Геологические характеристики месторождения Карагачи

Пневматический уровнемер основан на продувке столба нефти воздухом, давление которого определяет высоту взлива нефти. Если резервуар заполнен нефтью с плотностью Q_н и воздух пробулькивает через слой нефти высотой Н, то давление воздуха составит p = Q_HgH. Это давление можно замерить жидкостным U-образным манометром, заполненным жидкостью с плотностью Q_ж. показание манометра h связано с замеряемым давлением зависимостью

H Q_жg = p = H Q_Hg,

Получают применение автоматические объемные дебитомеры. При перекачке чистой нефти по трубопроводу можно определить ее количество при помощи скоростных, объемных или весовых счетчиков, обеспечивающих точность до 1%. Для передачи нефти в магистральный нефтепровод с точным определением ее качества и количества применяют автоматы откачки.

Технологический режим работы скважин

В настоящие время сходя из динамических уровней жидкостей в скважинах, дебитов жидкостей и его обводненности применяются насосы: НСН-1, НСН-2, НСВ-2, диаметром от 28-43 мм.

При этом скважины по длине хода распределяются на: 1800, 2400, 2500,3000 мм.

По числу качаний скважины подразделяются следующим образом: 5, 6, 7, 8 качаний.

№	Категория скважин	колич-во скв на конец 2007 года	пласт	колич-во скв на конец 2008 года
			II	IV	II - IV
1	Эксплуатац. фонд нефтяных скважин, всего.	11	1	3	6	12
1,1	Действ.фонд.	10	1	3	6
	дающие нефть	10	1	3	6
	фонтанные
	насосные	10	№ 22,	№ 33,34,35,	№ 5,24,25, 31,23,32,
2	Скв. ожидающие ликвидации, всего
3	Ликвидированные скважины, всего	10		10	0	10
	в.т.ч. после эксплуатации	4		4		4
	после бурения по геологическим	3		3		3
	после бурения по техническим
	как выполнившие свое назначение	3		3		3
4	Всего пробуренный фонд скважин	19	1	13	4	18

8. Анализ результатов применения различных методов воздействия на призабойную зону скважин

В месторождениях, эксплуатировавшихся в режиме истощения энергии растворенного газа, обычно к моменту полного истощения пластовой энергии остаточная нефтенасыщенность залежей довольно значительна.

В этом случае применяются вторичные методы добычи нефти. Они представляют собой те же методы нагнетания в пласт воды, воздуха или газа, но в меньших масштабах и при меньших давлениях, чем при процессах поддержания пластового давления.

Нагнетание в пласт воды или газа с целью восполнения истощенной пластовой энергии осуществляется чаще всего по всей площади нефтяной залежи (площадное заводнение, площадная закачка газа или воздуха).При этом нагнетательные скважины распологаются непосредственно в нефтяной зоне между эксплуатационными скважинами. Обычно в качестве нагнетательных используются малодебитные нефтяные скважины, выбывшие из эксплуатации по тем или иным причинам (обводненные,с малым притоком нефти).

Регулирование процесса площадного заводнения или площадной закачки газа в пласт преследует своей целью равномерное проталкивание нефти к забоям скважин.

Это достигается ограничением закачки воды или газа в скважины, являющееся очагами их прорывов по отдельным направлениям, ограничением отбора нефти из эксплуатирующихся скважин или, наоборот, усиленная закачка воды или газа и отбор нефти по отдельным участкам залежи.

Эффективность процесса определяется по приросту в текущей добыче нефти.

При закачке в пласт газообразного рабочего агента во всех случаях предпочтение следует отдавать газу по следующим причинам:

Закачиваемый воздух, разбавляя газ, делает его не пригодным как топливо. Кроме того, Смешиваясь с пластовым газом, может образовать взрывчатую смесь (гремучую смесь).При содержании газа в воздухе в количестве от 4 до 14 % эта смесь взрывоопасна.

Конструкция нагнетательных скважин для закачки газа в пласт аналогична конструкции эксплутационных скважин. Устьевое оборудование состоит из аппаратуры, рассчитанной на рабочее давление нагнетания.

Нагнетание в пласт воды или газа осуществляется обычными средствами-насосом и компрессорами.

Вторичные методы и их практическое осуществление на данном месторождении Майли-Су не используются.

8.1 Освоение скважин и вызов притока

Освоение скважин - комплекс технологических операций по перфорации, вызову притока и воздействию на призабойную зону пласта с целью обеспечения ее продуктивности, соответствующей естественной проницаемости и нефтенасыщенной толщине пласта, при вводе скважины в эксплуатацию после бурения или ремонта. Ограничимся здесь рассмотрением освоения в узком понимании этого слова как пускового процесса вызова притока.

