Отложения на месторождении Кумколь

Обобщая полученные результаты, можно констатировать, что осложнения при разработке месторождения Кумколь связаны с применением для поддержания пластового давления смеси альб-сеноманской и сточной вод. Основными проблемами являются сульфаторедукция в нефтяных пластах и солеотложения в водоводах и оборудовании.

Борьба с сульфаторедукцией чаще всего заключается в обработке призабойной зоны нагнетательных скважин бактерицидами.

В связи с этим НИПИмунайгаз были продолжены лабораторные испытания бактерицида Бактирам-445С в растворе с альб-сеноманской водой месторождения. Эти лабораторные работы на месторождении по объективным причинам не были проведены.

Результаты химических анализов проб, отобранных с внутренней поверхности насосно-компрессорных труб в 1996-97 гг., показывает большое содержание соединений железа, что свидетельствует о развитии процессов коррозии.

С добывающих скважин №№ 132, 1031, 2036, 238, 3043, 3024 I, II и III объектов исследован состав попутнодобываемых вод. Но, к сожалению, из-за небольшого количества воды в отобранных пробах было определено лишь содержание ионов бария (500-600 мг/л). Такая концентрация ионов бария в попутно-добываемой воде, которая в последующем подается в систему ППД, приводит к обострению проблемы отложений сульфата бария.

Как было выше отмечено, сейчас идет реконструкция системы ППД, предусматривается раздельная закачка сточных и альб-сеноманских вод, после чего предусматривается обработка соляной кислотой призабойной зоны. Все эти работы должны облегчить выше перечисленные осложнения при разработке месторождений.

2.3 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Защита против отложений солей в при забойной зоне скважин, подземном и наземном оборудовании.

В настоящее время на месторождении добывается 1300-1600 м3/сут попутных вод, которые используются для закачки в пласт. Для обеспечения необходимых объемов закачки в системе ППД к сточным водам на БКНС-1 добавляется до 5000 м3/cyт альбсеноманских вод. По мере разработки месторождения будет расти обводненность продукции, что в свою очередь приведет к обострению проблемы солеотложений.

Применение существующих на месторождении вод (пластовые меловых и юрских горизонтов и альбсеноманская) приводит к выпадению солей на нефтепромысловом оборудовании в продуктивных пластах.

Основной причиной образования неорганических отложений является перенасыщенность раствора в результате изменения термодинамического состояния среды. Перенасыщенность раствора приводит к частичному выкристаллизовыванию твердой фазы непосредственно на стенках оборудования и свободному выпадению твердой фазы в потоке с последующим осаждением взвешенных частиц на внутренних поверхностях соприкасающихся с потоком оборудования. По исследованиям НИПИ мунайгаз смеси альбсеноманских и юрских вод несовместимы во всех отношениях.

Необходимо отметить, что с продуктивных горизонтов месторождения Кумколь вместе с пластовым флюидом выносится значительное количество мелкодисперсного песка, являющегося центром кристаллизации солей. Формирование нестабильных вод в системе нефтесбора начинается при смешении пластовых вод юрских и меловых горизонтов. Это особенно проявляется с момента отделения сточной воды, в трубопроводах сточной воды наблюдается интенсивное отложение неорганических солей.

Подмешивание альбсеноманской воды на БКНС, которая отличается по своему химическому составу от вод нефтяных горизонтов, приводит к дальнейшему усугублению проблемы солеотложений и увеличению в отложениях солей доли сульфата бария. Анализ работы нагнетательных скважин указывает на резкое падение их приемистости в результате отложения солей на внутренней поверхности технологических труб.

Образующиеся сложные по составу отложения включают сульфаты бария и кальция, карбонаты кальция и магния, двуокись кремния и примеси продуктов коррозии. Данные о компонентном составе отложений приведены в таблице 12.

Из литературных источников известно, что нефти различных месторождений содержат уран и торий, в результате распада которых образуются изотопы радия Ra226 и Ra228. Воды нефтяных месторождений хлор-кальциевого типа содержат ионы радия и бария. Процесс обогащения пластовых вод изотопами радия является результатом термодинамического перераспределения частиц между различными фазами нефтяного пласта в процессе вытеснения нефти водой. При увеличении в водах концентрации сульфат-ионов по каким-либо причинам происходит солеотлажения бария и изотопов радия в виде нерастворимого радиобарита Ba(Ra)S04. По данным химических анализов основная масса радиоактивных отложений представлена сульфатом бария. Так по данным геофизических исследований в отдельных скважинах отмечается повышенный фон гамма-активности (Авторский надзор за разработкой нефтегазового месторождения Кумколь).

Единичные исследования пластовых вод юрских продуктивных горизонтов показали наличие в них иона бария, порядка 800 мг/л (таблица 13).

Проблема солеотложений связана с особенностями физико-химического состава пластовых и альбсеноманских вод месторождения Кумколь, с изменениями термобарических условий и смешением химически несовместимых вод.

Высокая неоднородность продуктивных пластов по проницаемости, наличие высокопроницаемых пропластков приведет к прорыву закачиваемых вод к добывающим скважинам. Присутствие в закачиваемой воде альбсеноманского комплекса сульфат-ионов порядка 600 мг/л при определенных условиях приведет в дальнейшем к интенсивному отложению сульфата бария в призабойной зоне пласта, подземном оборудовании и в системе сбора нефти.

Необходимо предусмотреть ингибиторную защиту подземного оборудования скважин и призабойной зоны пласта как наиболее эффективный метод борьбы с отложениями минеральных солей.

Таблица 12

Химический состав солеотложений месторождения Кумколь

Место отбора	Дата отбора	Содержание %
		СаСОз	MgCOa	СаЗОз	BaS04	SiOa	NaCI	^ вобщ	нефтепродукты
Фильтр отстойника	26.05.95	19,8	1,6	2,6	Отс.	73,4	0,2	1,6	0,8
Узел учета воды	26.05.95	9,3	3,2	Отс.	Отс.	82,3	0,2	4,3	0,7
Трубы УОН-1	13.10.95	79,8	Отс.	Отс.	12,2	3,2	2,3	1,9	0,6
Трубы БКНС, котнтр.-набл. катушка	05.12.95	1,5	1,7	7,2	83,4	1,6	0,5	2,3	1,8
ЦППН	13.05.96	45,1	Отс.	0,6	42,7	1,9	5,3	4,4	-
БКНС-1	13.05.96	1,1	0,5	8,4	82,3	1,0	1,4	2,7	2,6
БКНС-1	08.11.97	3,6	2,9	12,0	78,2	0,8	0,9	1,6	-

Таблица 13

Химический состав пластовых вод месторождения Кумколь

Показатели	Скважина 21р	Скважина 2158	Скважина203б	Скважина 238
Дата отбора	20.06.98	20.06.98	08.11.97	08.11.97
Плотность г/см3	1,0248	1,0513	1,0350	1,0210
Содержание ионов
НСОз мг/л мг-экв/л	76,25 1,25	61,0 1,0	83,0 1,36	-
CI мг/л мг-экв/л	21082.82 594.72	48523.96 1368.8	32443.5 915.19	25492.1 719.1
Са2+ мг/л мг-экв/л	1743.48 87.0	3381.75 168.75	2755.5 137.48	1953.9 97.5
Mg2+ мг/л мг-экв/л	328.32 27.0	1368.0 112.5	516.8 42.5	577.6 47.5
Ва2+мг/л мг-экв/л	313.74 4.62	875.07 12.75	800.7 11.66	330.0 4.81
Feобщ мг/л	Отс.	Отс.	Отс.	Отс.
Na++K+ мг/л мг-экв/л	10980.43 477.41	24743.4 1075.8	16672.92 724.91	13047.67 567.29
S042-	Отс.	Отс.	Отс.	Отс.
Общая минерализация	34528,63	78953,18	53272,42	41401,27

Существует несколько способов подачи ингибиторов в обрабатываемую среду3:

1) непрерывная дозировка в скважину с использованием дозировочного устройства или глубинного дозатора;

2) периодическое нагнетание раствора ингибитора в призабойную зону пласта;

3) непрерывное дозирование в наземное нефтепромысловое оборудование и трубопроводы;

4) непрерывное дозирование ингибитора в нагнетаемую для ППД воду.

