Объем нефти в пластовых условиях

vнпл = 10³ Qнд b_НПЛ \Рнд

Объем свободного газа

(5.1.5)

Объем воды

(5.1.6)

Где Q_НД, Q_В - соответственно количество дегазированной нефти и воды, добываемое из залежи за сутки, т/сут; Ьнпл' Ьепл -соответственно объемные коэффициенты нефти и воды при пластовых условиях; Go - газовый фактор, м³/м³; а -средний коэффициент растворимости газа в нефти, м³/ (м³ .МПа) .

На примере 11.1. Рассчитать основные показатели процесса закачки воды, если из залежи извлекается нефти Qвд = '11000т/сут, воды Qв = 5600 т /сут , газовый фактор G о = 60 м /м³, среднее пластовое давление меньше давления насыщения Рпл = 8,5 МПа; коэффициент растворимости газа в нефти а = 5 м³ / (м3 .МПа) , пластовая температура Т = ЗОЗ К, объемный коэффициент нефти Ьнпл = 1,15, плотность дегазированной нефти Рнд = 852 кг/м³, объемный коэффициент пластовой воды Ьвпл = 1,01. Стоимость нагнетательной скважины Сс= 120000 тен., коэффициент приемистости нагнетательной скважины Кпрм = 50 м³/ (сут .МПа) , время работы нагнетательной скважины t = 12 лет, КПД насосного агрегата 11 = 0,6. Глубина скважины Lc = = 1200 м, а плотность нагнетаемой воды Ре = 1050 кг/м³. Коэффициент сверх сжимаемости газа принять: z = 0,87.

Решение. По формуле (11.1) вычисляем оптимальное давление на устье нагнетательной скважины :

при этом гидростатическое давление воды в скважине Рст = 10^-6 * 1050*9,81*1200 = 12,4 МПа.

5.2 Мероприятия, направленные на интенсификацию закачки воды в скважины

Выравнивание профиля приемистости нагнетательной скважины № 3074 месторождения Кумколь С использованием углеводородных составов (УЭС).

Скважина № 3074. Продуктивный горизонт Ю-III месторождения Кумколь представлен песчаниками. Скважина №3074 характеризуется высокой приёмистостью, что способствует прорыву воды в добывающие скважины, реагирующие на закачку. Скважины, реагирующие на закачку воды № 3061, 3073, 3075, 3062, 3086, 3085.

Для выравнивания профиля приёмистости предлагается технология закачки углеводородного эмульсионного состава ( УЭС) с использованием эмульгатора ЭКС-ЭМ.

Эмульгатор ЭКС-ЭМ представляет собой комплексный реагент, включающий эмульгатор и добавку, снижающую температуру застывания и повышающую стабильность эмульсии. Эмульгатор ЭКС-ЭМ позволяет, в зависимости от соотношения и состава водной и органической фаз, получать устойчивые гидрофобные эмульсии в широком диапазоне плотности, эффективной вязкости и структурно-реологических свойств. Эмульсии являются термически стабильными: при температуре 80 - 90 ^оС не наблюдается расслоения на водную и органическую фазы. Вязкость при 20 ^оС составляет 4000 - 10000 спз, условная вязкость УВ 500 - не менее 90 сек.

УЭС характеризюется селективностью действия, т.к. при контакте с пластовой водой резко увеличивают вязкость и структурные показатели, создавая тем самым нарастающее сопротивление для фильтрации последующих объемов воды со значительным снижением проницаемости по воде.

Технологическая эффективность:

-снижение объемов закачиваемой воды в нагнетательную скважину;

-перераспределение направления фильтрационных потоков с

-подключением к закачке воды более низкопроницаемых пропластков нефтенасыщенной части пласта;

-снижение обводненности добываемой продукции в скважинах, реагирующих на закачку воды;

-снижение добычи пластовой воды.



6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Анализ эксплуатационных затрат

Эксплуатационные затраты включают в себя затраты на обслуживание скважин, электроэнергию на механизированную добычу и другие нужды, добычу и закачку воды, внутрипромысловый сбор и транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти, амортизационные отчисления, текущий ремонт, оплата труда персонала. За разработки, структура эксплуатационных затрат, включая налоги, характеризуется следующим образом:

-затраты производственного характера 55.1%

-заработная плата, социальное страхование 3.1%

-амортизационные отчисления 23.2%

-аренда основных средств 1.5%

-отчисления в фонд воспроизводства

-минерально-сырьевой базы 14.9%

-отчисления в дорожный фонд 1.9%

-Для определения эксплуатационных расходов по добыче, сбору, транспорту и подготовке нефти и газа в целом по месторождению, а также по отдельным процессам составлен перечень эксплуатационных затрат.

