Разработка месторождения Кумколь

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.

В настоящее время, актуальной является проблема предотвращения загрязнения водоемов пластовыми нефтяными водами. Решение этой сложной проблемы ведется в ряде направлений, таких как, например, рациональное использование воды на промышленных нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятиях, повторное использование пластовых и сточных вод в промышленности. Конечной задачей является создание таких систем водного хозяйства нефтяных предприятий, при которых отсутствует сброс сточных вод в водоемы.

В целях охраны подземных вод при строительстве водозаборов предусмотрены мероприятия по охране подземных вод в районе размещения водозабора. С этой целью предусматривается санитарная охранная зона для предотвращения бактериального и химического загрязнения подземных вод. В связи с тем, что для водоснабжения месторождения Кумколь в качестве продуктивных разведаны водоносные горизонты, подземные воды которых надежно защищены мощной глинисто-мергелистой толщей. Для этих вод согласно СН и П2-04.02.84 достаточно установить два пояса охраны. Первый пояс включает в себя участок водозабора и территорию, ограниченную радиусом в 30 м от крайних скважин водозабора. В пределах второго пояса запрещаются работы в недрах (сброс и захоронение сточных вод), использование ГСМ и других объектов загрязнения подземных вод.

На месторождении Кумколь проведены исследования химического состава образцов пластовых вод из скважин 3034 и 134.

По химическому составу пластовые воды из скважины 134 сильно минерализованные, хлоридно-кальциевого типа. Пластовая вода такого состава не соответствует техническим требованиям для закачки в нефтяную скважину. Поэтому для очистки пластовых вод необходимо применять механические методы, с помощью которых содержание твердых механических примесей снижается до 15-25 мг/л, что вполне удовлетворяет требованиям, предъявляемым к закачиваемым сточным водам. Применение такого механического метода очистки позволяет в относительно короткий промежуток времени значительно уменьшить сброс сточных вод в поверхностные водоемы, а за счет использования производственных сточных вод в системе заводнения нефтяных месторождений интенсивно увеличивается дебит нефтяных скважин.

В последнее время одной из основных проблем является нейтрализация пластовых вод, рН которых достигает 7.0 и более. Исследования химического состава пластовых вод показали, что по значению рН пластовую воду месторождения Кумколь следует считать нейтральной за исключением содержания кальция и хлора.

Таким образом, на месторождении Кумколь возможно вторичное использование пластовой воды для поддержания пластового давления при условии предварительной очистки от кальция и хлора. Это позволит рационально использовать воды и решать ряд экологических вопросов.

Для того чтобы обеспечить безопасность работы системы охлаждения газокомпрессорных станций и установок подготовки нефти необходимо соблюдать требования к качеству воды.

Основными объектами нефтепромыслов, на которых формируются сточные воды, являются установки комплексной подготовки нефти (УКГТН), реализующие процессы обессоливания, деэмульсации, стабилизации и обезвоживания нефти. Сточные воды нефтепромыслов выделяются из нефти в промысловых резервуарных парках и на УКПН оборотных систем водоснабжения, промысловых объектов при продувке их, а также из атмосферных вод, стекающих с обвалованных площадей, резервуарных парков, бетонированных производственных площадок.

4. Экономическая часть

4.1 Техническая оснащённость

Системы водоснабжения состоят обычно из нескольких звеньев, к которым относятся водозаборные сооружения, напорные станции, закачивающие воду непосредственно нагнетательные скважины.

Для автоматизации и телемеханизации центробежных насосов применяют унифицированный блок местной автоматики БМА - 19, которым предусмотрено:

- централизованное телеуправление с диспетчерского пункта управления насосным агрегатом (пуск и автоматика);

- автоматическая защита электродвигателя при прогревании подшипников обмотки статора электродвигателя;

- сигнализации на диспетчерский пункт аварийного состояния при автоматическом отключении насосного агрегата и потерь напряжения в целом;

- местное управление насосным агрегатом, автоматическая защита электродвигателя при перегрузке, коротком замыкании, исчезновении напряжения на одной из фаз осуществляется предохранителями и тепловыми элементами, встроенными в магнитный пускатель или размещёнными в распределительном устройстве.