Все способы подачи ингибитора в добываемую жидкость имеют свои преимущества и недостатки.

Способ дозирования с использованием дозировочных устройств не обеспечивает защиту призабойной зоны пласта, преимуществом является стабильное поступление реагента, экономное его расходование. Применение глубинного дозатора обеспечивает защиту подземного оборудования в течение 3-4 месяцев в зависимости от дебита скважины и объема глубинного контейнера.

При нагнетании ингибитора в призабойную зону пласта:

недостаток - повышенный расход реагента, связанный с неполнотой адсорбции, преимущество - медленная десорбция обеспечивает длительную защиту ПЗП и подземного оборудования от выпадения солей.

Дозирование ингибитора может осуществляться непрерывно или периодически в состоянии поставки или в виде водного раствора.

Для снижения остроты проблемы солеотложения в системе ППД должны в комплексе применяться технологические и химические методы защиты:

предварительный сброс пластовой воды в начале транспорта нефтяной эмульсии;

- раздельная закачка сточной и альбсеноманской воды на БКНС;

- ингибиторная защита от отложений солей.

Более высокий защитный эффект достигается при непрерывной подаче.

Ингибитор должен подаваться непосредственно перед защищаемым объектом.

В качестве ингибитора солеотложений рекомендуется Калнокс-2936 фирмы Бейкер с дозировкой до 40 г/м3 воды, прошедший предварительные опытно-промысловые испытания на месторождении Кумколь.

Для дозировки ингибиторов рекомендуются блочные установки БР-2,5 ; БР-10 , БР-25 (водорастворимые ингибиторы солеотложений рекомендуется подавать в виде 2-10 % водного раствора). Для обеспечения бесперебойной работы установок в зимнее время линии подачи ингибиторов следует утеплить. Емкости для хранения ингибиторов рекомендуются оборудовать устройствами для обогрева.

Мероприятия по предотвращению осложнений, возникающих при добыче парафинистой нефти

Нефть месторождения Кумколь относится к нефтям с высокой степенью насыщенности парафином. Несмотря на близкие условия залегания продуктивных горизонтов, свойства нефтей меловых горизонтов значительно отличаются от свойств нефтей юрских горизонтов. Нефти меловых горизонтов характеризуются низким газосодержанием и давлением насыщения, вязкость пластовой нефти в два раза выше по сравнению с нефтями юры.

Для юрских залежей температура насыщения нефти парафином колеблется в зависимости от газосодержания от 2б°С до 53°С. В процессе разработки месторождения при падении пластового происходит частичное разгазирование добываемой нефти, что ведет к повышении температуры насыщения нефти парафином.

Интенсивность образования отложений парафина зависит от газосодержания, разности пластовой температуры и температуры насыщения нефти парафином (чем меньше эта разность, тем выше вероятность выпадения парафина).

Для меловых залежей температура насыщения нефти парафином находится в пределах от 44°С до 53°С, т.е. близка к пластовой температуре. Превышение температуры насыщения нефти парафином над пластовой температурой может привести к образованию твердой фазы в призабойной зоне пласта.

Диапазон изменения параметров нефти по объектам разработки представлен в таблице 14.

Таблица 14

Физико-химические свойства нефти

Параметры	М 1-П	Ю1-П	ЮШ	K)IV
Давление насыщения газом Мпа	3.6-5.5	5.1-12.3	6.5-10.9	8.3-13.7
Пластовая температура «С	49	55	55	56
Температура насыщения пластовой нефти °С	44-52.7	43.5-52	42.5-53	25.9-33.6
Газосодержание м^сут	4.9-26.9	52-136	55-194	119-228
Массовое содержание парафинов %	4-17.2	4.6-20.3	4.9-14.9	10-19
Массовое содержание смол, силикагенов и асфальтенов %	3.6-14.2	3.1-11.9	3.6-13.8	4-8
Температура застывания °С	3-23	1-24	2-20	12-18

Осложнения, обусловленные отложениями асфальтосмолопарафиновых веществ, наблюдаются в основном на подземном оборудовании скважин: глубинные насосы, НКТ и штанги; что приводит к необходимости проведения профилактических мероприятий по депарафинизации подземного оборудования. При этом используется следующее оборудование: передвижные парогенераторные установки типа ППУ, агрегат для депарафинизации скважин АДП-4-150, автоцистерна АЦ-5, агрегат ЦА-320, ЦА-400.

В настоящее время межочистной период по восстановлению производительности скважин по I объекту разработки составляет:

- до 7 дней (АО «Харрикейн Кумколь Мунай»);

- до 4 дней (Контрактная территория АО «Кумколь-ЛУКойл»).

С целью очистки подземного оборудования от образующихся отложений на месторождении применяется тепловой метод, основанный на расплавлении АСПО в результате температурного воздействия различными теплоносителями:

- обработка горячей нефтью;

- обработка горячей водой.

Однако, обработки горячей нефтью и водой недостаточно эффективны. Введение в теплоноситель поверхностно-активных веществ будет способствовать диспергации асфальтосмолопарафиновой массы и повысит эффективность обработок. На месторождениях Мангышлака при добыче высокопарафинистых нефтей обработка скважин горячей нефтью производится добавкой диспергатора парафина в концентрациях 0,1-0,5%. Для месторождения Кумколь рекомендуется испытать диспергаторы XT-39, D-WAX 970 и Клеар 2517. При промывках горячей водой необходимо добавлять в воду ПАВ типа МЛ-80 1-10 кг/м3. Температура теплоносителя должна быть не ниже 80 °С.

Для расплавления АСПО также возможно использование электронагревателей. При этом подается переменный электрический ток, выделяется тепло, которое нагревает нефть по всему ходу в колонне НКТ. Это повышает температуру нефти в трубах, изменяет вязкость, улучшает текучесть и предотвращает парафинизацию оборудования. Преимуществом метода является равномерный нагрев ствола скважины. Для защиты выкидных линий от АСПО применяются электронагревательные кабели, повышающие температуру от 30 °С до 80 °С.

Для предотвращения образования отложений парафина на нефтепромысловом оборудовании широкое распространение получили химические реагенты - ингибиторы (таблица 15).

Для защиты нефтяных скважин могут быть использованы и другие химические реагенты, эффективность которых подтверждена лабораторными и опытно-промысловыми испытаниями.

Дозирование ингибитора в скважину более эффективно осуществлять непрерывно посредством:

- устьевых дозировочных насосов в затрубное пространство скважины;

- глубинных дозаторов, установленных на хвостовике насоса.

Преимуществом непрерывной подачи ингибитора является относительная стабильность его концентрации в продукции скважины. Суточный расход ингибитора (q) при непрерывной подаче рассчитывается по формуле:

q-(V*QH)/p*10-3,

где V - удельный расход ингибитора, кг/м3, определяется исходя из результатов лабораторных исследований;

Qн - дебит скважины по нефти, т/сут;

Р - плотность ингибитора, кг/м3.

