Отложения на месторождении Кумколь

0

1300

1109

736

Фонд потребления тыс.тг.

1032200

1166986

Среднемесячная зарплата тг.

69368

74807

Объем капвложений тыс.тг.

1992620

Балансовая прибыль тыс.тг.

3932003

Рентабельность по реализации нефти %

70

Рентабельность по товарной продукции %

43

Себестоимость 1-й тонны нефти тг.

2489

Себестоимость реализованной продукции тыс.тг.

3712057

3.4.1 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 1997 года.

Таблица 19

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

3.4.2 Анализ себестоимости единицы продукции

Себестоимость промышленной продукции это выраженное в денежной форме затраты на производство и реализацию продукции.

Себестоимость является важным экономическим показателем для планов и технико-экономических расчетов, а один из основных элементов, определяющих цен.

В 1999 году себестоимость составила 1416 тенге или 34,5$, а в 2000 году - 1848 тенге или 38,6 $, что объясняется увеличением капитальных вложений на обустройство и разбуривание месторождения.

В 1994 году себестоимость нефти снизилась до 31,5$, что связано с увеличением добычи нефти и уменьшением эксплутационных затрат. В 1995 году также наблюдается снижение себестоимости до 26,8$, а в 1994-2000 годах рост до 32,7 из-за увеличения затрат на ППД.

3.4.3 Анализ капитальных вложений

Объем капитальных вложений включает в себя:

* Бурение эксплутационных 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 и расчет капитальных вложении по показателям приведены в таблицах 20 и 21.

Таблица 20

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

Таблица 21

Расчет основных вложений по показателям

Наименование работ и затрат	количество	Стоимость единицы тыс.	Стоимость всего тыс.
Строительство скважин надземное строительство	304	300	91200
Обустройство нефтяных скважин	244	42	10248
Прочие объекты промысла %	5%	77308	3865
Итого промысел			81173
Итого ЦППН			43390
Итого инфраструктура			8552

3.5 Расчет экономической эффективности от внедрения мероприятий внутриконтурного заводнения

Исходные данные:

Среднесуточный дебит скважин до внедрения

q1=33 т/сут

Среднесуточный дебит скважин после внедрения

q2=42 т/сут

Коэффициент эксплуатации скважин до внедренная

Кэ1=0.944

Коэффициент эксплуатации скважин после внедрения

Кэ2=0.965

Объем добычи нефти до внедрения можно определить по формуле:

Q1=q2*Ncкв*Cвp*Kэ

где q1 - дебит в тоннах по скважине, принимаемый в расчетах на один скважино-месяц, отработанный до внедрения мероприятия;

Свр - время работы действующих скважин;

Кэ1 - коэффициент эксплуатации до внедрения.

Q1 = 33*16*360*0.944 = 179435.52 т

Изменение объема добычи нефти за счет влияния разных факторов можно определить следующим образом:

а) за счет изменения фонда рабочего времени скважин

Qm=q*Tp/24

где, q - среднесуточный дебит одной скважины, т/сут;

Тр - увеличение времени работы скважин (уменьшение времени нахождения в ремонте), час

Qm = 33*240/24 = 330 т

б) за счет изменения дебита скважин

Qд=Cвр*Kэ1*(q2-q1)

Qд = З60*0.944*(42-33) = 3058.56 т

в) за счет изменения коэффициента эксплуатации

QK=q1*Cвp*(Kэ2-Kэ1)

где, Свр - календарный фонд времени действующих скважин, числившихся в скважино-месяцах;

Kэ2 и Kэ1- коэффициенты эксплуатации скважин до и после внедрения мероприятия.

QK = 33*360*(0.965-0.944) = 249.48 т

Общее изменение объема добычи нефти

Q = Qm+Qд+QK = 330+3058.56+249.48 = 3638.04 т

Объем добычи нефти после внедрения мероприятия рассчитывают по формуле:

Q2 = Q1+Q = 179435.52 + 3638.04 = 183073.56 т

Себестоимость добычи нефти

Уровень затрат в добыче нефти по статьям калькуляции до внедрения мероприятия взято по данным нефтегазодобывающего предприятия.