1. Рабочих дней в году - 345

2. Количество поступающего сырья и выход товарной продукции по технологической схеме, с учетом использования сырья на собственные нужды.

3. Расход электроэнергии, газа, реагентов и воды принят по материалам расчетов.

4. Обслуживающий персонал рассчитан по нормативам предприятия.

5. Среднемесячная заработная плата одного рабочего в размере 20500 тенге.

6. Стоимость электроэнергии принята по тарифам, стоимость 1 КВт/ч - 6,56 тенге.

7. Стоимость технической воды и воды питьевого качества, реагентов и материалов приняты на основании данных производственных нефтедобывающих объединений и с соответствующей корректировкой на январь 2008 года.

Нормативы для расчета эксплуатационных затрат

Наименование	Величина
Производственно-технические материалы для эксплуатации, долл./тонну нефти	5,03
Электроэнергия долл./1000 КВт ч	12,9
Вода долл./1000м3	487,8
Текущий ремонт (от стоимости производственных фондов)	1,5%
Отчисления на капитальный ремонт скважин (в год)	3%
Амортизационные отчисления на восстановление скважин (в год)	6,3%
Отчисления на капитальный ремонт надземных сооружений (в год)	2,2%
Амортизационные отчисления на восстановления на восстановление надземных сооружений (в год)	8%
Прочие расходы (от прямых эксплутационных затрат)	7%
Налог на добавленную стоимость коэффициент 20%	1,2
Цена реализации нефти (с НДС и транспортом), долл./тонна	63,7
Коэффициент реализации нефти	0,996
Расходы на транспорт нефти (без НДС)	5,2

6.2 Анализ капитальных вложений

Объем капитальных вложений включает в себя:

-Бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин;

-Затраты на внутрискважинное оборудование;

-Нефтепромысловое оборудование, строительство вахтового поселка и базы промысла;

-Внешнепромысловые коммуникации;

Капитальные вложения предполагалось осуществить в течении первых шести лет эксплуатации месторождения. Срок вложения средств связан с поэтапным разбуриванием территории согласно технологической схеме разработки.

Капитальные вложения рассчитаны с учетом, что большая часть оборудования, материалов и сооружений должна приобретаться за пределами Республики Казахстан.

Предприятие также будет использовать оборудование, конструкции и особенно, местные строительные материалы, изготовленные в Республике Казахстан, если оно соответствует мировым аналогам, а также не могут быть приобретены своевременно и по конкурентоспособным ценам.

Основой для калькуляции явилась расчетные показатели по технологии и технике добычи, подготовки и транспорта нефти и газа, данные по удельным объемам строительства, рассчитанные на основе проектов-аналогов, выполненных для месторождения Кумколь.

Суммарные капитальные вложения для обустройства месторождения Кумколь

Стоимость бурения доб. и нагнет. скважин	Стоимость надземного оборудования	всего капитальных вложений
	всего	в том числе
		промысел	подготовка нефти и газа	инфраструктура	внешние коммуникации
тыс.	тыс.	тыс.	тыс.	тыс.	тыс.	тыс.
97296,9	155552	85742	46272,3	8837,5	14700,4	252849



7. ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

7.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

В процессе поддержания пластового давления рабочий агент нагнетают в пласт под высоким давлением (до 15 МПА) и при высокой температуре ( 70-80 °С). Поэтому основное внимание с точки зрения техники безопасности обратим на прочность, герметичность и теплоизоляцию насосных и технологических установок, водоводов, контрольно-измерительных приборов и другого применяемого при заводнении оборудования. К сооружениям системы поддержания пластового давления относят водозаборы, бассейны для сбора воды, очистные сооружения, кустовые насосные станции, водопроводные линии и т. д. Опасные и трудоемкие моменты во время обслуживания перечисленных сооружений связаны с работой на высоте при очистке и промывке фильтров и загрузке коагулянтов в затворный бак.