Оптимизация удельного расхода осуществляется при контроле проведения технологического процесса с учетом изменения характера образования АСПО и изменения дебита.

Таблица 15

Характеристика химических реагентов для предупреждения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений

Фирма	Название реагента	Характеристика реагента
ингибиторы
EXXON	CLEAR 2 517	Анионогенное поверхностно-активное соединение в углеводородном растворителе
PETRO LITE	PD-72	Диспергатор представляет собой жидкую смесь ароматических растворителей с особыми ПА свойствами (толуол)
	CF-2315	Жидкая органическая нефтерастворимая присадка к сырой нефти (депресант)
BPCI	D WAX 970	Содержит ароматический растворитель (дисперсант)
	D WAX 950	Ингибитор парафина
BASF	SEPARA P	Смесь активных веществ на основе алкифеноэтокислата (ингибитор парафина, диспергатор, смачиватель)
	SEPARAR ES 3315	Раствор полимера в органических растворителях

Обязательным условием проведения ингибиторной защиты является предварительная очистка оборудования от отложений асфальтосмолопарафиновых веществ. Для этих целей используются растворители, которые:

- изменяют поверхностные свойства АСПО (снижают силы сцепления частиц АСПО с поверхностью труб и оборудования, при этом отложения асфальтосмолопарафиновых веществ удаляются с потоком нефти);

- растворяют массу АСПО (при этом отложения удаляются в растворенном состоянии с растворителем).

Выбор химических реагентов для удаления АСПО и технология их применения должна быть подтверждена опытно-промысловыми испытаниями на месторождении.

Таблица 16

Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Направления	Мероприятия	Защищаемые объекты	Спец. оборудования	периодичность	Рекомендуемые дозировки
Предупреждение отложений парафина	Ингибиторная защита	Подземное и наземное обор.	Дозировочные насосы, глубинные дозаторы	непрерывно	200-500 г/сут
Удаление отложений АСПО	ОГН с ПАВ	Подземное и наземное обор.	АДП-4-150	Переодически по мере снижения давления	10-40 г/мз
	Обработка р астворителя ми и композициям и на их основе	ПЗП.подзем. и наземное обор.	Азинмаш-30 ЦА-320 АП-15	Периодичес ки по мере снижения дебита
Предупреждение отлож. Неорг. солей	Ингибиторная защита	Наземное обор.	БР-2,5 БР-10 БР-25	непрерывн о	Не менее 400 кг на одну обработку
		Призабойная зона пласта и подзем, обор.	ЦА-320,400 АП-15	Периодическая ч/з З-6 месяцев

Выводы

1. Применение на месторождении смеси сточной и альбсеноманской вод приводят к образованию сложных по составу отложений.

2. Смешение закачиваемых и пластовых вод, отличающихся по своему химическому составу, приводит к формированию нестабильных смесей в продуктивных пластах.

3. Скважины, эксплуатирующие I объект разработки, подвержены интенсивной парафинизапии.

Рекомендации (таблица 16):

1. Предусмотреть раздельную закачку сточной и альбсеноманской вод.

2. Предусмотреть ингибиторную защиту призабойной зоны пласта и подземного оборуддования скважин, а также наземного оборудования системы сбора и подготовки нефти от отложений солей.

3. Предусмотреть ингибиторную защиту скважин от парафиноотложений, эксплуатирующих горизонты M-I и M-II.

4. Скважины II, III и IY объектов разработки необходимо периодически, не резке одного раза в месяц, очищать от парафиноотложений.

5. Обработки скважин скважин горячей нефтью и углеводородными растворителями, для удаления парафиноотложений, проводить добавлением диспергаторов (D-WAX-970, XT-39, Клеар 2517 или аналогичных по своим свойствам). Дозировка определяется лабораторными и опытно-промышленными испытаниями).

6. Для удаления АСПО использовать углеводородные и композиции на их основе. Предварительно рекомендуется бензиновая фракция Шымкентсхого НПЗ «Шымкентнефтеоргсинтез».

7. Обработки скважин проводить горячей водой с добавлением ПАВ МЛ-8 0 или аналогичных по эффективности.

2.4 Регулирование разработки путем оптимизации работы скважин.

1. Циклическое заводнение

Одним из гидродинамических методов повышения нефтеотдачи является циклическое заводнение. Эффективность применения циклического заводнения заключается в действии следующих механизмов:

- остановка нагнетательных скважин уменьшает долю тех добывающих скважин, к которым стягиваются фронты вытеснения агента, вследствие чего уменьшается отрицательное влияние языкообразования фронтов вытеснения;

- поочередное включение в работу нагнетательных скважин, образующих круг или замкнутый контур, внутри которого находятся добывающие скважины, приводит к вращению вектора направления движения фронта закачиваемой воды, при этом максимально исключаются мертвые точки с нулевыми скоростями фильтрации;

- при импульсном воздействии на нефтяные пласты за счет использования упругих сил пластовой системы, уменьшается влияние послойной неоднородности пласта по проницаемости на процесс выработки их запасов.

От обычного стационарного заводнения оно отличается тем, что на каждом отдельном участке залежи закачка воды в нагнетательные скважины, окружающие группу добывающих осуществляется по кругу. С начала года на месторождении в циклическом режиме работают четыре скважины: на I объекте-скв. № 1008; на II объекте-скв.№ 2007; на III объекте-скв. № 303 и3008.

2. Оптимизация совместной работы добывающих и нагнетательных скважин путем установления рациональных забойных давлений.

3. Отключение и последующее включение неэффективных обводненных добывающих скважин. Высоко обводненные скважины III объекта № 335, 340, 344, 347, 3007 временами отключаются. В данное время эти скважины находятся в бездействии.

4. Перевод механизированных скважин на ЭЦН. Во втором полугодии предусматривается перевод механизированных скважин (ШГН) на электроцентробежные и винтовые насосы. Для этого закуплено оборудование и в данное время проводятся подготовительные работы.

5. Перфорация нефтенасыщенных пластов.

С начала года по результатам геофизических исследований, обработанных геологической службой АО ХКМ, произведены дострелы и перестрелы в следующих скважинах:

1 объект - скв. № 400

2 объект - скв. № 338, 2050, 2058, 3020

3 объект - скв. № 3045.

Дополнительная добыча нефти по этим мероприятиям составила 5248 т.

2.5 Требования и рекомендации к системе ППД, качеству воды, используемой для заводнения

На территории АО «Харрикейн Кумколь Мунай» для поддержания пластового давления используется подземная альбсеноманская вода из расположенного внутри промысла скважинного водозабора и сточная нефтепромысловая вода от цеха подготовки нефти. Погружными скважинными насосами подземная вода по низконапорному коллектору подается на прием горизонтальной буферной емкости, где смешивается с поступающей сюда же сточной водой. После смешения вода с верхней части емкости поступает на вход БКНС и далее в нагнетательные скважины. Однако при смешении данных вод образуется большое количество нерастворимых солей, которые в виде осадка откладываются на крыльчатках насосов, стенках трубопроводов и в нагнетательных скважинах.

Одним из звеньев системы ППД являются водозаборы. В настоящее время водозабор №1 представляет собой линейный ряд из 11 эксплатуационных скважин, расположенных друг от друга на расстоянии от 76 до 347 м и куст из 5 водозаборных скважин с расстоянием между ними 200м. Фактическое местоположение скважин не отвечает проектному согласно которому расстояние между ними должно составлять 100м.

В качестве водоподъемного оборудования на месторождении используются погружные насосы марки ЭЦВ 10-63-150, SP 60-13N и SP 45-21 производительностью соответственно 63, 60 и 45 м3/час. Скважины оборудованы фильтрами типа ФКО и сетчатыми фильтрами с гравийной обсыпкой.