Основные статьи:

1. Расходы на энергию по извлечению нефти

2. Расходы по искусственному воздействию на пласт

3. Заработная плата основная и дополнительная

4. Отчисления работодателя

5. Амортизация скважин

6. Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, в том числе расходы по подземному текущему ремонту скважин

7. Затраты на строительство скважин

8. Прочие производственные расходы

Внедряемое мероприятие ведет к изменению одной или нескольких статей затрат, входящих в общую структуру себестоимости добычи нефти.

Предположим, что внедряемое мероприятие влияет на все статьи затрат и рассмотрим методику расчета.

1. Статья «Расходы на энергию по извлечению нефти»

включает расходы на все виды энергии. Разница в оплате за расход электроэнергии рассчитывается по формуле 5;

Зэ=(Э1-Э2)*Цэ , где

Э1 и Э2 - расход электроэнергии до и после внедрения мероприятия, кВт*ч

Цэ - цена 1кВт*ч, тг

Зэ = (14399-742б4)*6.56 = -392714.4 тг =-4620.17 $

2. Статья «Расходы по искусственному воздействие на пласт»

Эти расходы включают затраты на законтурную и внутриконтурную закачку воды, газа, реагентов для повышения нефте и газоотдачи пластов. При неизменной мощности цеха перерасчету подлежат только затраты на электроэнергию, по формуле:

Эз.в.=Оз.в.*Эн*Цэ

где, Qз.в. - объем закачки воды после внедрения мероприятия, м3;

Эн - норма расхода электроэнергии на закачку 1м3 воды, КВт/ч.;

Эз.в.=4335,7*17*6,56=483517,26 тг. = 5688,44 $.

3. Статья «Заработная плата основная и дополнительная»

Изменение затрат по основной заработной плате рассчитывается лишь в том случае, если внедряемое мероприятие к росту или уменьшению численности работающих или их квалификации. При изменении численности и разряда рабочих, изменение фонда заработной платы нужно рассчитывать на основе тарифных ставок в зависимости от системы оплаты труда.

Если же меняется только численность, то экономию заработной платы рассчитывают за счет сокращения численности ППП.

Зппп=Sз/п*Кпр*Ктерр*Ч* 12

где, Sз/п - средняя заработная плата работника, тыс.тг.;

Кпр - премиальный коэффициент, который отражает дополнительную заработную плату ППП, предусмотренную законодательством о труде.

Ч - число высвободившихся работников, чел.

Зшш=301*(20500/85)*1,14*1,4*1,25*12=1737903,1 $

4. Статья «Отчисления работодателя»

Отчисления работодателя на социальное страхование, в пенсионный фонд и фонд занятости берутся по установленным нормам на соответствующий период времени и составляет 31,5% от ФОТ.

Эта статья изменяется прямо пропорционально изменению фонда оплаты труда, а внедряемое мероприятие на НГДП обеспечивает либо экономию, либо перерасход фонда заработной платы.

31,5% от ФОТ = 547439,48 $

5. Статья «Амортизация скважин»

Амортизация ОПФ начисляют по установленным нормам от первоначальной стоимости скважин и прочих основных расходов.

Аг = 16*Cп*Na/100

где, 16 - количество скважин;

Сп -- стоимость одной скважины;

Na - норма амортизации.

Аг = 16 * 300000 * 6.7/100 = 321600 $

Наименование объекта	Годовые нормы амортизации %	Балансовая стоимость	Годовые амортизационные отчисления
Эксплутационные скважины	6,7	300000	321600

6. Статья «Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, в том числе расходы по подземному и текущему ремонту скважин»

Затраты по подземному текущему ремонту скважин определяется как 0,1-1,2 % от стоимости ОПФ, то есть 381963,6$

7. Статья «Прочие производственные расходы»

В состав прочих расходов включаются отчисления на содержание дорог. Эти затраты, берутся технике -экономических показателей предприятия.