Перед освоением скважина заполнена перфорационной жидкостью глушения, которыми создается репрессия давления на пласт для предупреждения проявления (открытого фонтанирования) скважины, т. е. рз=hсcg>pпл, где h-высота столба жидкости в скважине; сc-средняя плотность скважинной жидкости.

Для вызова притока необходимо обеспечить рз<pпл, т. е. создать депрессию давления ?р=рпл-рз.

Различают методы освоения фонтанных (при высоком рпл) и механизированных скважин. Перед освоением скважины оборудуют в соответствии со способом эксплуатации и методом вызова притока. Возможны два пути вызова притока: уменьшением сс или h. В нефтепромысловой практике нашли применение следующие три метода вызова притока.

1.Последовательная замена жидкости с большей плотностью на жидкость с меньшей плотностью (обычно по схеме: буровой раствор с большей плотностью-буровой раствор с меньшей плотностью - вода - нефть - газоконденсат). Для этого в скважину спускают НКТ (прямая промывка) или в затрубное пространство (обратная промывка) агрегатом УН-1-630 700 А (4АН-700), а из скважины жидкость выводят в сборную емкость.

2. Аэрирование (газирование) жидкости. Осуществляется аналогично, но в поток жидкости. Плотность газожидкостной смеси доводят до 300-400 кг/куб.м. Скорость нисходящего потока жидкости для предупреждения всплывания газа должна быть не менее 0,8-1 м/с. Газ вводят с помощью аэратора типа «перфорированная труба в трубе» или жидкостно-газового эжектора типа ЭЖГ-1, а на газовой линии устанавливают обратный клапан. Также можно использовать газ из газовых скважин (газопроводов), воздух то передвижного компрессора и газообразный азот от автомобильной газификационной установки АГУ 6000-500/200 (АГУ-8К). Для освоения скважин разработаны передвижные компрессорные установки УКП-80, СД-12/250, НЭ-12/250, УКС-80, КПУ-16/100, КПУ-16/250, ДКС-7/200А, ДКС-3,5/200 Тп и др. При использовании воздуха могут образовываться взрывоопасные смеси и не исключена возможность взрыва в скважине. Для придания процессу плавности, устойчивости и безопасности в воду добавляют ПАВ-пенообразователи.

3.Продавка (вытеснение) жидкости сжатым газом. Осуществляется аналогично пуску газлифтных скважин. Отличие состоит только в подключении к устью передвижной компрессорной установки или АГУ 6000-500/200. В процессе пуска быстро создается депрессия, поэтому метод не применим при наличии рыхлых и неустойчивых коллекторов, подошвенной воды.

Иногда еще применяют методы свабирования (поршневания) и тартания. Для этого в скважину на канате от глубинной лебедки спускают сваб (поршень с клапаном и резиновыми манжетами) в НКТ или желонку (наподобие узкого длинного ведра с клапаном).

Газлифтные скважины осваивают обычно методом продавки. Насосные скважины перед освоением промывают водой или лучше нефтью и осваивают насосом (ШСН, ЭЦН), используемые при эксплуатации.

8.2 Освоение нагнетательных скважин

Нагнетательные скважины различают на законтурные и внутри контурные. Законтурные скважины осваивают сразу под нагнетание воды, а внутриконтурные обычно сначала на приток, затем, после снижения давления рпл в районе скважины под закачку. Если имеется ряд нагнетательных скважин, то осваивают их пол закачку через одну, затем после обводнения под закачку осваивают пропущенные скважины. В скважинах, которые работали на отбор нефти, целесообразно провести тепловую обработку.

Для отчистки ствола нагнетательной скважины перед закачкой проводят интенсивные промывки (прямые, обратные) в течении 1-3 суток с расходом воды 1200-1500 куб. м./cутки до минимального и стабильного содержания взвешенных частиц. Вода подается из водовода со сбросом в емкости (земляные амбары, канализацию) или по закольцованной схеме с отстоем.

Для отчистки призабойной зоны осуществляют интенсивные дренажи самоизливом, газлифтным и насосным способами эксплуатации или поршневанием (свабированием). Самоизливом достигается эффект, когда расход притекающей воды достаточно большой (несколько десятков куб.м/cут).кратковременные (по6-15 мин) периодические изливы до стабилизации количества взвешанных частиц сокрощают расход воды в 4-6 раз по сравнению с периодическими изливами. При выполнении всех работ следует не допускать сброса минерализованной или загразненной нефтью воды в открытые водоемы.

Основные рекомендации по доразработке месторождение Карагач

Анализ всей накопленной информации по месторождению Карагач позволил сделать следующее заключение:

1. По палеогеновым отложениям.

По продуктивным горизонтам палеогена сделана детальная геологическая основа строения месторождения, которая была использована при подсчете запасов нефти и растворенного газа по IV горизонту.