Среднесуточный дебит по линейному водозабору №1 составляет около 5000 м3/cyт, что не превышает расчетный показатель 8300 м3/сут (согласно проекту технического водозабора месторождения Кумколь).

Однако, следует отметить ряд негативных моментов, имеющих место в режиме эксплуатации водозаборных скважин. Это непостоянный дебит отбора воды во времени, работа насосов в ряде скважин в максимальном режиме, следствием чего является пескование скважин и частый выход из строя насосного оборудования. Аварийные перебои в работе ведут с одной стороны к систематическим колебаниям уровня в скважине, активизируя тем самым коррозионные процессы, а с другой стороны - создают дополнительные нагрузки на пласт после пуска насоса, что активизирует процессы пескования с образованием в призабойной зоне песчанной пробки. На водозаборе №1 из положенных одиннадцати, в действии находятся 5-6 скважин, а на водозаборе №2 три скважины из шести, что увеличивает нагрузку на каждую в отдельности. Не ведется контроль за снижением уровня подземных вод, т.к. отсутствует сеть наблюдательных скважин, тем не менее расчет выработки запасов месторождения подземных вод необходимо провести для более оптимального выбора режима эксплуатации водозаборов.

Поскольку объем добываемой на водозаборе №1 альбсеноманской воды составляет 4-5 тыс.м3/сут, а на водозаборе №2 - 3 тыс. м3/сут, то потребность в объеме нагнетаемой жидкости полностью обеспечивается. В случае увеличения потребности в технической воде следует вводить в действие дополнительные скважины. Для этой цели возможно предусмотреть ввод в систему ППД дополнительного водозабора №3, вскрывающие подземные воды сенон-туронских отложений.

Воздействие водозаборных сооружений на водоносный комплекс приводит к образованию целого ряда техногенных процессов, проявляющихся в пределах всей депрессии на пласт. Под воздействием гидравлических градиентов из горизонтов выносится твердая фракция, которая с одной стороны приводит к зарастанию фильтров скважин, с другой - воздействует на технологическое оборудование как абразивный материал, выводя его из строя значительно раньше положенного срока. Основной причиной пескования является наличие в пределах фильтров зоны критических градиентов, а также неравномерность работы скважин. Длительная их эксплуатация на различных режимах формирует устойчивую водоприемную воронку, однако в момент запуска скважины в работу, возникает гидравлический удар, сопровождаемый развитием чрезмерных гидравлических градиентов, которые приводят к нарушению равновесия. Пескование будет наблюдаться и в дальнейшем. Единственный способ его предотвращения-создание фильтровой колонной и поверхностью водоприемной воронки буферной зоны, способной гасить гидравлические удары, так например гравийной засыпки, которую рекомендуем подобрать по грануметрическому составу водоносного слоя, или же обоснованием и реализацией стабильного режима эксплуатации.

Анализ всех результатов дает возможность сделать заключение о том, что конструкция фильтров водозаборных скважин не соответствует проектной. Например, на скважине 2 - длина фильтра 20 м, на скважине 4 - 30 м при проектной длине фильтра - 48 м, кроме того сетка галунного плетения установлена не по всей длине рабочей части фильтра.

Запуск в работу насосов должен исключать возникновение чрезмерных гидравлических градиентов. Это возможно при запуске насосов на закрытую задвижку с последующим плавным ее открытием и выводом насоса на рабочий режим.

Делать выводы о «зарастании» фильтров и труб продуктами химических процессов, можно только имея данные геофизических исследований, в частности кавернометрии по стволу фильтра и технической колонны.

Рекомендации по системе водозабора:

1. Использовать резервные скважины в качестве наблюдательных. В этих скважинах вести режимные наблюдения за уровнем, дебитом (1раз в месяц), химическим составом (1 раз в квартал).

2. Проводить техническое обслуживание скважин ежемесячно по всем водозаборным скважинам. В состав работ входит текущий ремонт устьевой арматуры, а также комплекс работ, связанный с получением необходимой технологической информации. В состав определяемых параметров входят:

- измерение расхода - Q, м3/сут;

- измерение потребляемой мощности насоса - J, А;

- измерение динамических уровней - Н, м;

- измерение температуры воды на изливе - t, С;

- отбор проб на химанализ - м;

- измерения темпов снижения уровня - V, м/год.

Эти работы необходимо проводить для контроля за состоянием насосного оборудования и оперативного управления работой водозабора в целом.

3. В лабораторных условиях произвести гранулометрический анализ проб грунта и определить критическую скорость оседания частиц в воде. С целью определения критического градиента, при котором начинается процесс пескования.

4. Провести расходометрию по стволу скважины (ее применение эффективно и целесообразно в незаглинизированных скважинах).

5. В процессе эксплуатации водозабора следить за равномерным водоотбором по каждой скважине.

6. Рассмотреть вопрос о возможной организации водозабора №3, контирующего подземные воды сенонтуронских отложений, что позволит увеличивать объем добываемой технической воды, используемой для ППД на всем месторождении.

Физико-химические свойства и требования к качеству закачиваемых вод.

На месторождении выявлено шесть продуктивных горизонтов - два меловых (1020-1065 м) и четыре юрских (1190-1370 м). По геологофизическим характеристикам коллекторов выделено четыре объекта эксплуатации.

Фильтрационно-емкостные свойства меловых горизонтов в целом выше, чем юрских горизонтов. Так, для мела проницаемость определена в пределах 1.48-2.60 мкм2, пористость 0.19-0.33, а для юры проницаемость 0.40-0.625 мкм2, пористость 0.16-0.385 по результатам ГДИ и ГИС соответственно.

Пластовая вода меловых горизонтов, по классификации Сулина относится к хлоркальциевому типу с минерализацией от 53 до 59 г/л, содержанием хлора 32589-36840 мг/л, сульфатов 8.2-23.9 мг/л, гидрокарбонатов 85-390 мг/л, кальция 2600-3000 мг/л, магния 240-1560 мг/л, натрия+калия 16896-18667 мг/л.

Воды юрских горизонтов имеют минерализацию 53-84 г/л, тип воды хлоркальциевый. Содержат хлора 36542-51911 мг/л, сульфатов 5.8-57.6 мг/л, гидрокарбонатов 60.7-207.4 мг/л, кальция 2800-5000 мг/л, магния 600-1080 мг/л, натрия+калия 19311-26071 мг/л.

Пластовые воды кислые (рН от 5.0 до 6.9) и агрессивные к металлу и цементу.

Кроме того, вода юрских горизонтов нестабильна по карбонату кальция, поэтому при добыче нефти и применении термобарических условий или смешении с меловой водой и изменении химического состава будет происходить образование нерастворимых солей в виде осадка. Абсолютное пересыщение по карбонату кальция составляет 52.6 мг/л. Отмечено высокое содержание ионов бария - до 656 мг/л, которые способны при наличии свободных сульфатов создавать трудноудаляемый осадок.

Таким образом, неоднородность пластов-коллекторов по строению системы проводящих каналов и составу включенных вод предполагает в каждом коллекторе индивидуальный процесс по кольматации.

