Перевод фонтанных скважин на газлифтный способ эксплуатации на месторождении Жанажол

Точка 3 - точка перегиба кривой Q=f(Vo). Она соответствует максимальному дебиту скважины при данных диаметрах штуцера, подъемных труб и глубине спуска их в скважину. Эта точка характерна тем, что дальнейшее увеличение расхода рабочего агента Vo уже приводит не к увеличению дебита скважины, а к его снижению. При этом в струе выбрасываемой жидкости уже ощущается избыток рабочего агента.

Точка 4 - если и далее продолжить нагнетание рабочего агента в скважину, то можно прийти к такому положению, когда вовсе прекратиться поступление жидкости из пласта в скважину ив трубы будет пролетать чистый |газ. Этому моменту соответствует точка 4 на кривой Q=f(Vo), когда дебит жидкости равен нулю, а количество подаваемого рабочего агента имеет максимальное значение.

Как видно из кривых 1 и 111,максимальное количество жидкости (315т/сут) и соответствующее ей максимальное количество нефти (13,2 т/сут) получается при нагнетании в скважину 22400 мЗ/сут рабочего агента. Удельный расход рабочего агента на тонну жидкости при этом составляет 71 мЗ/т. Из карточки исследования скв1277 видно, что дальнейшее увеличение подачи рабочего агента до 24000-25200 мЗ/сут уже не приводит к увеличению дебита жидкости и нефти, а наоборот - к его снижению.

2.3 ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН И ПРИМЕНЯЕМОГО ОБРУДОВАНИЯ ПРИ НЕПРЕРЫВНОМ КОМПРЕССОРНОМ ГАЗЛИФТЕ (НКГ) НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ЖАНАЖОЛ

При газлифтном способе эксплуатации газ, нагнетаемый с поверхности или поступающий из пласта, вводится в поток продукции скважин. В этом случае плотность газожидкостной смеси уменьшается, давление становится достаточным для обеспечения заданного отбора продукции и транспорта ее до сборного пункта.

Согласно организационно-технических мероприятий на год по ОАО «СНПС-Актобемунайгаз» на месторождении Жанажол планируется перевести на непрерывный компрессорный газлифт (НКГ) 25 скважин, в соответствии с:

1. «Комплексное обустройство II очереди нефтяною месторождения Жанажол ПО «Актюбинскнефть». Том 1. Сбор и транспорт нефти и газа. КнигаЗ. 7225-02-00-00. Куйбышев «Гипровостокнефть» 1983 год.

2. «Комплексное обустройство III очереди нефтяного месторождения Жанажол ПО «Актюбинскнефть». Том 2. Сбор и транспорт нефти и газа. Книга!. 7942-03-00-ОО.Куйбышев «Гипровостокнефть» 1988 год. Технологическая схема газлифтной эксплуатации месторождении Жанажол следующая:

Часть газа после установки подготовки (УПГ) давлением 3,4 МПа и температурой 38 °С поступает на сепаратор С- (301, затем на газомоторный компрессор ГК-1301/1-2 и выходит с давлением 11,5 МПа. После каждой ступени компремирования газ последовательно проходит маслоотделители, воздушные холодильники, где охлаждается после первой ступени до 45 С, после второй ступени до 70 °С, а затем поступает на газлифт. Для сбора масла, углеводородного конденсата, воды из маслоотделителей и сепараторов предусматриваются продувочные емкости Е-1305/1-2, Е-1306/1-2. Снабжение газомотокомпрессоров пусковым по воздухом осуществляется от компрессора пускового воздуха.

Продукцией установки УПГ является газ, который должен соответствовать требованиям ОСТ 5140-83:

Компоненты % объёмные	Азот	Метан	Этан	Пропан	Изобутан	11 бутан	(ho-псптан	Н пентан	Гек-сан	Плотнстькг/мЗ
Проектные данные	134	83,9	9,61	4,16	0,36	0,49	0.06	0,07	0,01	0,856
Фактические (5.04.99г.)	2,45	82,7	8,12	4,76	0,65	0,95	0.24	0,14	слаб.	0,712

Подготовленный газ должен отвечать требованиям ГОСТ-5542-87 (газы(природные).

Массовая концентрация	ГОСТ-5542-87	Очищенный газ(22.04.99г.)
Сероводород	0,02 г/мЗ	0,015 г/мЗ
Меркаптановая сера	0,036 г/мЗ	0,032 г/мЗ
Кислород	1%	-------
Мех.примеси	0,001 г/мЗ	------
Конденсат	не допускается	---------



После газлифтной компрессорной станции пп 1(11С газ no газопроводам 159 х 7 и далее но 89 х 5 мм [5] поступает на УРГЛ-5. Распределение газа по газлифтным скважинам и осуществление функций контроля и управление расходом газа осуществляется в блочной установке для газлифтной эксплуатации «Газлифт» 7177.00.007.000.

Техническая характеристика УРГЛ-5.

-рабочее давление газа 160 кг/см2

-степень подготовки газа - попутный, очищенный

-температура газа 278-253 К

-общий расход газа через установку 24-640 тыс.мЗ/сут

-пропускная способность на скважинной линии 2830м3/час

-число скважинных линий полного блока-8 шт.