Анализ материалов разработки нефтяных залежей за весь длительный период эксплуатации месторождения позволил сделать вывод о том, месторождение находится в стадии разработки

На основе сделанного прогноза добычи нефти до 2000 года срок оставшегося периода эксплуатации ограничивается 15-20 годами.

Для увеличения коэффициента конечной нефтеотдачи необходимо бурении дополнительного количества скважин.

Для наиболее полного использования остаточных извлекаемых запасов нефти, необходимо разработать проект доразработки нефтяных залежей.

По месторождении также рекомендуется увеличение объема капитального ремонта скважин, с целью возврата в действующий фонд скважин, ранее ликвидированные скважины.

По месторождению Карагач, одним из наиболее существенным методом увеличения добычи нефти можно рекомендовать бурение горизонтальных скважин, так как рельеф местности не позволяет бурить вертикальные скважины.

В настоящее время на площади осуществляется бурение скважины № 37 с наклонно-направленным стволом, но имеющаяся технология и отсутствия современных приборов по навигации траектории ствола бурение скважины идет некоторыми отклонениями от проектных значений. В то же время на месторождении Майли-Су IV проектируется бурения горизонтальной скважины № 368, как известно Майлисуйские месторождения находятся на последней стадии разработки и эффект от бурения горизонтальной скважины может и не быть.

Опыт разработки месторождения Карагач показывает, что скважины первоначально вступают в эксплуатацию довольно большими дебитами, и можно предположить, что скважины с горизонтальными стволами дали бы очень хороший результат, тем более для бурения таких скважин необходимое оборудование уже имеется.

9. Анализ экономических показателей разработки

Анализ динамики изменения статей затрат.

При выполнении данного раздела дипломного проектирования, были использованы в основном устаревшие данные за прошедшие годы, так как бухгалтерские данные и материалы планово-экономического отдела ОАО «КНГ» являются закрытой информацией, и доступ к ним строго ограничен.

Далее приведены основные технико-экономические показатели «Кыргызнефтегаз», анализ динамики изменения статей затрат.

Ниже приводятся статьи расходов, которые образуют общие затраты по ОАО «КНГ»

№ п/п	Наименование статей затрат
1	Расходы на энергию по извлечению нефти
2	Расходы по искуственному воздействию на пласт
3	Основная заработная плата производственных рабочих
4	Дополнительная заработная плата произв-х рабочих
5	Отчисления на социальное страхование
6	Амортизация скважин
7	Расходы по сбору и транспорт-ке нефти и газа
8	Расходы по технол-ой подготовке нефти
9	Расходы на подготовку и освоение производства
10	Расходы на содержание и эксплуатацию оборуд-я
11	Цеховые расходы
12	Общепроизводственные расходы
13	Прочие производственные расходы
14	Внепроизводственные расходы
	Всего затрат

В основном самые большие расходы всегда приходятся на десятую статью «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования». Это говорит о том, что у нас в АО «КНГ» все оборудование устаревшие, например (утечка НКТ, слабость насосов, износ труб и штанг) а также надземное оборудование: качалки, фонтанные арматуры, подъемники, агрегаты - все оборудование старое. По этому расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, все рассматриваемые годы составляют в среднем 27 процентов от общих затрат.

Месторождения ОАО «Кыргызнефтегаз» находятся на последней стадии разработки, нефтеотдача пластов очень низкая, год за годом приходится сделать очень большие вложения на добычу нефти. По оценкам специалистов себестоимость тонны добываемой нефти у нас самая высокая по странам СНГ.

В настоящее время почти все нефтяное оборудование покупается зарубежом, по этому прибавятся расходы на транспортировку и таможенные расходы.

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудование последние два года снижены на 6 - 10 % чем предыдущего года.

Во многих случаях приток жидкости и газа в скважины недостаточен. В таких скважинах для увеличения притока или поглощения газа или жидкости применяют искусственное воздействие на породы призабойной зоны с целью повышения проницаемости. Проницаемость призабойной зоны увеличивают путем искусственно создаваемых каналов растворения карбонатов и глинозема в продуктивном пласте соляно кислотной, термокислотной и глинокислотной обработкой, очисткой порового пространства от илистых и смолистых материалов. Создания искусственных или расширения естественных трещин в породах при гидравлическом разрыве пласта или при взрыве торпед на забое.

Для увеличения дебита скважин применяют различные методы воздействия на забой и их комбинации.

Поэтому АО «КНГ» с 1953 года применяют различные методы интенсификации на призабойную зону скважин. И каждый год вынуждены выделять деньги, чтобы увеличить приток жидкости скважин.

Расходы по искусственному воздействию на пласт составляют 34 040 тыс. сомов за период с 2001 года по 2008 год. В том числе за 1999 год 5181 тыс. сомов и 4,72 % от общих затрат и так далее. За 2007 год 7275 тыс сомов и 4,8 % от общих затрат и в 2008 году было затрачено 4975 тыс. сомов и 3 % от общих затрат. Последние два года было затрачено больших расходов чем предыдущие годы, но процентное содержание от общих затрат остались таким же и даже меньше. Это из - за роста цен на необходимые материалы для воздействия на призабойную зону скважин.