Альбсеноманская вода, применяемая для заводнения с целью подддержания пластового давления, одинакова по составу как на водозаборе на территории АО «Харрикейн Кумколь Мунай», так и на территории АО «Кумколь-ЛУКойл». По своему физико-химическому составу она относится к переходному сульфат-натриевому гидрокарбонат-натриевому типу с минерализацией 1.13-2.68 г/л. Содержание хлора 301-905 мг/л, сульфатов 153-745 мг/л, гидрокарбонатов 122-439, кальция 10-150 мг/л, магния 6-96 мг/л, натрия и калия 425-760 мг/л. Содержание механических примесей достигает 149 мг/л на водозаборе АО «Харрикейн Кумколь Мунай», 25 мг/л на водозаборе АО «Кумколь- ЛУКойл». Нефтепродукты и сероводород отсутствуют. В отдельных пробах водозабора АО «Харрикейн Кумколь Мунай» обнаруживаются сульфатовосстанавливающие бактерии (СВБ) до - 10 кл/мл. Анализ размера твердых частиц показал, что на водозаборе АО «Харрикейн Кумколь Мунай» содержится 0.7 % частиц крупностью более 500 мкм, 9.5 % - от 100 до 500 мкм, 0.5 % - от 10 до 100 мкм и 89.3 % - ниже 10 мкм. В единичной пробе обнаружены СВБ в количестве единиц клеток в миллиметре.

При наличии лицензии на водопользование природоохранного объекта, имеющего большое народнохозяйственное значение, каким являются водоносные сенон-туронские горизонты, возможно их применение для поддержания пластового давления, поскольку воды имеют близкий состав с альбсеноманскими водами. Однако при подсчете запасов не рекомендуется использовать в условиях дефицита волы, особенно в зоне полупустынь пресную и слабосоленую воду для технических нужд, если есть альтернативные источники.

Сточная вода представляет собой смесь меловых и юрских вод, которая изменяет свой состав по мере разработки месторождения и включения в эксплуатацию новых объемов того или иного горизонта. Вода относится к хлоркальциевому типу с минерализацией 35-46 мг/л, которая постепенно уменьшается за счет опреснения пластовых вод из-за закачки альбсеноманской воды. В сточной воде содержится хлора 21344-28467 мг/л, сульфатов 14.8-19.9 мг/л, гидрокарбонатов 122-146

мг/л, кальция 1500-2000 мг/л, магния 312-480 мг/л, натрия+калия 11571-15286 мг/л. В воде обнаруживаются сульфатвосстанавливающие бактерии - в количестве от 102 до 105 кл/мл. Содержание нефтепродуктов составляет 52.3 мг/л, а механических примесей 151 мг/л. Причем частиц размером более 500 мкм обнаружено 8%, от 100 до 500 мкм 25.4%, от 10 до 100 мкм 13.3% и менее 10 мкм 53.3%.

Анализ состава сточной воды показывает, что соотношение юрской и меловой пластовых вод в среднем составляет приблизительно 3:7. С вовлечением в разработку юрских горизонтов доля юрской пластовой воды будет увеличиваться, увеличивая карбонатную и сульфатную нестабильность и осадкообразование уже в системе сбора и транспорта нефти.

Закачиваемая вода на участке АО «Харрикейн Кумколь Мунай» представляет собой смесь альбсеноманской и сточной вод, которые смешиваются в буферной емкости типа ОГ-200 на входе в БКНС. Соотношение объемов вод составляет примерно 80-90% альбсеноманской воды и 20-10% сточной воды. Тип воды переходный - хлор-кальциевый, хлор-магниевый, сульфат-натриевый. Минерализация составляет 4.16-18.39 г/л. Содержит хлора 1964-10885 мг/л, сульфатов 261-535 мг/л, гидрокарбонатов 122-293 мг/л, кальция 160-810 мг/л, магния 54-198 мг/л, натрия и калия 1289-6042 мг/л.

Сульфатвосстанавливающих бактерий 103-104 кл/мл. Нефтепродуктов обнаружено до 31.6 мг/л, мехпримесей - 46.8 мг/л. Доля частиц свыше 500 мкм составила 9%, от 100 до 500 мкм - 23.9%, от 10 до 100 мкм - 11.1% и частиц менее 10 мкм - 56%. Поскольку сточная вода нестабильна, то смешиваемые воды несовместимы по карбонатам. Абсолютное пересыщение составляет 5-14 мг/л. Это приводит к выпадению большого количества нерастворимых солей, что подтверждается расчетами совместимости тройных смесей альб:мел:юра и осмотром образцов, вырезанных из трубопроводов. Расчеты показывают, что смеси меловых и альбсеноманских вод стабильны в любых соотношениях; смеси меловых и юрских вод стабильны лишь при доли меловой воды от 80% и выше у а смеси юрской и алъбсеноманских вод несовместимы. При увеличении доли юрской воды абсолютное пересыщение смеси Ю:А увеличивается от 13.4 мг/л до 52.6 мг/л.

Содержание бария в попутно-добываемой воде приводит к нарушению сульфатного равновесия в смеси с закачкой сульфатной альбсеноманской воды, образуя сульфат бария.

Требования к качеству воды согласно номенклатуры показателей по ОСТ 39-071-78 должны отвечать условиям:

1. Плотность. Не номеруется.

2. Сухой остаток. В зависимости от плотности воды.

3. Водородный показатель (рН). Должен равняться примерно 7, что соответствует наименьшей коррозионной активности воды.

4. Температура. Зависит от температуры водоисточника.

5. Вязкость кинематическая. В зависимости от плотности и температуры воды.

6. Содержание гидрокарбонатиона. Не более 5 мг/моль*л.

7. Содержание кальций-иона. Не нормируется.

8. Содержание магний-иона. Не нормируется.

9. Содержание натрий-и калий-иона. Не нормируется.

10. Содержание хлор-иона. Не нормируется.

11. Содержание сульфат-иона. Не допускается. В связи с отсутствием на Кумколе безсульфатных вод надлежит применять меры для предотвращения осложнений при сборе, добыче, транспорте нефти.

12. Жесткость карбонатная. Не более 5 мг/моль*л.

13. Показатель стабильности. Вода должна быть стабильной.

14. Набухаемость пластовых глин. Вода не должна приводить к набуханию пластовых глин основных продуктивных горизонтов.

15. Совместимость. Вода, выбранная для нагнетания в продуктивный пласт, должна быть совместима с пластовой водой и породой продуктивного коллектора.

16. Емкостная характеристика. Уменьшение пористости поровых коллекторов продуктивного пласта в результате закачки воды не должно превышать 0.3% в течении года. Уменьшение пористости в больших пределах может привести к ухудшению фильтрационной характеристики продуктивного коллектора.

17. Поверхностное натяжение воды на границе с нефтью. Не нормируется.

18. Коэффициент вытеснения нефти. При наличии нескольких источников воды предпочтение следует отдавать источнику, вода которого показывает более высокий коэффициент вытеснения нефти.

19. Коррозионная активность. Вода должна быть не коррозионноактивной. При высокой коррозионной активности необходимо применять меры по защите оборудования.

20. Содержание растворенного кислорода. Не более 0.02-0.05 мг/л. В некоторых случаях 1 мг/л.

21. Содержание двуокиси углерода. Ограничивается в соответствии с требованием к коррозионной активности воды.

22. Содержание сероводорода. Должен отсутствовать.

23. Содержание механических примесей. В зависимости от типа продуктивного коллектора, его проницаемости и коэффициента относительной неоднородности. Содержание механических примесей в воде после высушивания при 105 С и в пробе после прокаливания при 600 С должно быть одинаковым.

24. Содержание в воде нефти. В зависимости от типа продуктивного коллектора, его проницаемости и коэффициента относительной трещиноватости.

25. Размер частиц механических примесей в нефти. Средний размер частиц механических примесей в нефти должен быть меньше среднего размера каналов поровых коллекторов продуктивного пласта.

26. Присутствие сульфатвосстанавливающих бактерий. Должны отсутствовать. Показатель не нормируется при заводнении продуктивных пластов, содержащих сероводород.