УРГЛ-5 с локальной системой регулирования состоит из технологического и аппаратного блоков. Блоки размещаются па площадках замерных установок. После УРГЛ-5 газ по газопроводам 57 х 4 мм [5] распределяется по скважинам переводимым на газлифт

2.4 СХЕМА ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН ПРИ НЕПРЕРЫВНОМ КОМПРЕССОРНЫМ ГАЗЛИФТЕ (НКГ) НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ЖАНАЖОЛ

В соответствии с «Комплексным обустройством III очереди месторождения Жанажол» институтом «Гипровостокнефть» предусмотрено оборудование газлифт ных скважин оборудованием «Особого Конструкторского Бюро по проектирова нию газодобывающих машин и оборудования» - ОКБ «Нефтемаш» г. Баку. 1. При непрерывном газлифтном способе эксплуатации нефтяных скважин применяются газлифтные установки типа Л, которые обеспечивают автоматический пуск и освоение скважины, а также стабильную ее работу в заданном технологическом режиме при требуемой депрессии на пласт, позволяют исключить необходимость применения полутора- двухрядных газлифтных подъемников и дают возможность использовать однорядный подъемник, осуществляют переход от фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без замены основного скважинного оборудования и без дополнительных спуско-подъемных операций, позволяет заменить вышедшие из строя съемные элементы газлифтных установок при помощи канатной техники и без подъема колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Технические характеристики и параметры оборудования приведены в соответствии с технической документацией ( паспортам и инструкциям по эксплуатации) предоставленной ОКБ- «Нефтемаш» г. Баку:

Оборудование скважинное периодического газлифта.

№ п/п	Параметры	ЛНП-73Б-136-35К2
1	Условный диаметр НКТ по ГОСТ 633-80, мм	.73
2	Рабочее давление Рр, МПа	21
3	Условный диаметр эксплуатационной колонны труб по ГОСТ-632-80, в которой работает оборудование	168
4	Условный диаметр газлифтного клапана, мм	25
5	Глубина спуска, м	3000
6	Скважинная среда	Нефть, конденсат, природный и попутный газ, пластовая вода * с содержанием мех. примесей до 1 г/л, H2S и 1 С02 до 6% каждого компонента
7	Угол отклонения ствола скважины от вертикали, рад	0,96
8	Температура скважинной среды, не более К	403
9	Габаритныеразмеры, мм:	ДиаметрДлина без НКТ	136
			17100
10	Масса,кг	В собранном виде.Полного комплекта	440
			505
11	Тип пакера по ТУ 26-16-10-76. 1 hit	2ПД-ЯГ-136-70-К2
12	Клапан приемный, 1 шт	КПП 1 - 40 К2
13	Ниппель, по 1 шт каждой	ЛНП. 00101, 2ЛН.001
14	Разъединитель колонны, 1шт	4РК-73/136-35К2
15	Камера скважинная, 1шт	КТ-73Б/69-35К2
16	Клапан газлифтный пилотный. 1 шт	ГПТ-25-35К2
17	Клапан газлифтный по ТУ 26-16-50-77 в сборе с седлами проходного отверстия 6,5 мм, 4 шт	5Г-25-35-К2



Основные элементы скважинного газлифтного оборудования: насосно-компрессорные трубы, газлифтные клапаны, скважинные камеры, разъединитель колонны, циркуляционный клапан, пакер и приемый клапан. В качестве насосно-компрессорных труб (НКТ) будут использованы трубы применяемые на месторождении Жанажол диаметром 73 х 7,01 мм (материал С-75-2).

2. Современные газлифтные установки, как правило, снабжены пакерами для изоляции затрубного пространства скважины о трубного, разобщения зон затрубного пространства, предотвращения пульсирующей работы скважины, более полного использования энергии расширения газа, поступающего из пласта, а также предотвращения воздействия на забой давления нагнетаемого газа [9. с. 76]. Использовать при переводе на газлифт пакера применяемые на месторождении Жанажол. Пакер Y 435-135 (КНР)

№ п/п	Параметры	Y435-135
1	Способ посадки	Гидравлический
2	Рабочее давление (Max перепад давлений) Рр, МПа	35
3	Максимальный наружный диаметр, мм	135
4	Диаметр проходного отверстия, мм	82.5
5	Условный диаметр эксплуатационной колонны труб по ГОСТ-633-80, разобщаемой пакером	168
6	Температура скважинной среды, не более К	393
7	Габаритные размеры, мм	Диаметр	135
		Длина	610
8	Мах. внутренний диаметр эксплуатационной колонны, гарантирующий герметичность разобщения, мм	146

Установка пакера Y 435-135 производится при помощи двойного пакерирующего инструмента KYY 435-135: после установки инструмента записывается вес колонны, при необходимости производят прямую промывку, опускают стальной шарик диаметром 38,1 мм в НКТ после посадки шарика в седло постепенно увеличивают давление до 10,15,18 МПа с выдержкой во времени 5 мин. (наблюдая за изменением веса колонны - снижение веса указывает на пакеровку). Увеличением давления до 25 МПа, для того, чтобы освободить пакерирующий инструмент, при освобождении появится сообщение трубного и затрубного пространства и давление снизится до нуля. Пакер Y 435-135 (КНР) позволяет производить капитальный ремонт без срыва и разбуривания пакера, при этом повторный спуск колонны НКТ, следующей компановки (снизу-вверх): уплотнительная вставная труба диаметром 82,5 мм (с всасывающим патрубком), которая садится на пакер при помощи фрикционной муфты, переводник, обратный клапан, переводник (VAM-2,7/8"), скважинная камера с циркуляционным клапаном и далее согласно схемы размещения подземного оборудования.