Прочие расходы берутся как 25% от ФОТ = 434475,78 $

8. Статья «Расходы на строительство скважин»

Эти расходы входят в общие эксплуатационные затраты и вычисляются по формуле:

Сп * 16 = Кв

где, Сп - стоимость одной скважины

Кв = 300000 * 16 = 4800000 $

Сумма эксплуатационных затрат

Экспл. затрат = 4620.17 + 5688.44 + 1737903.1 + +547439.48 + 321600+381963.6+434475.78 = 3433690.57$

С2 = Экспл. затрат /Q2 = 3433690.57/183073.56 = 19 $

Таким образом, годовой экономический эффект достигается за счет снижения себестоимости.

При внедрении механизации, автоматизации, новой технологии производства и других мероприятий технического прогресса годовой экономический эффект определяется

Эгод = (C1 - С2) * Q2 = (39.92 - 19) * 183073.56 = 3829898.88 $

где, C1 и С2 - удельная себестоимость до и после внедрения мероприятия соответственно.

Таблица 22

Результаты расчетов

Статьи затрат	До внедрения мероприятия	После внедрения мероприятия	Изменение затрат (+;-)
Расходы на энергию по извлечению нефти	4310	4620,17	-310,17
Заработная плата основная и дополнительная	1856410	1737903	+118507
Амортизация скважин	416873	321600	+95273
Прочие производственные расходы	464102,5	434475,8	+29626,7
Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования в т.ч. по подземному текущему ремонту скважин	501214,6	381963,6	+119251
Общепроизводственные расходы	5797500	4800000	+997500
Внепроизводственные расходы	540300	547439,5	-7139,5
Итого затрат	3783210	3433690,6	+349519,4
Добыча нефти, тонн	179435,52	183073,56	+3638,04
Себестоимость 1т нефти	39,92	19	+20,92

3.6 Анализ и расчет точки безубыточности

Анализ безубыточности является одним из наиболее важных элементов финансовой информации, используемой при оценке эффективности проектов. Вместо того, чтобы подсчитать, сколько предприятие заработает, если добьется объемного расчета продаж, более значительным является определение того, при каком объеме продаж предприятие будет безубыточным. Следовательно, необходимо определить точку безубыточности, ниже которой предприятие теряет деньги выше зарабатывает. Точка безубыточности - это уровень физического объема на протяжении определенного времени (месяц, квартал, год) за счет которого предприятие показывает (убытки) издержки. Вопрос о том, сколько денег зарабатывает предприятие, может возникнуть только тогда, когда объем производства предприятия ниже точки безубыточности, можно задаться только одним вопросом: сколько дней предприятий будет работать до банкротства.

Для расчета безубыточности используются значения переменных и постоянных издержек. Однако необходимо учитывать, что абсолютных постоянных издержек не существует.

Приведем график безубыточности , который показывает, что область, лежащая между линиями переменных и суммарных издержек за точкой безубыточности, представляет собой прибыль.

Таким образом, использование анализа безубыточности, как нового подхода к организации, эффективного подхода к работе предприятия, целесообразно при модернизации производственных мощностей, изменении производственной и административной деятельности предприятия.

При помощи анализа безубыточности можно рассчитать диапазон безопасности, являющийся одним из показателей риска. Чем меньше резерв безопасности, тем выше риск попадания в область убытков.

4. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Охрана труда в системе ППД

4.1.1 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.

4.1.2 Защитные мероприятия

4.1.2.1 Техника безопасности

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.

4.1.2.2 Производственная санитария

Метеоусловия рабочих мест можно подразделить: на стационарные и на открытой местности. В стационарных, т.е. операторских будках применяют внутрипромысловое газовое отопление и кондиционирование воздуха через кондиционеры БК-1200. А для групп трудящихся, работающих на открытых площадках предусматриваются санитарно-бытовые помещения, расположенные в административных зданиях каждого участка промысла. В их состав входят: душевые, умывальники, гардеробы для чистой и спецодежды и другие.