27. Содержание иона-железа. Содержание иона окисного железа должно быть не более 1 мг/л. При заводнении продуктивных пластов, воды которых содержат сероводород, ионы железа должны отсутствовать.

Исходя из свойств вмещающих нефть коллекторов, приведенных выше, к параметрам закачиваемых для целей ППД вод предъявляются следующие требования:

Количество механических примесей - 10-З0 мг/л;

Размер твердых частиц - 10 мкм;

Количество нефтепродуктов - 10-30мг/л;

Содержание закиси железа( II) - 1мг/л;

Содержание кислорода - 1мг/л;

Содержание сероводорода - отсутствие;

Скорость коррозии - 0.2 мм/год;

Содержание СВБ - отсутствие;

Стабильность - стабильная;

Совместимость с пластовыми водами - совместимая;

Набухаемость - не приводящая к набухаемости.

Наблюдаемые снижения приемистости нагнетательных скважин является следствием закачки неподготовленной воды. Так, в закачиваемой воде на территории АО «Харрикейн Кумколь Мунай» по механическим примесям показатели превышают допустимую величину в 1.56-4.68 раз, а по нефтепродуктам в 1.05-3.16 раза. При этом за счет карбонатной и сульфатной несовместимости образующиеся сульфаты бария и карбонаты кальция усиливают эффект кольматации порового пространства.

Немаловажным является процесс сульфаторедукции, впервые обнаруженный в 1994 году. Активность биогенных процессов была оценена по самоизливу скв. 103. Если в закачиваемой воде содержалось СВБ 10 кл/мл и 3.7 мг/л сероводорода, то в призабойной зоне количество СВБ составляло 103 кл/мл при концентрации сероводорода до 15.6 мг/л. Из призабойной зоны нагнетательных скважин сероводород вместе с водой в составе водонефтяной эмульсии выносится в зоны отбора нефти добывающими скважинами. Наличие сероводорода в добываемой продукции осложняет подготовку нефти, приводит к аварийности подземного и наземного оборудования за счет активизации коррозионных процессов в системе сбора и транспорта нефти.

По содержанию ионов железа (II) в целом вода соответствует предъявляемым требованиям, а закрытая система сбора, подготовки и транспорта нефти и воды должна обеспечивать установленный норматив по растворенному кислороду.

Рекомендации к системе подготовки воды

Существующее состояние системы ППД показывает, что имеют место существенные отклонения нормируемых показателей качества воды от требуемых значений.

Необходимо осуществлять постоянный физико-химический и микробиологический контроль закачиваемых в пласт вод и добываемой продукции.

Для подготовки альбсеноманской воды предусматривается установка перфорированной трубы длиной 48 м с сетчатой обмоткой из саржевой сетки и галунного плетения из проволоки диаметром 0.8 мм с последующей гравийной обсыпкой для предотвращения пескопроявления и смягчения гидроударов при включении погружных насосов на входе БКНС располагается буферная емкость, где вода отбирается из верхней части. Эта же схема может быть применена и для подготовки сенон-туронских вод.

Отстой воды в существующем резервуаре (буферной емкости БКНС) и резервуаре сточной воды недостаточен по времени. Для увеличения времени отстоя необходимо установить дополнительный резервуар. Однако существуют и другие альтернативные варианты удаления мехпримесей и нефтепродуктов - это применение флотационной установки с дозированием гидрооксида аллюминия и применением попутно-добываемого газа в качестве рабочего флот-агента. После флотатора возможна установка регенерируемых фильтров, где загрузкой является мраморная крошка, уголь, кварцевый песок и т. п.

Аналогичная система успешно работает на месторождении Тенгиз и будет введена в строй на месторождении Карачаганак.

Для предотвращения осложнений, связанных со снижением приемистости нагнетательных скважин, необходимо разделить закачку альбсеноманской и сточной вод. На начальном этапе такое разделение возможно в пределах одной БКНС - для этого надо один насос (с резервным) перевести на закачку только сточной воды на одну из конкретных ВРП. Менять тип воды в дальнейшем не допускается. С увеличением объемов добываемой сточной воды необходимо строительство отдельной БКНС либо с расширением участка заводнения сточной водой, либо для создания системы ППД на месторождении Южный Кумколь.

Осложнения, связанные с развитием биогенных процессов в пласте, будут неуклонно возрастать. Поэтому с целью предупреждения активизации сульфатредукции на начальном этапе достаточно постоянной обработки закачиваемой воды бактерицидом. Для местных условий хорошие результаты в лабораторных условиях показали химреагенты: Додиген-180, Додиген-180-2 фирмы Хехст (Клариан) и Бактирам-445С фирмы СЕСА. Для бактерицида-концентрата Бактирам-445С рассмотрена возможность применения его 30% раствора в альбсеноманской воде, который проявляет высокую эффективность при дозировке от 30 мг/л.

2.6 Определение дебитов при площадном заводнении

Нефтяное месторождение запланировано разрабатывать с использованием заводнения при площадной (девятиточечной) схеме расположения скважин.

В элементе девятиточечной системы (рис. 2), представляющей себя квадрат, одна добывающая скважина в центре окружена восемью нагнетательными скважинами - четыре в углах и четыре в середине квадрата. На одну добывающую скважину приходится три нагнетательные скважины. Такая система применима в основном для вторичных (или третичных) методов разработки. При внутриконтурном заводнении с начала разработки большой интерес представляет обращенная девятиточечная система с нагнетательной скважиной в центре квадрата (элемента). В такой системе на одну нагнетательную скважину приходится три добывающие скважины. По такой системе обеспечивается наибольший дебит при повышенных соотношениях вязкости нефти и вода: четыре - пять и более.

Рисунок 2 - Схема девятиточечного элемента расположения скважин.

1 - добывающие скважины;

2 - нагнетательные скважины.

Исходные данные:

=822 кг/м3 b = 1,2 мПа · с

h=7,1м н = 1,26 мПа · с

Рнg =16 МПа Sсв = 0,2

Рg =10 МПа m = 0.27

k= 1,6 мкм2 Sон = 0,42

= 4,5 а = 500м

Решение:

Для определения дебита добывающей скважины необходимо найти водонасыщенность (Zф) на фронте вытеснения нефти водой. Этот параметр определим графо-аналитическим путем (1):

Zф =0,1 b / 1,5*(1- Sон - Sсв) - Zф (1)

о=н / b (2)

Z2ф = 0,12 (1,5 / 1,5 (1- Sон - Sсв) - Z3ф

0,01 1,05 = Z2ф (1,5 - 1,5 Sон - 1,5 Sсв) - Z3ф

0,0105 = Z2ф 1,085 - Z3ф

Z3ф - 1,085 Z2ф + 0,0105 = 0

Это уравнение решается графический

Z3ф = Z2ф 1,085 - 0,0105

Zф = 0,5.

Перерепад давления или дебит одной нагнетательной или трех добывающих скважин определяем по уравнению:

(2kh (Pн - Рg) / bq) = 12 Zф + 25 Z2ф + 1,7 Ln(Zф/rсн) +

+ о((Ln(4а/rф) + 1/3 Ln(а/2rсg)); (3)

где а - расстояние от нагнетательной скважины до четырёх ближайших добывающих, равное половине стороны расчетного элемента (квадрата).