3. В скважинных камерах газлифтных установок в процессе эксплуатации скважины фонтанным, затем газлифтным способами устанавливаются глухие пробки, ингибиторные, циркуляционные и газлифтные клапаны. Скважинная камера с эксцентричным расположением кармана для клапанов являются наиболее совершенными и распространенными. Они сохраняют проходное сечение в месте установки клапана равным проходному сечению колонны подъемных труб. Это позволяет проводить все скважинные работы (исследование, промывку призабойной зоны, смену съемных элементов скважинного оборудования) без извлечения колонны подъемных труб [9. с. 71]. Учитывая, что в скважинных камерах будут установлены газлифтные клапана, которые выполняют основную работу в процессе эксплуатации скважин, а предлагаемое оборудование институтом "Гипровостокнефть" морально устарело (т.к. проекты: «Комплексное обустройство III очереди нефтяного месторождения Жанажол ПО «Актюбинскнефть» были разработаны соответственно в 1988 и 1983 годах), а также, то, что на участке поверки и тарировки газлифтных клапанов будет использовано оборудование производства КНР (универсальный стенд СИУ-40, стенд настройки и регулировки газлифтных клапанов TST-1, испытательная камера KD-600) на скважинах переводимых на газлифт будет устанавлено более современное оборудование производства КНР для контроля за давлением в затрубном пространстве и давлением в подъемных трубах.

По характеру подъема и спуска газлифтные клапана разделены на съемные ZBT -1 и стационарные ZBG -350:

1. Скважинные камеры с эксцентричным расположением кармана РТ-2 и съемные газлифтные клапана ZBT -1.

2. Стационарные скважинные камеры РТ-1 и стационарные газлифтные клапана ZBG -350.

Камера скважинная с эксцентричным расположением кармана РТ-2.

№ п/п	Параметры	РТ-2
1	Диаметр проходного отверстия, мм	59
2	Максимальное рабочее давление Рр, МПа	35
3	Присоединенная резьба по ЕЙ, дюйм	2 7/8"
4	Длина, мм	2080
5	Максимальный наружний диаметр, мм	114
6.	Растяжение на прочность, тн	60
7	Условный диаметр эксплуатационной колонны труб по ГОСТ-633-80, мм	140,146
8	Температура скважинной среды, не более К (С)	423 (150)
9.	Масса, кг	58

Стационарная скважинная камера РТ-1

№ п/п	Параметры	РТ-1
1	Диаметр проходного отверстия, мм	62
2	Максимальное рабочее давление Рр, МПа	35
3	Присоединенная резьба по ЕЙ, дюйм	2 7/8"
4	Длина, мм	820
5	Максимальный наружний диаметр, мм	114
6.	Растяжение на прочность, тн	60
7	Условный диаметр эксплуатационной колонны труб по ГОСТ-633-80, мм	140,146
8	Температура скважинной среды, не более К (С)	423 (150)
9.	Масса, кг	13

3.Газлифтные клапаны - устройства для автоматического установления или прекращения сообщения между внутренней полостью колонны подъемных труб и затрубным пространством, занятым нагнетаемым в скважину газом.

Съемный газлифтный клапан ZBT -1.

№ п/п	Параметры	ZBT-1
1	Условный диаметр газлифтного Клапана, мм (Дюйм)	25,4 (Г)
2	Рабочее давление клапана Рр, МПа	35
3	Максимальное давление зарядки сильфона, Рз., МПа	15
4	Эффективная площадь сильфона, см2	2,0
5	Диаметр проходных отверстий, мм	1/8 ', 3/16', 1/4'
6	Максимальный наружний диаметр, мм	34,5
7	Температура скважинной среды, не более К (С)	373 (100)
8	Общая длина, мм	490
9	Масса, кг	1,25

Стационарный газлифтный клапан ZBG -350.

№ п/п	Параметры	ZBG-350
1	Условный диаметр газлифтного клапана, мм (дюйм)	25,4 О")
2	Рабочее давление клапана Рр, МПа	42
3	Максимальное давление зарядки сильфона, Рз., МПа	15
4	Эффективная площадь сильфона, см2	2,0
5	Диаметр проходных отверстий, мм	1/8 ', 3/16', 1/4'
6	Глубина спуска, м	3500
7	Температура скважинной среды, не более К (С)	393 (120)
8	Общая длина, мм	425
9	Масса, кг	1,1

5. Циркуляционный клапан типа КЦВГ предназначен для сообщения внутренней полости насосно-компрессорных труб с затрубным пространством при глушении нефтяных скважин.Клапан циркуляционный КЦВГ.

№ п/п	Параметры	КЦВГ-25-35К2
1	Условный диаметр, мм	73
2	Рабочее давление Рр, МПа	35
3	Наружний диаметр ловильной головки, мм	22
4	Диаметр проходного отверстия, не более, мм	9,5
5	Скважинная среда	Нефть, газ, пластовая вода с содержанием мех. примесей до 1 г/л, газоконденсат с концентрацией по объему С02 и H2S до 6%.
6	Давление среза одного	М 2,5	7,17(73,16)
	винта, МПА(кгс/см2)	М 3	10,7 (109,3)
7	Кол-во срезных Винтов, шт	М2,5	4
		МЗ	4
8	Габаритные " размеры, мм	Диаметр	29
		Длина	485
9	Температура скважинкой среды, не более К	373
10	Масса в собранном виде, кг.	1.3

6. Циркуляционные клапаны изготавливаются из базовых деталей газлифтного клапана, устанавливаются в скважинной камере таким же образом, как и газлифтный клапан и теми же инструментами. Поэтому в состав компановки подземного оборудования включим скважинные камеры типа КТ [11. с 106]:

Камера скважинная КТ1-135/б0 -35К2

№ п/п	Параметры	КТ1-135/60-35К2
1	Диаметр проходного отверстия, мм	59
2	Максимальное рабочее давление Рр, МПа	35
3	Присоединенная резьба по ГОСТ 633-80, мм	73
4	Максимальная глубина спуска, м	3500
5	Скважинная среда	Нефть, содержащая свободный и растворенный газ с концентрацией H2S и С02 до 6% каждого компонента, конденсационная вода с содержанием мех.примесей до 0,5 г/л, растворенными ингибиторами и гидратами
6	Условный диаметр эксплуатационной колонны труб по ГОСТ-633-80, мм	140,146
7	Температура скважинкой среды, не более К	423
8	Габаритные размеры, мм	Длина	1850
		Ширина	97
		Высота	114
9	Масса, кг	В собранном виде	39,2
		Полного комплекта	52,0

2.7 СХЕМА ОБВЯЗКИ УСТЬЯ СКВАЖИН ПРИ ПЕРЕВОДЕ НА НЕРЕРЫВНЫЙ (КОМПРЕССОРНЫЙ) ГАЗЛИФТ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ЖАНАЖОЛ

На устье газлифтной скважины устанавливают арматуру, которая предназначена для тех же целей, что и арматура на фонтанных скважинах месторождения Жанажол ( т.е. для подвески спущенных в скважину труб, герметизации межтрубных пространств, направления продукции скважины в выкидную линию, а сжатого газа в скважину. Нагнетаемый газ но подводящему газопроводу 57 х 4мм направляется через запорную арматуру в

затрубное пространство скважины. Контроль за показаниями давления нагнетаемого газа Р_нагн. осуществляется манометром, который подсоединен к запорной арматуре, соединяющей затрубное пространство скважины. К этой же запорной арматуре подсоединяется блок реагентов БР-2.5. который при помощи дозировочного насоса НД 16/400 производит noдачу ингибитора коррозии «Нефтехим» и ингибиторов парафиногидратоотложений (СНПХ-ИПГ-11, метанол и др.) в затрубное пространство'. Кроме показаний давления нагнетаемого газа Р_нагн на устье газлифтной скважины замеряются манометрами: буферное давление Р_буф., устьевое давление Р_уст., межколонные перетоки Р_м._у.. Кроме того, в схеме обвязки устья скважины установлен двухленточный регистратор давления CW 600 (КНР) для регистрации " буферного Р_буф (трубного давления р_тр) и дифференциального (давления нагнетаемого газа Р_нагн) давлений. Регистратор давления необходим для контроля за изменением буферного и затрубного (дифференциального), длительность замера должна быть не менее 8 часов, в течении которых регистратор.давления установлен на устье скважины. После замера регистратор давления демонтируется и устанавливается hа устье другой скважины. Периодичность замера давлений должна быть не реже 1 раза в неделю (на установившемся режиме работы) и ежедневно (до вывода скважин на установившейся режим работы). Объем закачки газа Qг фиксируется на УРГЛ-5. Блок реагентов БР-2,5 должен располагаться на расстоянии не менее 20м от устья скважины. В соответствии «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности РК» г. Алматы 1995 г. пункт 3.3.18:

Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано арматурой с манифольдом, имеющим продувочную линию (с обратным клaпaнoм) с выводом на свечу, удаленную на расстоянии не менее 20 м от устья скважины и предназначена для проведения на газопроводе необходимых ремонтных работ. Для скважин месторождения Жанажол переводимых на непрерывный газлифт расстояние от устья скважины до продувочной свечи должно быть не менее 25 м.

Кроме того, в схеме обвязки устья скважин предусмотрено соединение трубного и затрубного пространств скважины передвижкой диаметром 57 х 4 мм с установкой задвижки. Продувочная свеча необходима для продувки газопровода, подводящего подготовленным газ, который должен соответствовать требованиям ГОСТ- 5542-87 (газы природные).

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО УПРАВЛЕНИЯ «ОКТЯБРЬСКНЕФТЬ»

Нефтегазодобывающее управление (НГДУ) «Октябрьскнефть» было организовано в 1984 году.

Структура данного управления является типичной для данного рода организаций. Возглавляет НГДУ начальник, которому непосредственно подчиняются заместитель начальника по экономическим вопросам, главный бухгалтер, главный технический руководитель по охране труда. Все эти службы организационно связаны между собой.

Также в подчинении начальника: главный инженер, заместитель начальника по строительству, заместитель начальника по транспортному снабжению, главный геолог.

Каждый из заместителей также имеет в своем подчинении соответствующие службы, цехи, отделы, призванные решать специальные задачи по своим направлениям.

3.2 ОРГАНИЗАЦИЯ ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ПРОИЗВОДСТВА

НГДУ «Октябрьскнефть» состоит из 4 организационных подразделений:

аппарат управления;

инженерно-техническая служба;

базы производственного обслуживания;

цехов и предприятий.

Последние непосредственно подчинены руководству НГДУ. На предприятий единый производственный процесс делится на основные и вспомогательные процессы.

Основные производственные процессы для нефтегазодобывающего управления это добыча нефти и газа (осушка газа, сепарации и подготовка к дальнейшему транспорту).

Целью вспомогательных процессов является создание благоприятных промышленных условий для основных процессов.

К основным функциям вспомогательного производства относятся:

содержание и ремонт средств производства;

обеспечение водой;

обеспечение энергией;

материально-техническое снабжение.

Вспомогательным производствам в НГДУ также являются участии подземного ремонта скважин, цех подготовки и перекачки нефти, участок теплоснабжения.

Создание вспомогательных процессов (участков и служб) оказывает благоприятное влияние на технический процесс, что позволяет освободить рабочих от однородных и сложных работ.

Кроме того, необходимо выделить следующие вспомогательные процессы:

по перемещению предметов труда при погрузочных и разгрузочных работах;

контрольные по испытанию и проверке соответствия изготовленных предметов труда основным требованиям;

исследовательские - по изучению условий, необходимых параметров производственных процессов;

геологоразведочные - по разведке полезных ископаемых.