7.2 Техника безопасности при ППД

На всех объектах - кустовых насосных станциях (БКНС), печах подогрева воды (ПТБ - 10/160), нагнетательных скважинах, трубопроводах, колодцах и других коммуникациях -независимо от их состояния или назначения запрещается производить какие-либо работы при 6:

- обнаружении запаха газа на рабочем месте;

- шуме и вибрации;

- отсутствии освещения;

- замазученности территории или рабочего места;

- электроопасности;

- взрывоопасности;

- отсутствии или неисправности необходимых защитных средств;

- неблагоприятных метеорологических условиях.

Рабочее помещение БКНС оборудуем приточно-вытяжной вентиляцией с механическим возбуждением 7. Для легковоспламеняющихся веществ и материалов установим емкости и контейнера вне помещения БКНС на расстоянии, предусмотренном СН 433-79.

Все движущиеся и вращающиеся части механизмов двигателей, трансмиссий и насосов имеют надежные, прочные, съемные металлические ограждения. Выступающие детали вращающихся частей (шпонки валов, болты муфтовых соединений и т. д.) закрывают кожухами по всей окружности вращения. Ремонт и осмотр огражденных частей механизма и снятие ограждений допускается только после полной остановки механизма. Пусковые автоматы агрегатов располагаем на безопасном расстоянии от напорных патрубков. Фланцевые соединения всех трубопроводов, находящихся под давлением, ограждаем металлическим кожухом. Для предотвращения самозапусков агрегатов при отключении электроэнергии используют масляные выключатели. Чтобы не допустить перепуск воды из нагнетательных скважин через монифольды кустовых насосных станций, на выходе насосов устанавливают обратные клапана. Электрооборудование имеет заземление.

Освещение выполнено во взрывоопасном исполнении. Электрораспределительные щиты имеют металлическое сетчатое ограждение.

Рабочее оборудование и щиты КИП и А расположены в отдельных помещениях. На БКНС имеется пожарный щит, ящик с сухим песком, пожарный водяной вентиль.

Перед оборудованием устья арматуру испытывают на герметичность, при давлении, предусмотренном в паспорте, а после ее установки спрессовывают при давлении не превышающим допустимое. При обвязке нагнетательных скважин на фланцах водоводов, не имеющих уплотнительных колец, устанавливают защитные кожухи.

Перед демонтажем оборудования устья необходимо отключить напорный водовод и вывесить предупреждающий знак: "Не открывать".

При замене задвижек, заглушек, прокладок или уплотнительных колец не разрешается стоять перед разъемной частью фланцевого соединения. Открывать и закрывать задвижки следует с помощью штурвального ключа.

7.3 Пожаробезопасность

При внутриконтурном заводнении осваивают скважины под нагнетание воды в нефтяную часть пласта. В этом случае особо необходимо соблюдать все правила пожарной безопасности.

Пожары на скважинах могут нанести большой материальный ущерб и вызвать несчастные случаи с людьми. Поэтому у устья запрещено пользоваться огнем, курить, включать электрооборудование, проводить сварочные работы. Загорание следует ликвидировать. Пламя можно погасить сбиванием его сильной струёй воды или инертного газа, изоляцией от воздуха и т. д.

Загорание ликвидируют с помощью первичного инвентаря пожаротушения, который должен быть на пожарном посту и в автомашине для исследований скважин.

7.4 Охрана атмосферы

Основным источником загрязнения воздуха является технологическое оборудование, применяемое на месторождении Кумколь. К причинам выделения выбросов вредных веществ с технологического оборудования можно отнести: негерметичность соединений, аварии вследствие коррозии, порывы трубопроводов, образование амбаров и т. д.

Наиболее губительными и агрессивными загрязнителями с санитарной точки зрения являются соединения серы, а среди углеводородных компонентов - пентан.

Общее количество вредных выбросов в районах добычи нефти и газа можно снизить совершенствованием технологических процессов и широким внедрением различных методов утилизации и очистки газа. К наиболее эффективным из них можно отнести следующие: установка на магистральных газопроводах конденсатосборников и дренажных линий для предотвращения загрязнения атмосферы газом, конденсатом, продуктами испарения нефти; своевременный ремонт нефтепроводов, выкидных линий, сточных коллекторов, осевых коллекторов; разработка и внедрение специальных устройств факельного горения, которое снизит выбросы вредных веществ из факелов на 15%; ликвидация земляных нефтехранилищ (очистка замазученных территорий); постоянное совершенствование технологии бурения, добычи, подготовки и транспорта нефти и газа, в соответствии с требованиями охраны окружающей среды.