Автоматический контроль и управление насосными агрегатами осуществляется с помощью следующих средств автоматического контроля, входящих в комплекс БМА - 19: датчиков температуры ДТ - 3 и ДТ - 9, предназначенных для сигнализации предельно-допустимой температуры подшипников насосного агрегата и обмотки статора двигателя. Датчики утечки ДУ - 3 предназначены для отключения насоса. При смещении вала ротора насоса на зазор диска разгрузочного устройства нажимается кнопка микро выключателя, смонтированного в датчике. При этом насосный агрегат отключается.

Важность проблемы объясняется тем, что управление производством наиболее тесно связано с основным технологическим процессом добычи нефти и газа.

4.2 Организация ремонта скважин

Организация выполнения ремонта скважин начинается с доведения утвержденных и согласованных планов, технико-экономических показателей, графиков и так далее до исполнения. Каждые 3-5 дней до бригад текущего ремонта доводится оперативный график ремонта скважин, а на каждую скважину, номер которой занесен в оперативный график, составляется план заказ и укреплённый наряд. Оперативный график текущих ремонтов цеха добычи нефти и газа доводится также до мастеров добычи нефти и газа. В сообщаемом мастеру текущего ремонта графике, кроме номеров ремонтируемых скважин, указываются и цели ремонтов. Это позволяет мастеру ещё до получения плана заказа, подать заявку на ремонт и доставку оборудования, измерительных приборов, инструментов для спускоподъёмных операций и материалов, необходимость в которых определяется не конкретной скважиной, а видом выполняемого ремонта.

До прибытия бригады на скважину, проводится приём-сдача в ремонт скважины. Основной вид ремонтных работ нагнетательных скважин -восстановление герметичности эксплуатационных колонн и цементного кольца, которые нарушаются при обстоятельствах:

- превышения допустимого давления нагнетания при гидравлическом разрыве пласта или прокачке продавочной жидкости;

- уменьшения прочности обсадных колонн в результате коррозии,- растрескивание цементного кольца колонной при перфорации или торпедировании;

- размыв глинистой корки между цементным камнем и стенкой скважины в результате плохой очистки её перед тампонажем. Во избежание попадания цементного раствора в эксплуатационный пласт перфорационные отверстия затрамбовываются песком. В нагнетательных скважинах зачастую места нарушений колонны изолируют с помощью пакера, спущенного по насосно-компрессорным трубам. Однако существующие пакерные устройства невсегда обеспечивают надёжную герметизацию.

4.3 Анализ технико-экономических показателей разработки

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 01.05.02 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 вводятся в эксплуатацию. Фактическая добыча нефти за 2004 год составила 5964 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 присходит за счет ввода в эксплуатацию новых скважин. Среднесуточный дебит одной скважины в 2002 году по месторождению Кумколь составляет 30 т/сут.

Таблица 4.1. Технико-экономические показатели разработки за 2004 год.

Показатели	2004	ИТОГО
	План	Фактич.
Добыча нефти тыс. тонн	1420	1 500	5 964
Календарный объем тыс.тонн	1 392	1 494	5 933
Объемы инвестиций	2267859	2 346 859	7 205 20
Выручка от реализации продукции	8 349 600	1 1 687 562	30216371
Цена нефти	3 804 180	4 475 097	1
Затраты	3 804 180	4 475 097	-
Стоимость реализованной продукции	3 143 624	4 038 282	-
Себестоимость 1тн реализованной продукции тг.	2679	2 983	-
Затраты на 1тн реализованной продукции тг.	2259	2 703	-
Доход		5 361 983	1 1 69 1 249
Начислено налогов и отчислений	2 922 360	4 090 647	9 49 1 505
Численость работников, чел.	217	215
Фонд оплаты труда	156 196	152 708
Ежемесячная зарплата тг.	59983	59189
Стоимость ОПФ на конец соответ"- периода	.6461 797	6 626 540
потери: а) на магистральном нефтепроводе б) на промысле	4.2 6.02	2.836 7
На собственные нужды тыс. тонн	8.38	8.33
Добыча нефти по способам эксплуатации: фонтанный тыс. тонн ШГН тыс. тонн	1857	1930.76 1844.32 86.44
Добыто попутного газа млн. мЗ.	54.6	59.5	107
Объем закачки воды тыс. тонн мЗ.	2463.3	2500.02

4.4 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.