3.3 ОСОБЕННОСТИ ОРГАНИЗАЦИИ ТРУДА И ЗАРАБОТНОЙ ПЛАТЫ В НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕМ УПРАВЛЕНИИ «ОКТЯБРЬСКНЕФТЬ»

Организация труда на любом предприятий, в том числе и на нефтегазодобывающем, представляет собой часть организации, которая предусматривает рациональный отбор, расстановку и использования рабочих кадров, обеспечивает максимально-эффективное использование рабочего времени и средств производства.

Организация труда включает в себя:

организация и обслуживание рабочего места;

режим работы;

расстановку рабочих кадров;

охрану труда и обеспечение техники безопасности;

подбор, подготовка и повышение квалификации работников;

организация соревнований.

По НГДУ «Октябрьскнефть» состоит по списку 931 человек, в том числе рабочих 684 человек, женщин 276.

Среднесписочная численность составила 996 человек, из них рабочих 682 человека. В целом отработано работниками 209629 человека дней, коэффициент использования календарного времени остался на уровне 1999 года и составляет 0,608. Одним работником отработано - 224 человека дня, что на 0,3 выше уровня 1999 года.

Потери рабочего времени снижены на 0,032 дня против 1999 года и составляют по 1 рабочего 0,155 дня.

Оплата труда рабочих производится по повременно-премиальной, сдельной и косвенно-сдельной системе оплаты труда. Средний разряд рабочих составляет 4,0.

В 2000 году совмещали профессии и 21 рабочих, получали доплату в размере 19%. Условно освобождено 5 человек. Ежеквартально производится корректировка плановой расстановки рабочих. Создано 28 бригад, из них 15 комплексных и 13 специализированных. Численность рабочих в бригадах 466 человек, что составляет 54,9% от общей численности занятых в производстве рабочих.

В Управлении разработано и утверждено положение о премировании рабочих ИТР и служащих в целях усиления материальной заинтересованности в конечных результатах.

Средняя заработная плата одного работающего по НГДУ за 2000 год составило 39800 тенге, в том числе промышленно-производственного персонала 43894 тенге.

Количество рабочих, охваченных сдельной оплатой труда в 2001 году 108 человека, средний процент выполнения норм сдельщиками - 122,4%.

3.4 АНАЛИЗ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖАНАЖОЛ

Показатели объема, ассортимента и качества продукции занимают особое место в экономическом анализе, так как они определяют уровень показателей всех последующих разделов.

Значение анализа и выполнения производственной программы усиливается тем, что объем чистой (нормативной) продукции и номенклатура основных ее видов являются показателями, спускаемыми предприятию сверху и выступающими в качестве основных критериев его деятельности.

В процессе анализа производственной программы необходимо дать оценку достигнутому уровню показателей, определить степень и факторы их пресечения, по сравнению с предшествующим годом и планом определить участие отдельных подразделений в их улучшении, а также вскрыть возможности и пути их дальнейшего улучшения.

Источниками анализа является периодическая отчетность предприятия (годовая, квартальная, месячная), объяснительные записки к ним, а также материалы оперативного бухгалтерского учета. В некоторых случаях для выявления резервов производства требуется специальное обследование работы технологических установок, качество и использования сырья.

Месторождение Жанажол введено в разработку в октябре 1983 года. Разбуривание опытного участка длилось около 4 лет с 1986 по 1990 года.

В настоящее время на месторождении пробурено 496 скважин, из них 368 - эксплуатационных, 97 нагнетательных, 12 наблюдательных, 18 водозаборных.

На данный момент в бездействии находится 28 скважин, 3 скважины простаивают из нагнетательного фонда и 25 скважин из эксплуатационного фонда.

Основными причинами бездействия добывающих и нагнетательных скважин являются:

ремонты оборудования;

остановки скважин для ликвидации песчаных проток.



Основные экономические показатели деятельности НГДУ «Октябрьскнефть» за 2001 год.