При заданном постоянном перепаде давления время для различных положений фронт ВНК:

t = ((b m rф / 2 k (Pн - Рg)) 12 Zф + 25 Z2ф + о Ln (4а/rсн) + (о +3) Ln(а / 2 rсg) + (1,7 - о) Ln(rф / rснe)] (4)

при Zф= 400

6,28 1,610-127,1 (16-10 106) / 1,210-3 q 4,5] =

= 12 Zф + 25 Z2ф+1,7 Ln(Zф/ Zсн)+ 1,05 Ln(4500/3,14400) + 1/3 Ln (500 /6,280,01)]

(79,27 * 10-3 / q) = 30

q = (79,27 10-3 / 30) = 2,642 10-3 м3/с 228 м3 / сут.

t = (1,2 10-3 0,27 0,38 4002 / 2 1,6 10-12 6 106)

12 0,5 + 25 0,52 + 1,05 Ln(2000 / 3,14 0,1) + 1,05/3

Ln (500/ 6,28 0,01) + (1,7 - 1,05) Ln (400/0,1e)] =

= 1026 103 (6+6,25+9,2+3,14+5,09) = 30451,68 103 с 352 сут

при Zф = 300

(79,27 10-3/ q) = 25,86 + 1,05 (Ln (4500/3,14300) +

+ 1/3 Ln 500 / 6,280,01)

(79,27 10-3/ q) = 29,794

q = (79,27 * 10-3 / 29,794) = 2,66 * 10-3 м3/с 230 м3 / сут.

t = (1,2 10-3 0,27 0,38 3002 / 2 1,6 10-12 6 106)

24+(1,7-1,05) Ln(300 / 0,1 e) ] =

= 577,125 103 (24,59 + 4,88) = 17007,87 103 с 197 сут .

при Zф = 200

(79,27 10-3/ q) = 29,53

q = (79,27 * 10-3 / 29,53) = 2,684 * 10-3 м3/с 232 м3 / сут.

t = (1,2 10-3 0,27 0,38 2002 / 2 1,6 10-12 6 106)

24,59+(1,7-1,05) Ln(200 / 0,1 e) ] =

= 353,79 103 (24,59 + 4,62) = 10332,66 103 с 119 сут .

при Zф = 100

(79,27 10-3/ q) = 29,08

q = (79,27 * 10-3 / 29,08) = 2,725 * 10-3 м3/с 235 м3 / сут.

t = (1,2 10-3 0,27 0,38 1002 / 2 1,6 10-12 6 106)

24,59+0,65 Ln(100 / 0,1 e) ] =

= 88,45 103 (24,59 + 4,16) = 2543,39 103 с 29 сут .

при Zф = 50

(79,27 10-3/ q) = 29,6

q = (79,27 * 10-3 / 28,6) = 239 м3 / сут.

t = (1,2 10-3 0,27 0,38 502 / 2 1,6 10-12 6 106)

24,59+0,65 Ln(50 / 0,1 e) ] = 625,81 103 7 сут .

таблица 17 - результаты расчетов

t, сут	Zф, м	q в, м3/ сут	q н, тн / сут	Q, тн
7	50	239	65	455
29	100	235	64	1856
119	200	232	63	7497
197	300	230	63	12411
352	400	228	62	21824

2.7 Определение свойств дегазированной нефти

При движении нефти от забоя и до устья происходит изменение свойств нефти. Определение физических свойств нефти при однократном разгазировании выполнено на ЗВМ. (Приложение А).

3. Экономическая часть

3.1 Организационная характеристика

Нефтегазодобывающее управление было организованно в 1988 году вследствии открытия месторождения Кумколь и установления возможности его разработки.

Возглавляет ГАО президент, которому непосредственно подчиняется отдел кадров, канцелярия, бухгалтерия, производственно-технический отдел, отдел труда и заработной платы, юридическая служба. Все эти службы организационно связаны между собой. Также в подчинении президента находятся заместители по капитальному строительству, по социальному развитию, по производству, по снабжению и транспорту, главный геолог, непосредственный заместитель президента. Каждый из заместителей имеет в своем соответствующие службы, цеха, отделы призванные решать специальные задачи по своим направлениям.

Структура ГАО представлена на рисунке 2.

3.2 Организация основного и вспомогательного производства

ГАО состоит из четырех групп организационных подразделений:

- аппарат

- инженерно- технической службы;

- базы производственного обслуживания;

- цехов и предприятий непосредственно подчиненных руководству ГАО.

Единый производственный процесс на предприятии делится на основные и вспомагательные процессы.

Основные производственные процессы для нефтегазодобывающих предприятий - добыча нефти и газа, осушка, сепарация, подготовка к дальнейшему транспорту.

Вспомагательные процессы преследуют своей целью создание промышленных условий для основных процессов. К вспомогательным процессам относятся:

содержание и ремонт средств производства, обеспечение водой, энергией, материально-техническое снабжение

Рисунок 2 - Структура ОАО «Харрикейн Кумколь Мунай»

подземного ремонта скважин, цех подготовки и перекачу нефти и газа, участок теплоснабжения и канализации.

Создание вспомагательных участков и служб оказало благоприятное влияние на технический процесс, что позволило освободить рабочих от однородных и сложных работ.

Кроме того, необходимо выделить следующие вспомогательные процессы:

- по предметов труда при погрузочно-разгрузочных работах;

- исследовательские - по изучению условий необходимых параметров производственных процессов;

- геологоразведочные по разведке полезных ископаемых.

3.3 Особенности организации труда и заработной платы

Организация труда на любом предприятии в том числе и в нефтедобывающем представляет собой часть организации, которая предусматривает рациональный выбор, расстановку и использование рабочих кадров, обеспечивает максимально эффективное использование рабочего времени и средств производства.

Организация труда включает в себя:

- организация и обслуживание рабочего места;

- расстановку рабочих кадров;

- режим работы;

- охрану труда и обеспечение технической безопасности;

подбор, подготовку и повышение квалификации работников.

В комплексном цехе по добыче нефти и газа работают две бригады, в каждой бригаде по 30 человек. Бригады работают вахтовым методом, по 15 дней, рабочий день длится 12 часов. Начальник и заместитель начальника работают по 20 дней. Оплата труда рабочих производится по повременно -премиальной, сдельно - премиальной и косвенно - сдельной системам оплаты труда.

Рабочие, имеющие отклонения при выполнении производсвенного процесса от нормальных условий труда имеют доплату до 12% тарифной ставки за работу в и вредных условиях.

Рабочие, занятые на непрерывном производстве, как операторы по добыче, дежурные слесари-ремонтники, аппаратчики опреснительных установок, котельных установок, помощники бурильщиков и операторы подземного ремонта скважин, сменные технологи и мастера получают доплату за работу в ночное время в размере 20% тарифной ставки.

Бригадной формой организации труда охвачено 78% численности рабочих.

Мастерам и другим инженерно-техническим работникам устанавливают надбавки к должностным окладам до 30% за высокую квалификацию. Часовые тарифные ставки определяются в установленной форме.

3.4 Анализ техннко - экономических показателен разработки месторождения Кумколь

Месторождение Кумколь находится на начальном этапе промышленной разработки, характеризующийся разбуриванием и вводом в эксплуатацию новых добывающих и нагнетательных скважин.

На месторождении Кумколь прирост фонда добывающих скважин происходит за счет бурения. В эксплуатационном фонде на 1.07.98 года пребывает 308 скважин, из которых 272 действуют и 36 бездействующих. На месторождении по сравнению с темпами разбуривания наблюдается большое отставание в промышленном обустройстве объектов разработки. В связи с этим пробуренные и законченные строительством скважины длительное время не вводится в эксплуатацию. Фактическая добыча нефти за 1997 год составила 2559 тыс. тонн, добыча газа 107 млн. м3. Потери в добыче нефти из-за остановки скважин при нормальном коэффициенте эксплуатации 0.96 составили 214 тыс. тонн, а потери рабочего времени скважин 4670 скв/дней. Удельная численность работников по обслуживанию одной скважины уменьшилось на 0.1 скв/чел, что объясняется ростом числа скважин по сравнению с ростом числа обслуживающего персонала.