7.5 Охрана земель и недр

В процессе разработки нефтегазового месторождения почва загрязняется нефтью, различными химическими веществами и высокоминерализованными сточными водами. Нефть и другие компоненты, попадая в почву, вызывают значительные, а порой необратимые изменения ее свойств -образование битумозных солончаков, гудронизацию, цементацию и тому подобное. Эти изменения влекут за собой ухудшение состояния растительности и биолродуктивности земель. В результате нарушения почвенного покрова происходит эррозия почв, дефляция, криогенез.

Грунты месторождения представлены глинистыми и песчаными фракциями - суглинок легкий, песок разнозернистый, глина пылеватая и песчанистая.

Технологической схемой предусматривается снятие плодородного слоя толщиной 25 см с помощью автогрейдеров для исключения смешения плодородного слоя с минеральным грунтом. Для предотвращения воздушной и водной эррозии поверхность складированной почвы засевается многолетними травами.

Основные мероприятия по охране почвы: герметизация систем сбора, сепарации, подготовки и транспорта нефти; автоматическое отключение скважин при авариях отсекателями; валовка устья скважин земляным валом на случай разлива нефти; максимальное использование пластовых и промысловых сточных вод для закачки в пласт, для предупреждения излива на рельеф; проводить качественную техническую рекультивацию земель.

Загрязнение недр и их нерациональное использование отрицательно отражается на состоянии и качестве поверхностных и подземных вод, атмосферы, почвы, растительности и так далее.

Основными требованиями к обеспечению экологической устойчивости геологической среды при проектировании, строительстве и эксплуатации месторождения являются разработка и выполнение профилактических и организационных мероприятий, направленных на охрану недр.

Исследованиями установлено, что в процессе бурения и эксплуатации нефтегазовых месторождений создаются условия для нарушения экологического равновесия недр. Так, длительная практика заводнения продуктивных пластов на нефтяных месторождениях показывает, что с ростом объемов закачки существенно уменьшается минерализация пластовой воды и концентрация хлоридов и увеличивается концентрация сульфатов. Развитие биохимических процессов в нефтяной залежи, в свою очередь увеличивает содержание сероводорода в нефти, в пластовых водах и газе и способствует снижению проницаемости пластов. И этот процесс быстро развивается в случаях, когда для заводнения используются пресные или маломинерализованные воды, имеющие в своем составе сульфаты, а нередко сульфатвосстанавливающие бактерии.

Мероприятия по охране недр являются важным элементом и составной частью всех основных технологических процессов при строительстве нефтяных и газовых скважин, разработке и эксплуатации месторожддения.

Меры по охране недр должны включать: комплекс мер по предотвращению выбросов, открытого фонтанирования, грифинообразования, обвалов стенок скважин, поглощения промывочной жидкости и других осложнений. Для этого нефтяные, газовые и водоносные интервалы изолируются друг от друга, обеспечивается герметичность колонн, крепление ствола скважин кондуктором, промежуточными эксплуатационными колоннами с высоким качеством их цементажа.

Для предупреждения биогенной сульфаторедукции необходима обработка закачиваемой воды реагентами, предотвращающими ее образование.

Введение замкнутой системы водоснабжения, с максимальным использованием для заводнения промысловых сточных вод. Работу скважин на установленных технологических режимах, обеспечивающих сохранность скелета пласта и не допускающих преждевременного обводнения скважин.

7.6 Охрана водной среды

Согласно схемы гидрогеологического районирования, преобладающая часть месторождения Кумколь входит в состав Арыскульского артезианского бассейна подземных вод.