Наименование показателей	Единица измерения	2001 год	Отклон + -
		План	Факт
1	2	3	4	5
Производственная программа 1. Добыча нефти 2. Добыча попутного газа 3. Товарный выпуск нефти 4. Сдача нефти 5. Закачка воды в пласт 6. Среднедействующий фонд нефтяных скважин 7. Коэффициент использования действующего фонда скважин 8. Коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин 9. Ввод в действие новых скважин в том числе: нефтяных нагнетательных освоено 10. Капитальный ремонт скважин в том числе: перевод под нагнетание перевод под НДГ перевод на компресс чл гидроразрыв ПЗП в том числе: - добывающих	т. тон млн. м3 т. тонн т. тонн тыс. м3 скв. доли ед. доли ед. скв. скв. скв. скв. скв	2720,0 417,849 2691,375 2669,368 7500,689 373 0,910 0,870 39 37 2 39 311 8 18 25 20 10	2958,780 504,891 2933,607 2897,836 7511,299 363 0,926 0,876 33 32 1 33 275 7 10 18 12 9	238,70 8,7042 242,232 228,468 10,610 -10 0,016 0,006 -6 -5 -1 -6 -36 -1 -8 -7 -8 -1
нагнетательных СПО-добывающих скважин дополнительная перфорация в том числе: добывающих скважин нагнетательных скважин ВВВ на ПЗП добывающих скважин Изоляция притока воды Термоимплазионная обр. нагн. скважин Изоляция межколонных перетоков Ревизия устьевого оборудования Ревизия ПО А. Объем капитальных вложений из них: бурение эксплуатационное Б. ОНТМ В. строительство комплексное устройство нефтяного м/р Жанажол - 2 очередь комплексное устройство - 3 очередь расширение сбора нефти	скв. Скв скв. скв скв. скв. т. тенге т.тенге т.тенге т.тенге т.тенге т.тенге т.тенге	10 55 45 40 15 6 15 4 25 5 30 14522079 10590630 3565372 37479 5954 243247	3 72 59 44 3 19 1 5 2 23 17121082 13754168 10849 3210182 65449 5753 243057	-7 17 14 4 -12 -6 4 3 0 -20 -3 -7 2805209 3163538 10849 -355191 27970 -201 -190
расширение обустройства нефтегазоконденсатного м/р Жанажол отдельные строения Г. прочие капвложения 12. Затраты всего, включая непокрытые убытки по содержанию соц. сферы В том числе: роялти на нефть и газ амортизационные отчисления непокрытый убыток по сал. сфере материалы топливо энергия оплата услуг производственных аренд Другие материальные затраты Прочие затраты Налоги, сборы, отчисления Затраты на оплату труда Проценты по кредитам банка Услуги подразделений АО В том числе: УОП и Т ЖГПЗ Управлении «АМС», всего В том числе: ТУ АССМУ -ОУТТ и СГ	т.тенге т.тенге т.тенге т.тенге т.тенге т.тенге т.тенге т.тенге т.тенге т.тенге т.тенге т.тенге т.тенге т.тенге т.тенге	3032129 246503 366077 10474084 809376 3719528 41526 699879 9879 6235 211529 234788 202644 420310 402908 3688211 69933 1184007 1220248 131442 457732	2600704 295219 145883 10083204 884433 2782533 48182 376834 6004 5673 127394 231336 330473 384358 552448 4353596 68953 10043007 2122080 103702 427330	-431426 48656 -13987 -390820 75057 -936995 6656 -323045 -3875 -562 84135 -3452 127829 -35952 149540 638114 -980 -179700 901882 -27740 -4301 -30402
КУТТ Актобеэнергонефть ЦБПО -Управление «Транссервиз» -УПТО и КО НИИ НСУ 13. Из затрат всего (стр. 12 без сал. сферы) -расходы периода -расходы, относимые на себестоимость 14. Себестоимость 1тн. тов. нефти 15. Затраты на 1 тн. доб. нефти 16. Расчетная цена 1 тн. нефти между подразделением АО 17. Объем реализации 18. Совокупный доход (убыток) до налогообложения 19. Численность, всего в том числе: -занятого в производстве из них ЦДНГ - 1 ЦДНГ - 2 ЦПЛД УКТ ЦАП ПРЦЭО ПРЦЭ и Э	т.тенге т.тенге т.тенге тенге тенге т.тенге т.тенге чел. чел. чел. чел.	118148 581795 41919 1671 1001 11737 10432558 222186 10210372 3741,34 3850,77 2500 6868787 -3605247 962 706 88 119 110 80 21 61 81	139337 564370 17696 2101 1104 6318 10035082 233282 9801800 3289,42 3407,91 9749817 -471522 945 694 88 116 109 78 21 58 80	21189 -17245 -242223 430 83 -5419 -22970 -347476 11096 -408582 -451,92 -442,86 -2500 2881030 3133775 -17 -12 0 -3 -1 -2 0 -3 -1
ПСУ -ЦИТС -Диспетчерская служба ЯКОС и АЗ ЦНИПР УОС УУН СКБ -в аппарате управления из них НТР -в социальной сфере 20. Среднемесячная заработная плата в том числе: -занятого в производстве -в аппарат управления -в социальной сфере 21. Складение запаса 22. Сдача металлам.	чел. чел. тенге тенге тенге тенге т.тенге тн.	46 10 5 15 47 9 11 2 137 107 119 49574 51097 69344 18277 156	45 11 5 15 47 9 10 2 134 104 117 49687 51195 69328 18583 471692 154	-1 1 0 0 0 0 -1 0 -3 -3 -2 113 98 -16 306 471692 3



3.5 ПОКАЗАТЕЛИ ПРОДУКТИВНОСТИ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

Таблица

Залежь	Число скважин (шт)	Суточный дебит индивидуальной скважины (т.)	Число суток производства (сут)	Годовая продуктивность, тыс. т.
В КТ - 1 В КТ - 2 Всего	100 36 136	100 30 15,29	300 300 300	300,0 324,0 624,0

Оценка эффективности мероприятий по увеличению отбора и количества нагнетания

Мероприятие	Общее число скважин для при-нятия мероприятий (скв)	Число эффективных скважин (скв)	Эффективность скважин при начатых мероприятий (%)	Средняя суточная добыча скважин, т	Среднее число суток с эффективностью скважин (сут)
				До принятия мероприятий	После принятия мероприятий	Кратность увеличения (t)
Газ-лифт	5	3	60	4,6	17	3,7	109