Во время приготовления химикатов и при работе с ними предназначено одевать очки, противопылевые респираторы.

На территории цеха ППД имеется различное оборудование и процессы, расположенные на значительной площади (100*100 м), требующие различные нормы освещенности. Поэтому в цехе ППД применяют прожекторное освещение территории и местное освещение отдельных рабочих мест и помещений. Кроме того, при прожекторном освещении освещаемая территория значительно меньше загромождается опорами и воздушной проводкой. Во многих случаях размещение технологического оборудования или условия выполнения работ не позволяет устанавливать на освещаемой территории опоры со светильниками и прожекторное освещение является единственно возможной системой освещения. Недостатком является возможность ослепления работающих, на освещаемой территории создаются более резкие тени, мешающие рассматривать предметы. Однако, они значительно снижаются при правильном выборе мест для их установки, угла их наклона и при правильном выборе высоты установки. При проектировании прожекторного освещения необходимо по углам установить две прожекторные мачты высотой 10 м и требуется создать по возможности равномерную освещенность не менее 5 лк, так как цех ППД работает круглосуточно и с большой загруженностью.

4.1.2.3 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.

4.2 Охрана окружающей среды в системе ППД

4.2.1 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.

4.2.2 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.

4.2.3 Охрана водной среды

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

На описыв0аемой 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-четвертичным отложениям, 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.

Список литературы

1. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И., Зайцев В.М., Коротаев Ю.П. «Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений» М. Недра, 1988.

2. Семенцов Г.Н., Акулыпин А.И., Бойко B.C. «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых скважин» справочник. Ужгород/Карпаты 1985.

3. Щуров В. И. «Технология и техника добычи нефти» М. Недра 1983.

4. Сыромятников Е.С., Победоносцева Н.Н., Зубарева В.Д. «Организация, планирование и управление нефтегазодобывающими предприятиями» Учебник для вузов, М. Недра 1987.

5. Калабаев Х.А. «Методические указания к выполнению организационно-экономической части дипломных проектов для студентов специальности 2001» Алматы КазПТИ 1992г.

6. Куцый П. В., Овсянников Ю.Н. «Охрана труда на буровых и нефтегазодобывающих предприятиях» М. Недра 1978.

7. «Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности» М. Недра 1974.

8. Годовой отчет АО «Харрикейн Кумколь Мунай» 1998.

Приложение

Cls

Clear

Open ”o” ,#1, “otv, 1”

Input”введите фамилию и группу”; f $

Print f $

Print #1, f $

Print “ПРОГРАММА НЕФТЬ1 , ОПРЕДЕЛЯЮЩАЯ ИЗМЕНЕНИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ”

Print #1, “программа нефть1, определяющая изменение свойства нефти”

Print “ в процессе ее однократного разгазирования”

Print #1, “ в процессе ее однократного разгазирования”

Print “ ПРИ 20 ГРАДУСАХ ЦЕЛСИЯ”

Print #1, “ ПРИ 20 ГРАДУСАХ ЦЕЛСИЯ”

DIM S1(7), P(7), R(7), ROG(7), G (7)

DIM ROGR (7), GT(7), S2(7), B(7), RONG(7)

Data 1,0.75,0.5,0,25,0.1,0.05,0

For i=1 to 7

Read s1(i)

Next i

Print “ВВЕДИТЕ ИСХОДНЫЕ ДАНЫЕ В СЛЕДУЮЩЕМ ПОРЯДКЕ”

Print #1, “ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ”