Таблица 4.2. Производственные (эксплуатационные) затраты

Наименование показателя	Ед. изм	Ориентировочная структура себестоимости
Производственные затраты, в т. я.
Вспомогательные материалы	%	0.70
Электроэнергия	%	1.51
Фонд оплаты труда	%	7.80
Отчисления на соц. налог	%	1.64 -«
Амортизация ОПФ	%	15.50
Амортизация нематер.актив	%	1.32
Аренда основных средств	%	0.69
Аренда земли	%	0.02
Расходы на ТБ и охрану труда	%	0.27 ;
Страхование	%	3.00
Мониторинг	%	0.501
Платежи за выбросы (ФОП)	%	2.00
Топливо;	%	0.80
Расходы на науку	%:	1.20
Налоги	%	41.10
услуги производственного характера	%	21.94
ВСЕГО	%	100.0

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 - 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.

Среднемесячная зарплата одного рабочего в размере 59200 тенге.

Стоимость электроэнергии принята по тарифам, 1 Квт/ч - 6.32 тенге.7. Стоимость технической воды и воды питьевого качества, реагентов и материалов на основании данных производственных нефтедобывающих объединений и соответствующей корректировкой на январь 2005 года.

Таблица 4.3ю Нормативы для расчета эксплуатационных затрат

Наименование	Величина
Производственно-технические материалы для эксплуатации, долл./тонну нефти	5.03
Электроэнергия долл./ЮОО Квт.ч.	12.9
Вода долл./ЮОО мЗ	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 некапитальный ремонт надз.сооруж. (в год)	2.2%
Амортизационные отчисления на восстановление надземных сооружений (в год)	8%
Прочие расходы (от прямых эксплуатационных затрат)	7%
Налог на добавленную стоимость коэффициент 20%	1.2
Цена реализации нефти с (НДС и транспорт), долл. тонна	63.7
Коэффициент реализации нефти	0.996
Расходы на транспорт нефти (без НДС)	5.2

4.5 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 течение 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 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.

Основной для калькуляции явились 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.

4.6 Расчёт экономической эффективности от внедрения мероприятий закачки раствора ПАВ

Расчет амортизации производится методом равномерного (прямолинейного) списания стоимости. Этот метод является наиболее простым, при котором амортизируемая стоимость списывается в равных суммах. Сумма амортизации по одному объекту основных производственных фондов определяется, исходя из предельных норм амортизации:

где А_г - годовая сумма амортизации,

С_пер- первоначальная стоимость объекта основных производственных фондов,

N _ам - норма амортизации, % объекта, одинаковы в каждом периоде на протяжении его эксплуатации, т.е. снижение остающейся полезности происходит равномерно.

В данном проекте рассчитывается экономическая эффективность внедрения технологии по поддержанию пластового давления (ППД), методом внутриконтурного заводнения.

В рассматриваемом блоке, состоящем из 6 добывающих скважин добывалось 99 м³/сут. при обводнённости 70%,(q_н = 9088 т/год). После внедрения ППД в нагнетательный фонд были переведены 3 скважины из добывающего фонда, после чего добыча жидкости увеличилась и составляет 698 м³/сут. при обводнённости 75%, (q_н= 53397 т/год).

Время работы скважин 360 суток.

Р_н = 850 кг/м³

Определим объём добычи жидкости за год, до внедрения ППД:

Q_ж = q₁ ·360 = 99 · 360 = 35640 м³ /год, (q_н = 9088 т/год)

Q_ж = q₂ ·360 = 698·360 = 251280 м³ /год,(q_н = 53397 т/год)

Расчёт энергетических затрат.