Размер капиталовложений и эксплуатационных затрат

№	Наименование	Единица измерения	Размеры
1	Обустройство газлифта устья газлифтных скважин магистральные линии 219 12 159 10 114 8 89 7 57 4 устьевая линия газораспределительная станция на 8 скважин итого Расходы по эксплуатации: Материалы Топливо Энергия Прямая зарплата Улучшение благосостояния Расходы закачки воды и газа Расходы на операции ремонта скважины Расходы на СКО Расходы на каротажи исследования скважин Расходы на подготовку нефти и газа Амортизация основных средств Расходы на ремонт скважин Другие прямые расходы Другие эксплуатационные расходы Стоимость подготовки газа Итого затрат	тыс.тг/кв тыс.тг/км тыс.тг/км тыс.тг/км тыс.тг/км тыс.тг/км тыс.тг/станция. тыс.тг. тыс.тг/скв/год тыс.тг/скв/год тыс.тг/скв/год тыс.тг/скв/год тыс.тг/скв/год тыс.тг/скв/год тыс.тг/скв/год тыс.тг/скв тыс.тг/скв/год тыс.тг/скв/год тыс.тг/скв/воды тыс.тг. тыс.тг/скв/год тыс.тг/скв/год тыс.тг. тыс.м3 тыс.тг/скв/год	231,0 12320,0 7700,0 4989,6 3680,6 2156,0 10780,0 41857,2 363,6 1,9 256,9 831,0 15,0 0,492 2514,0 3850,0 27,5 0,385 765,8 1606,4 668,2 3,1 10904,3

4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

ОХРАНА АТМОСФЕРНОГО ВОЗДУХА

В данном Разделе выполнен анализ действующего проекта нормативов предельно-допустимых выбросов (ПДВ) ТОО для месторождение Жанажол, разработанный в 2001 году ТОО «Техэконедр», г.Актобе.

Химическое загрязнение атмосферы. Источниками воздействия месторождения Жанажол на атмосферный воздух, является технологическое оборудование, установки, системы и сооружения основного и вспомогательных производств, необходимые для добычи, сбора, переработки и транспорта продукции и углеводородного сырья.

По материалам инвентаризации (2001г.) при выполнении производственной программы по подготовке 68361 тонн товарной нефти, размещаемых на промышленной площадке месторождения Жанажол 30 стационарных источников выбросов загрязняющих веществ, из которых 25 - неорганизованных источников.

Организованными источниками выбросов являются дымовые трубы котельной, факельные системы групповых замерных установок, вентиляционные трубы промышленного помещения.

К неорганизованным относятся источники, выброс загрязняющих веществ от которых происходит через неплотности сальников, фланцевых соединений, контрольной и запорно-регулирующей арматуры, неплотности арматуры, неплотности в оборудовании и установках, открытые поверхности твердых, жидких и газообразных сред.

Общее количество организованных источников 5 (нормальный режим) и 25 неорганизованных. По высоте источники делятся на наземные (2м) и низкие (2-10 м), по температуре на холодные (10-50) и горячие (200-800).

В системе нормирования вредных выбросов в атмосферу рассматриваются вещества, образующиеся в результате производственной деятельности.

От стационарных источников выбросов в атмосферу (2001г.) выбрасываются вещества 8 наименований.

Основными загрязняющими веществами являются: углеводороды, доля которых составляет 90% от общего количества валовых выбросов.

Образование оксида углерода, углеводородов связано с организацией процесса горения.

По степени воздействия на организм человека, выбрасываемые вещества подразделяются в соответствии с санитарными нормами на 4 класса опасности. От объектов месторождения Жанажол выбросы веществ 1 класса опасности отсутствуют, из веществ 2 класса опасности в атмосферу выбрасываются: диоксиды азота - 52,613 т., акролеин - 0,046 т., фтористый водород - 0,0001 т. Всего веществ 2 класса опасности выбрасывается 52,659 тонны. Из веществ 3 класса опасности выбрасываются сернистый ангидрид - 3,658 т., сажа в количестве 0,791 т., сварочная аэрозоль - 0,0034 т. Всего веществ 3 класса опасности выбрасывается 4,452 тонны. Вещества 4 класса опасности представлены углеводородами в количестве 81,903 т. и оксидами углерода - 174,537 т. Всего веществ 4 класса опасности выбрасывается 256,44 т.

На газообразные примеси приходится 99,75% выбросов, на твердые - 0,25%.

В газообразных - основная доля 56% приходится на выбросы оксидов, 26% - на выбросы углеводородов и 17% на выбросы диоксидов азота.

Объем наиболее токсичных примесей: диоксида азота, акролеина и фтористого водорода (2 класс опасности) составит 1,4%.

Полный перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу объектами месторождения Жанажол приводится в таблице 10.1 В таблице приводятся предельно-допустимые концентрации (ПДК), количество выбрасываемых веществ (М) т/г; категории опасности веществ (КОВ).

Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу на промплощадке месторождения Жанажол

№	Наименование Загрязняющих веществ	Класс опасности	ПДК Максимально разовые мг/м3	ПДК Средне суточный мг/м3	Выбросы вредных веществ год, тонн
	Диоксид азота	2	0,085	0,04	52,6130
	Фтористый водород	2	0,02	0,005	0,0001
	Акролеин	2	0,03	0,01	0,0460
	Сернистый ангидрид	3	0,5	0,05	3,6580
	Сажа	3	0,15	0,05	1,7910
	Сварочная аэрозоль	3	0,15	0,05	0,0034
	Окись углерода	4	5,0	3,0	174,5370
	Углеводороды	4	1,0	1,5	81,9030
	Всего				314,5510

Охрана атмосферного воздуха от загрязнении выбросами вредных обеспечивается путем выбора оптимальной высоты устройств, наличием замкнутой системы сбора, отсутствием земляных амбаров и нефтеловушек, наличием герметизации всех технологических процессов, для предотвращения выбросов предусматривается полная автоматизация.

САНИТАРНО-ЗАЩИТНАЯ ЗОНА (СЗЗ) ПРОМПЛОЩАДКИ ЖАНАЖОЛ

Санитарно-защитная зона устанавливается с целью исключения воздействия на население выбросов загрязняющих веществ, в том числе при аварийной ситуации (контролируемых и неконтролируемых), исключения различных видов физического воздействия (электромагнитного, акустического, радиационного).