Input “T - пластовая температура” t

Print #1, “T - пластовая температура =” t

Input “RON - относительная плотность нефти” ron

Print #1, “RON - относительная плотность нефти = ” ron

Input “ S3 - газонасыщенность нефти “ s3

Print #1, “ S3 - газонасыщенность нефти = “ s3

Input “TA - мольная доля азона” ta

Print #1, “TA - мольная доля азона = ” ta

Input “TA - мольная доля метана” tm

Print #1, “TA - мольная доля метана = ” tm

Input “ ROGO - относительная плотность газа” rogo

Print #1, “ ROGO - относительная плотность газа = ” rogo

Input “PS- давление насыщения нефти газом “ ps

Print #1, “PS- давление насыщения нефти = “ ps

Print “TM=”T:PRINT”RON=”RON:PRINT”S3=”S3:PRINT” TA=”TA

Print #1, “T=”T:print #1, “RON=”RON: print #1, “S3=”S3:print #1, “TA = “ TA

PRINT “TM=”TM:PRINT” ROGO=”ROGO:PRINT”PS=”PS

Print #1, “TM=”TM:print #1, “ROGO=”ROGO:print #1, “PS=”PS

F=701.8/(S3*(TM-0.8*TA))

PS20=PS+(20-T)/(9.157+F)

S1(7)=0.1/PS20

For i=1 to 7

P(I)=S1(I)*PS20

Pz1=10*ps20

Z1=log(abs(pz1))*0.4343

IF Z1=0 then 15

R(I)=(log(s1)))*0.4343/Z1

D1= 4.06*(RON*ROGO-1.045)

U1=RON*S3-186

G(1)=S3*R(I)*(D1*(1+R(I))-1)

ROG(i)=ROGO-0.0036*(1+R(I))*(105.7+U1*R(I))

GT(I)=S3-G(I)

IF GT(I) = 0 then 15

ROGR (I) = S3/GT(I)*(ROGO-ROG(I)*G(I)/S3)

A=3.54*(1.2147-RON)+1.0337*ROGR(I)

C=5.581*RON*(1-1.61*RON*0.001*GT(I))*0.001GT(I)

S2(I) =A+C

B(I)=1+1.0733*RON*S2(I)*0.001*GT(I)-6.5*0.0001*P(I)

IF b (I)=0 then15

RONG(I)=RON/B(I)*(1+1.293*ROGR(I)*0.001GT(I))

Next i

Goto 8

15 Print “ В данном примере имеются значения равные нулю”

Print “значения ненапечатанных параметров недопустимы”

Print #1, “ В данном примере имеются значения равные нулю”

Print #1, “значения ненапечатанных параметров недопустимы”

8 print “ * * * * * * * *

for i=1 to 7

Print using (“ $$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,”)

Print #1 using (“ $$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,$$$,”)

i)

Next i

Close #1

Print “ Поле просмотра нажмите клавишу ENTER”

1000 metka$ = inkey$:if metka$ =” “ then 1000

kodot = asc (right$ ( metka$, 1))

if kodot <> 13 then 1000

run “PROGRAMM, TBC”

Хамзаев Б

Программа НЕФТЬ1 , определяющая изменение свойств нефти в процессе ее однократного разгазирования при 20 градусах Целсия

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Т- пластовая температура = 50

RON = относительная плотность нефти = ,7910000085830688

S3 - газонасыщенность нефти = 10,30000019073486

ТА - мольная доля азота = ,4699999988079071

ТМ - мольная доля метана = 2,539999961853027

ROGO - относительная плотность газа = 1,220999956130981

PS- давление насыщения нефти газом = 4,900000095367432

Т = 50

RON = .7910000085830688

S3 = 10,30000019073486

ТА = ,4699999988079071

ТМ = 2,539999961853027

ROGO = 1,220999956130981

PS = 4,900000095367432

В данном примере имеются значения равные нулю

Значения ненапечатанных параметров недопустимы

4,162	0,000	0,840	10,300	1,221	2,807	1,022	0,787
3,121	-0,077	0,824	9,269	1,265	2,848	1,020	0,787
2,081	-0,186	0,814	7,884	1,346	2,925	1,018	0,787
1,040	-0,372	0,832	5,697	1,535	3,112	1,014	0,789
0,416	-0,618	0,924	3,157	1,892	3,470	1,009	0,790
0,208	-0,803	1,045	1,501	2,525	3,834	1,005	0,791
0,100	-1,000	1,221	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000

Размещено на Allbest.ru

...