донецк, 1975. - 175 с: ил.

30 Ланчаков Г.А., Кульков А.Н., Зиберт Г.К. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2000.-279 с.

31 Ланчаков Г.А., Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса / Ланчаков Г.А. - М.: Недра, 1999.

32 Ланчаков Г.Л. Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса / Ланчаков Г.Л., Кучеров Г.Г., Кульков А.Н., Динков А.В. - М.: Издательство Недра, 1998. - 464 с.

33 Лесюк B.C. Организация текущего ремонта скважин / Лесюк B.C., Турко М.И., Шевалдин И.Е. М.: Недра, 1983.

34 Лисовский В.Ф., Виленский Л.М., Гибкин В.И., Кашицкий Ю.А (ЦКБН), Кабанов Н.И. (РАО «Газпром»), Кононов В.И., Минликаев В.З.(Ноябрьское УДТГ). Перевод на триэтиленгликоль установки осушки газа.

35 Макаров Г.В., Васин А.Я. Охрана труда в химической промышленности, - М.: Химия, 1989.-496 с.

36 Матвиенко В.Г., Ярым-Агаев Н.Л. Очистка ДЭГ от растворенных солей бензолом. // Газовая промышленность. - 1988. - № 1. - С 52 - 53.

37 Медиа - холдинг «АСМО - ПРЕСС». Большая энциклопедия российских производителей товаров и услуг.

38 Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов.-- М.: ИРЦ Газпрома. 1994.

39 Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров (утверждены приказом Госкомэкологии России N 199 от 08.04.1999)

40 Могильный В.И., Клименко А.П., Чалюк Г.И. Исследование растворимости хлористого натрия и кальция в диэтиленгликоле. // Химическая технология. - 1972. - № 1.-С. 42-61.

41 ПБ 08-622-03 Правила безопасности для газоперерабатывающих заводов и производств.

42 ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

43 ПБ 12-368-00. Правила безопасности в газовом хозяйстве.

44 Правила технической эксплуатации и требования безопасности труда в газовом хозяйстве РСФСР. М., НПО ОБТ, 1993.

45 Проект разработки Большого Уренгоя. ВНИИГаз, ТНГТ, Москва, 1998.

46 Проект разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения (том 1), ТюменНИИгипрогаз, 1998.

47 Равновесие между жидкостью и паром. Справочник / Под ред. В.Б.Когана. - Л.: Химия, 1971. -1123 с.

48 Сахабутдинов Р.Р. и др. Анализ результатов внедрения колтюбинговых установок для ремонта скважин Уренгойского месторождения//Основные принципы выбора технологии, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин: Сб. науч. тр. ОАО НПО «Бурение». -Краснодар, 2002. - Вып.7. - С.232 - 238.

49 Сахабутдинов Р.Р., Ахметов А.А., Жуковский К.А., Хадиев Д.Н.Технологии обслуживания скважин Уренгойского месторождения с применением колтюбинговых установок// Материалы II Всероссийской научно-технической конференции по проблемам колтюбинга в нефтегазовом комплексе России. - М.: Минтопэнерго, 2001. - С.42 - 46.

50 Сахабутдинов Р.Р., Хадиев Д.Н., Ахметов А.А. Комплексное применение колтюбинговых технологий с традиционными способами ремонта скважин //Время колтюбинга. - 2004. - № 9. - С.32 - 34.

51 Сахабутдинов Р.Р., Шакиев А.З., Хадиев Д.Н., Ахметов А.А. Перспективный способ селективного воздействия на ПЗП с применением колтюбинга на УГНКМ// Время колтюбинга. - 2004. - № 9. - С.29 - 31.

52 СНиП 11-4 - 79. Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования. - М.: Стройиздат, 1980. -48 с.

53 Соловьев СИ., Михельман А.И., Червоненко А Г. Очистка диэтиленгликоля от ионов натрия, калия и кальция при помощи катеонитов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 1971. - № 10. - С. 57 - 59.

54 Способ очистки диэтиленгликоля от солей, выносимых из скважин с пластовой водой на групповых пунктах низкотемпературной сепарации газа: Отчет НТО НТП Шебелинского газопромыслового упр. имени 50-летия Октября; Руководитель Будынко В.Ф. - Пос. Червоный Донец, 1970. - 90 с: ил.

55 Справочник химика, т. 1. --Л,: Химия, 1964. - 1168 с.

56 Технологический регламент разработки Уренгойского газоконденсатного месторождения, ОАО Газпром.

57 Федеральный закон № 116 «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». - М.: ГП НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России, 2000. - 24 с.

58 Федеральный закон «Об экологической экспертизе» от 23 ноября 2001 года № 174-ФЗ.