Прирост месячных отборов происходит за счет ввода в эксплуатацию новых скважин. Среднесуточный дебит одной скважины в 1997 году по месторождению Кумколь составляет 30 т/сут.

Технико-экономические показатели представлены в таблице 18.

Таблица 18.

Технико-экономические «Харрикеин Кумколь Мунай» за 1997 год

Подобные документы

• Совершенствование систем разработки нефтяного месторождения Кумколь

  Характеристика минерально-сырьевого комплекса Казахстана и его важнейшая составляющая. Физические свойства нефти и газа. Анализ состояния фонда скважин месторождения Кумколь. Проект разработки АЗГУ "Спутник". Мероприятия по охране окружающей среды.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 09.02.2014
  

• Выбор эффективных методов борьбы с пескопрявлением (на примере месторождения "Кумколь" Республики Казахстан)

  Характеристика месторождения и его нефтегазоносность. Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, выработки запасов нефти и газа. Состояние и режим разработки залежи. Факторы, обусловливающие пескопроявление в скважинах, и меры борьбы с ними.
  
  дипломная работа [490,4 K], добавлен 03.08.2014
  

• Совершенствование систем разработки нефтяного месторождения Кумколь

  Характеристика коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности. Анализ текущего состояния опытно-промышленной эксплуатации и эффективности применения методов повышения газоотдачи. Состояние и результативность антикоррозионных мероприятий.
  
  дипломная работа [338,3 K], добавлен 05.05.2015
  

• Оптимизация режима заводнения залежей на месторождении Алибекмола

  Технико-экономический анализ работы скважин месторождения Алибекмола для оптимизации объекта разработки и плотности сетки скважин. Количественный прогноз характера процесса вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при различных системах разработки.
  
  диссертация [1,2 M], добавлен 31.12.2015
  

• Проект разработки газового месторождения Амангельды

  Сведения о месторождении Амангельды: структура и геологический разрез, газоносность. Система разработки месторождения. Подсчет запасов газа и конденсата. Оценка и эксплуатация скважин. Технико-экономические показатели разработки газоносного месторождения.
  
  дипломная работа [6,0 M], добавлен 02.05.2013
  

• Борьба с осложнениями при эксплуатации механизированного фонда скважин Таныпского месторождения

  Водовод с реки Таныпа как источник водоснабжения для заводнения нефтяных пластов. Особенности географического расположения Таныпского месторождения. Знакомство с физико-химическими свойствами нефти и газа. Назначение глубинного штангового насоса.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 12.03.2013
  

• Шелкановское месторождение и разработка нефтяных скважин

  Геолого-физическая характеристика Шелкановского месторождения. Состав и свойства пластовых флюидов. Текущее состояние разработки месторождения. Вскрытие пласта и освоение скважин, их исследования, эксплуатация, способы увеличения продуктивности и ремонт.
  
  дипломная работа [3,1 M], добавлен 13.10.2011
  

• Анализ характеристик обводнения нефтедобывающих скважин на Южно-Сосновском месторождении

  Геологическое строение и нефтегазоносность Южно-Сосновского месторождения. Обзор причин обводнения нефтедобывающих скважин и методов борьбы с избыточными водопритоками. Текущее состояние разработки энергетического состояния и обводненности залежи.
  
  дипломная работа [2,0 M], добавлен 11.01.2016
  

• Прогнозирование разработки Северо-Ставропольского газового месторождения

  Анализ достоверности залежей запасов газа; фонда скважин, годовых отборов из месторождения, состояния обводнения. Расчет показателей разработки месторождения на истощение при технологическом режиме эксплуатации скважин с постоянной депрессией на пласт.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.11.2013
  

• Анализ разработки нефтегазового месторождения

  Геологическая характеристика Хохряковского месторождения. Обоснование рационального способа подъема жидкости в скважинах, устьевого, внутрискважинного оборудования. Состояние разработки месторождения и фонда cкважин. Контроль за разработкой месторождения.
  
  дипломная работа [2,9 M], добавлен 03.09.2010
  

• Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения, пласт БС

  Краткая геологическая характеристика месторождения и продуктивных пластов. Состояние разработки месторождения и фонда скважин. Конструкция скважин, подземного и устьевого оборудования. Основные направления научно-технического прогресса в нефтедобыче.
  
  дипломная работа [978,0 K], добавлен 16.06.2009
  

• Расчет показателей разработки однородного пласта на основе модели двухфазной фильтрации для жесткого водонапорного режима (плоскорадиальное движение)

  Разработка нефтяного месторождения с использованием заводнения при однорядной схеме размещения скважин. Параметры разрабатываемого пласта месторождения. Схема элемента пласта и распределение в нем водонасыщенности. Показатели разработки элемента.
  
  курсовая работа [337,1 K], добавлен 02.12.2010
  

• Анализ разработки Локосовского месторождения

  Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов. Показатели разработки месторождения, работы фонда скважин, выполнения проектных решений. Проблема обводненности скважин. Выбор метода водоизоляции.
  
  дипломная работа [4,1 M], добавлен 26.05.2012
  

• "Везерфорд" на Карачаганкском месторождении

  Геологическая характеристика месторождения. Основные результаты исследования нефти. Режим разработки залежей. Пластовый режим. Фонд скважин. Выбор варианта разработки Карачаганакского месторождения. Основные трудности при водоснабжении и бурении.
  
  отчет по практике [42,6 K], добавлен 20.05.2012
  

• Совершенствование системы разработки пласта ПК19-20 Барсуковского месторождения

  Общие сведения о Барсуковском месторождении: геолого-эксплуатационная характеристика, тектоника, нефтегазоносность, свойства нефти, воды и газа. История проектирования месторождения. Состояние фонда скважин. Построение характеристик обводнения пласта.
  
  дипломная работа [546,3 K], добавлен 21.09.2012
  

• Повышение эффективности эксплуатации скважин на нефтяном месторождении

  Геолого-физическая характеристика месторождения. Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение. Исследования пластовых флюидов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации.
  
  дипломная работа [2,6 M], добавлен 27.04.2014
  

• Проект соляно-кислотной обработки скважины Средне-Макарихинского месторождения

  Геологическое строение месторождения и залежей. Описание продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек. Состояние разработки Средне-Макарихинского месторождения. Методы воздействия на призабойную зону скважин. Обработка скважин соляной кислотой.
  
  курсовая работа [463,8 K], добавлен 06.12.2012
  

• Регулирование процесса разработки XIII пласта нефтяного месторождения Эхаби

  Анализ текущего и выдача рекомендаций по регулированию процесса разработки пласта нефтяного месторождения. Геолого-промысловая характеристика состояния месторождения, нефтегазоносность горизонтов. Расчет экономической эффективности разработки пласта.
  
  дипломная работа [3,1 M], добавлен 29.09.2014
  

• Подбор парка установок электроцентробежных насосов на месторождении Одопту-море

  Краткая характеристика района расположения месторождения, литолого-стратиграфическое описание. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ технологических показателей разработки месторождения. Осложнения при эксплуатации скважин.
  
  курсовая работа [943,0 K], добавлен 25.01.2014
  

• Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай

  Характеристика геологического строения месторождения Жетыбай, системы его разработки. Техника и технология добычи нефти и газа. Изучение правил промывки скважин для удаления песчаных пробок. Сравнительный анализ эффективности прямой и обратной промывки.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 08.02.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам

Показатели	1997год
	план	факт