Энергетические затраты до внедрения ППД:

С_эн = Э_уо · Ц _э Q =49 * 6,38 * 34036 = 10640334 тг/год = 70465,8 дол.

Q_ж = Q_н + Q_в = 9088 + 24948 = 34036 т/год

после внедрения ППД;

С_эн = Э_уо · Ц _э Q =49 * 6,38 * 241524 = 75505232 тг/год = 500034,7 дол.

Q_ж = Q_н + Q_в = 53244 + 188280 = 241524 т/год

Затраты на вспомогательные материалы.

При внедрении новых технологических процессов для воздействия на продуктивные пласты и призабойную зону скважин необходимо учесть основные и вспомогательные материалы. Для проведения этих мероприятий требуются дополнительные капитальные вложения на приобретение различных реагентов, что приводит к значительному изменению конечной нефтеотдачи.

Для расчета затрат на материалы можно использовать формулу:

З_м =Q_м·Ц_м,

где Q_м - количество материалов, приобретаемых для проведения мероприятия, т.;

Ц_м -стоимость 1 тонны материалов - 37 тг.

Приемистость нагнетательного ряда равна 602 м³/сут. или 219720 т/год.

З_м = 219720 •37 = 8018640 тг/год или 53103,6 дол/год.

Расходы по сбору, транспортировке и технологической подготовке нефти.

Эти затраты изменяются пропорционально объёму добываемой нефти. Размер этих затрат после внедрения мероприятия может быть расчитан по формуле

З_стп=Q•З ^уд _стп

где З ^уд _стп - удельные затраты на сбор, транспортировку или подготовку 1 тонны нефти, тг.

З_стп = 3,5 дол. за тонну или 528,5 тг

До внедрения ППД

З_стп1=3,5•34036=11912 дол. или 1798712 тг.

После внедрения ППД

З_стп2= 3,5•241524 = 845334 дол. или 127645434 тг.

Часто можно увеличить объём сбора, транспортировки и подготовки нефти, не увеличивая численности рабочих и мощности насосов. В этом случае с ростом объёма перекачки требуются только дополнительные затраты на материалы для обработки нефти.

Расходы по искусственному воздействию на пласт.

Если дополнительная закачка воды или других реагентов требует расширения мощности цеха ППД, то затраты по искусственному воздействию на пласты пересчитываются пропорционально изменению добычи нефти. При неизменной мощности цеха пересчету подлежат только затраты на электроэнергию:

,

где Q_зв -объём закачки воды или других реагентов после внедрения мероприятия, м³;

- норма расхода электроэнергии на закачку 1 м³ воды, кВт•ч;

= 23 кВт• ч

= 219730 • 23 • 6,38 = 32243180 тг. или 213531 дол.

Затраты на текущий ремонт.

Текущий ремонт наземного и подземного оборудования включает ряд затрат (заработная плата, прокат трактора-подъёмника, вспомогательные материалы и т.д.), поэтому экономия или перерасход по этой статье могу быть рассчитаны в зависимости от характера предлагаемых мероприятий. Затраты на ремонт можно рассчитать по формуле:

З_рем=

где С_n -стоимость оборудования;

N -количество оборудования;

0,6 -1,2 от капитальных вложений

До внедрения

З_рем1==13189 дол/год или 1991539 тг/год;

После внедрения

З_рем2==83521 дол/год или 12611671 тг/год.

4.7 Расчет годового экономического эффекта

При использовании новых методов воздействия на нефтяной пласт с целью повышения конечной нефтеотдачи, годовой экономический эффект определяется по формуле:

Э_год = С₁ Q₁+ HP (?Q)-C₂

где Q₁ и Q₂ - годовой объём добычи без воздействия и с воздействием на пласт, т/год;

НР - специальный норматив приведённых затрат на 1 тонну прироста добычи нефти, при росте конечной нефтеотдачи принимается равным 55 дол.