Санитарно-защитная зона для нефтепромыслового объекта в соответствии с «Санитарными нормами проектирования производственных объектов №1.01.00-94» устанавливается как зона влияния неорганизованных источников выбросов на промплощадках. Размеры СЗЗ принимаются на основании расчетов рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере по утвержденным методикам и в соответствии с классификацией производственных объектов и сооружений.

Для месторождения Жанажол, как объекта с высокими содержанием летучих углеводородов, минимальный размер санитарно-защитной зоны установлен не менее 1000 м.

Уточнение размеров СЗЗ проводилось с учетом среднегодовой розы ветров для каждого направления ветра по данным Казгидромет за 2000 год.

При неблагоприятных метеорологических условиях (НМУ) (сильные температурные инверсии, штиль, туман, дымка, пыльные бури) предприятие должно переходить на другой режим работы, согласно разработанных мероприятий по регулированию выбросов при неблагоприятных метеорологических условиях. Выполнение этих мероприятий дает возможность сократить степень выброса вредных веществ в атмосферу примерно от 10% до 50%.

ОХРАНА ВОДНОЙ СРЕДЫ

Возможными источниками загрязнения поверхностных и подземных вод являютя неочищенные или недостачно очищенные производственные и бытовые воды, промплощади предприятий, фильтрационные утечки вредных веществ из емкостей, трубопроводов и других сооружений.

Водоснабжение проектируемых площадок запроектировано с учетом охраны икомплексного использования вредных ресурсов.

Источниками водоснабжения являются подземные воды.

Основные требования к охране подземных вод сводятся к следующим мероприятиям:

? качественное выполнение водозаборных и наблюдательные скважин на продуктивные водоносные горизонты с последующим восстановлением нарушенных при бурении земель:

? качественное выполнение нефтедобывающих, нагнетательных скважин и поддержание требуемого их состояние в течении всего периода разработки месторождения:

? надежная изоляция земляных амбаров, хранилищ отходов и прочих с применением экзотически чистых и дешевых материалов.

? организация мониторинга пресных подземных вод с обязательными наблюдениями за водоотбором эксплуатационных скважин, уровнями подземных вод и их качества.

ОХРАНА ЗЕМЕЛЬ И НЕДР

Площади строительства промышленного обустройства расположена на территории обширной древней озерной котловины:

Рекомендуемая мощность снятия почвенного плодородного слоя15 см. Снятия плодородного слоя и нанесение его по окончании строительства необходимо производить в летнее время.

По окончании строительства необходимо провести рекультивацию в два этапа-технический и биологический.

Техническая рекультивация нарушенных земель включает в себя:

? снятие, складирование, нанесение плодородного слоя почвы;

? очистку от строительного мусора;

? вертикальную планировка площадок под одну плоскость;

Биологический этап рекултивации предусматривает комплекс оргтехнических и фитомелиоративных мероприятии направленных на восстанавление и улучшение существующей флоры. Биологическая рекультивация предусматривает произвести озеленение площадок, засев трав.

Для предотвращения загрязнеия почв предусматривается;

? полная герметизация систем сбора, сепарации и подготовки

нефти;

?автоматическое отключение скважин отсекателями при авариях;

?установки стальных гидрофицированных задвижек на нефтегаз-осборных сетях;

?обваловывание устьев скважин земляным валов для защиты почвенного слоя от разлив нефтепродутов;

?полное использование пластовых и промысловых сточных вод для закачки в пласт и ППД.

Основные мероприятия по охране недр сводятся к следующему:

?обеспечение полного и комплексного геологического изучения месторождения;

?наиболее полное извлечение и рациональное использование запасов основных полезных ископаемых;

Охрана месторождении от затопления, пожаров и других факторов снижающих качество полезных ископаемых и промышленную ценность месторождения или осложняющих его разработку эксплуатация скважин в соответствии с действующими правилами безопасности промышленности.

Разбуривание в строгом соответствии со схемой:

Полная утилизация газа,воды, борьба с их потерями:

Заводнение нефтяных пластов с начала эксплутации месторождения:

эксплуатация скважин в соответствии с действующими правилами безопасностив нефтяной промышленности.

РАДИАЦИОННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

Согласно «рекомендации по обеспечению радиационной безопасности при работе с нефтью, конденсатами и пластовыми водами нефтеносных горизонтов» от 31 октября 1991г. выданными Госкомитетом Республики Казахстан по экологии и природопользованию при эксплуатации нефтяных месторождений необходимо предусмотреть следующие работы:

1.Проведение фонового радиационного замера местности в пределах территории расположения месторождения.

2.Отбор проб нефти и воды из добывающих скважин и их анализ с целью определения концентрации в них радионуклидов.

3. В случае получения результатов, превышающих допустимый предел, предусмотренный нормами, радиационной

безопасности НРБ-76\87 и основными правилами ОСП-72\87 нефтегазодобывающее предприятие должно оборудовать рабочие место в соответствии с требованиями вышеуказанных документов.

При необходимости ввести дополнения и изменения в проект обустрйства с целью обеспечения радиационной безопасности.

ОХРАНА ТРУДА, ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ

В связи с тем, что при добыче нефти могут выделяться взрывоопасные, пожароопасные и токсичные вещества, такие, как смазочные вещества, деэмульгаторы, различные реагенты и горючесмазочные вещества, в соответствии с СНиП 2. 09. 04. 87,данное производство отнесено к категории 11,а санитарная характеристика «г».По взрывоопасности основные технологические участки производства отнесены к классу В-1Г и В-1, по характеру пожарной опасности- к категории 1и2 -А по С...