На описываемой территории выделяются около 13 различных водоносных горизонтов:

1. Водоносный горизонт четвертичных отложений;

2. Воды спорадического распространения в четвертичных отложениях;

3. Водоносный горизонт верхне-плиоценовых отложений;

4. Воды спорадического распространения в нижне-средне-плиоценовых отложениях;

5. Водоносный горизонт олигоценовых отложений;

6. Водоносный горизонт сенонских отложений;

7. Воды спорадического распространения в туронских отложениях;

8. Водоносный горизонт туронских отложений;

9. Воды спорадического распространения в туронских отложениях;

10. Водоносный горизонт верхне-альбсеноманских отложений;

11.Водоносный горизонт аптских-нижне-средне-альбских отложений;

12. Водоносный горизонт неокомских отложений;

13. Трещинно- карстовые воды неокомских отложений;

Однако, их можно объединить в два этажа подземных вод, учитывая тот фактор, что воды некоторых отложений находятся в тесной гидравлической связи между собой, а также идентичность условий их формирования. Итак, выделяем два этажа, разделенных платформенным чехлом выдержанных эоценовых глин и мергелей мощностью 20-120 метров. Подземные воды верхнего гидрогеологического этажа приурочены к олигоцено-четвертичнымотложениям, нижнемеловым.

Возможными источниками загрязнения подземных вод являются производственные и бытовые сточные воды, а также фильтрационные утечки вредных веществ из емкостей, трубопроводов и других сооружений. Максимальный среднегодовой объем промышленных стоков составляет 5100 тыс. м³/год.

Наибольший промышленный интерес представляют верхне-меловые (туронский и сенонский) и верхне-альбсеноманские водоносные горизонты, которые используются для центрального хозпитьевого водоснобжения на месторождении. С ростом темпа отбора нефти водозабор из этих горизонтов непрерывно увеличивается. На расчетный срок разработки месторождений подземных вод прогнозное снижение условий на территории артезианских бассейнов может составить в среднем около 118 метров при допустимом - 110м.

Для технических нужд используются воды верхне-альбсеноманских отложений восточной части месторождения. За предполагаемый период разработки месторождения для реализации экологических требований в районе размещения водозабора предусматривается зона санитарной охраны строгого режима и зона ограничений.

В пределах зоны наблюдений запрещаются проведение земляных работ, сброс сточных вод, размещение шламо-накоплений, складов ГСМ, то есть объектов, являющихся потенциальными загрязнителями подземных вод.

Грунтовые воды подлежат охране от загрязнения и истощения. Запрещается сброс в водные объекты производственных, бытовых и других отходов. Сброс сточных вод допускается лишь в случаях, если он не приведет к увеличению содержания загрязняющих веществ сверх допустимых норм по отдельному технологическому решению, согласованному в установленном порядке с надзорными инстанциями.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном отчете я проанализировал состояние эксплуатации юрского горизонта месторождения Кумколь.

В геологической части освещены вопросы такие как, общие сведение о месторождении, стратиграфия, тектоника, положение ВНК, запасы нефти и газа по всем горизонтам месторождения Кумколь и физико-химические свойства пластовой нефти.

Месторождение Кумколь по параметрам пластов, характеру добываемой продукции соответствует возможности широкого применения наиболее эффективного и высокопроизводительного газлифтного способа эксплуатации скважин.

Такие преимущества как, высокий коэффициент эксплуатации, большой межремонтный период, возможность осуществления без подходных ремонтов делают этот способ наиболее перспективным.

Однако отсутствие источников газоснабжения не позволяют рекомендовать внедрение этого способа эксплуатации.

Высокая температура добываемой продукции, высокое содержание газа в продукции скважин, позволяет ориентироваться на внедрение центробежных и винтовых электронасосов.

На основании вышеизложенного для условий разработки месторождения Кумколь при переходе на механизированную добычу наиболее приемлема штанговая глубинно - насосная эксплуатация, применение винтовых и электроцентробежных насосов.

Оценка добывающих возможностей проектного фонда скважин показывает, что в основном он соответствует производительности ЭЦН.

Наличие соли и высокое газосодержание в добываемой продукции в определенной мере осложняют эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН. Однако имеются довольно надежные и простые методы и средства, с использование которых будут сведены до минимума осложняющие факторы.

Проанализировав все выше изложенные выводы, что на месторождение Кумколь возможно применение газлифтного способа эксплуатации, при строительстве установок по подготовке газа и закачки газа в пласт



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Жданов М.А. - "Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа" М.:Недра, 1970 ж.

"Проект разработки месторождения Узень", Шевченко, 1965 год.

Желтов Ю.П. "Разработка нефтяных месторождений", М.:Недра, 1986 год.

Размещено на Allbest.ru