?Q -прирост нефти за счет внедрённой технологии.

Э_год = 34 * 9088 +55 * 44309 - 41 * 53397 = 556710 дол. (84063210 тг.)

Внедрённая технология является эффективной, чистый доход составляет 556710 долларов.

Заключение

Залежи юрских горизонтов расположены в интервале глубин 1190 - 1370 м, меловых горизонтов - на глубинах 1065 - 1120 м.

По залежам нефти, приуроченным к горизонтам Ю-I-II, положение водонефтяного контакта не изменилось. Характер насыщения пластов по вновь пробуренным скважинам согласуется с принятым на этих участках водонефтяным контактом для Ю-I в пределах абсолютных отметок - 1194-1201 м, для горизонта Ю-II, ВНК в пределах абсолютных отметок - 1192,0 -1203,0 м.

Кумкольские нефти сравнительно легкие (810-830 кг/м³), со значительным содержанием легких фракций, отсутствием вредных примесей, парафинистые, легкозастывающие, малосернистые.

Для залежей нефти повышенной вязкости, приуроченных к трещинно-поровым карбонатным коллекторам, целесообразна площадная система заводнения. В моих расчетах была определена водонасыщенность на двух стадиях разработки, что дало возможность найти длительность разработки на каждой стадии по отдельности. После этого вычисляется обводненность продукции, как функция водонасыщенности, а также текущая добыча и текущая нефтеотдача. Увеличение нефтеотдачи, с течением времени, в моих расчетах подтверждает правильность выбора метода разработки.

Экономические расчеты показывают эффективность перевода добывающих скважин под нагнетательные. Экономический расчет после внедрения закачки ПАВ составил 84063210 тг.

Однако, следует отметить ряд негативных моментов, имеющих место в режиме эксплуатации водозаборных скважин. Это постоянный дебит отбора воды во времени, работа насосов в ряде скважин в максимальном режиме, следствием чего является пескование скважин и частный выход из строя насосного оборудования. Аварийные перебои в работе ведут с одной стороны к систематическим колебаниям уровня в скважине, активизируя тем самым коррозийные процессы, а с другой стороны - создают дополнительные нагрузки на пласт после пуска насоса, что активизирует процессы пескования с образованием в призабойной зоне песчаной пробки.

В процессе поддержания пластового давления рабочий агент нагнетают в пласт под высоким давлением (до 15МПа) и при высокой температуре (70-80°С). Поэтому основное внимание с точки зрения техники безопасности обратили на прочность, герметичность и теплоизоляцию насосных и технологических установок, водоводов и контрольно-измерительных приборов и другого, применяемого при заводнении оборудования. На объекте условия работы соответствуют всем нормам по охране труда и технике безопасности.

Все работы на исследуемом месторождении ведутся в соответствии с требованиями, указанными в отраслевых нормативах по охране окружающей среды.

Список использованной литературы

Иванова М.М. и другие. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. - М.: Недра, 1985.

Акторский надзор за реализацией проекта разработки нефтегазового месторождения Кумколь за 2002 год.

Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1985.

Бренц А.Д. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1984.

Тайкулакова Г.С. Экономическая эффективность внедрения новой техники и технологических процессов. - Алматы: КазНТУ им. К.И. Сатпаева, 2000.

Сулейманов М.М. Охрана труда в нефтяной промышленности. - М.: Недра,1980.

7. Брылов С.А. и другие. Охрана окружающей среды. - М: Высшая школа,1986г.

8. Жданов М.А. - “Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа” М.:недра, 1970 ж.

9. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И. “Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений”, М.: Недра, 1988 год.

10. Шуров В.И. “Техника и технология добычи нефти ”, М.: Недра, 1983 год.

11. Планов Г.Е. “Охрана труда при разработке нефтяных месторождений ”, М.: Недра, 1982 год.

12. Клеман Г.С. “Зашита окружающей среды при добыче, транспорте и хранении нефти и газа ” М.: Недра, 1981 год.

Размещено на Allbest.ru

...