Анализ себестоимости добываемой нефти.

За 2000 год общие затраты составляют 151 490 тыс. сомов то есть затраты больше на 34 520 тыс. сом. чем в предыдущем году поэтому себестоимость нефти была 1963,6 сом. В 2008 году все затраты АО «КНГ» составляют 169638 тыс. сомов, затраты больше чем на 14229 сом. чем в 2002 год. А себестоимость нефти составили 2193,4 сом. Такое увеличение себестоимости 1 тонны нефти связано с увеличением затрат на материалы, оборудования и другие, цена на которых в период рыночной экономики выросло во всех сферах народного хозяйства в том числе и в нефтяной отрасли.

ПРИБЫЛЬ ОАО «КЫРГЫЗНЕФТЕГАЗ» ЗА 2013 ГОД

В 2006 году наблюдалось повышение мировых цен на нефть, которые благоприятно отразились на экономическом положение ОАО «КНГ»

Ниже приводится распределение чистой прибыли за 2006 год.

1. Балансовая прибыль60 625 986 сом

2. Налог на прибыль 4 972 699 с.

3. Чистая прибыль55 656 287 с.

4. Резервный фонд 10 % 5 565 328 с.

5. Начислено дивидендов (25%)13 913 322 с.

6. ФГИ 85,1632 %11 849 027 с.

7. Прибыль остающаяся в распоряжении предприятия36 174 637 с.

Прибыль ОАО «КНГ» определяется как

П = (О - С) * Q

Где, О - действующая цена на нефть

С - себестоимость 1 т нефти, сом / т

Q - добыча нефти в тыс. т

СПРАВКА о выполнении основных технико-экономических показателей за 2008 год по ОАО «Кыргызнефтегаз»

№ п/п	Показатели	Един. измер.	2007 год	за 2008 год	темп роста %
				план	факт	%
1	Добыча нефти с инвесторами	тонн	76682	76600	70880	92,5	92,4
2	Добыча нефти (с долей от инвесторов) 35 %	тонн	72282	72310	66266	91,6	91,7
	в т.ч. по Жалалабатской области	тонн	53557	52110	48392	92,9	90,3
3	Добыча нефти ОАО «Кыргызнефтегаз»	тонн	70012	70000	64052	91,5	91,5
4	Сдача нефти на НПЗ ОАО «КНГ» (с долей)	тонн	67440	69413	65126	93,8	96,6
5	Добыча газа	тыс. м3	24970	25000	19369	77,5	77,5
6	Поставка газа	тыс. м3	20872	21107	16126	76,4	77,3
7	Объём товарной продукции	тыс. сом	517347,5	525660	571502,7	108,7	110,5
	в т.ч. по Жалалабатской области	тыс. сом	464887,5	467343,4	510905,2	109,3	109,8
8	Реализации продукции	тыс. сом	484742,4	503033,0	530041,0	105,4	109,3
9	Фонд заработной платы	тыс. сом	87266,1	116926,6	108893,6	93,2	124,8
10	Среднесписочная численность	чел.	2014	2080	2044	98,3	101,5
11	Среднемесячная зарплата	сом	3611	4684	4443	94,8	123,0
12	Налоги:
	начислено	млн. сом	61,5		65,3		106,2
	погашено	млн. сом	68,3		66,8		97,8
13	Соц. фонд
	начислено	млн. сом	27,6		33,8		122,5
	погашено	млн. сом	31,4		36,4		116,0
14	Дебиторская задолженность	млн. сом	116,7		104,3		89,4
15	Кредиторская задолженность	млн. сом	31,2		24,6		78,8
16	Балансовая прибыль	млн. сом	50,1		60,6		121,0

10. Охрана труда и техника безопасности. Охрана окружающей среды

Общие сведение по техники безопасности.

Анализ потенциальных опасностей при выполнении проектированных работ.

При выполнении проектированных работ анализа опытно - промышленной эксплуатации месторождения возникают следующие опасности.

Основными причинами несчастных случаев при подземном и капитальном ремонте скважин являются не исправность применяемого оборудования и инструмента, а также из-за несоблюдения правил по технике безопасности.

При добыче нефти и особенно при поддержании пластового давления вода нагнетается под высоким давлением (8,5-9,0 МПа). При этом опасность возникает из-за непрочности и не герметичности применяемого оборудования.

На нефтедобывающих предприятиях широко применяются электродвигатели.

Основной опасностью при эксплуатации электродвигателей и электроприборов.

10.1 Техника безопасности

Техника безопасности при эксплуатации месторождения при измерении давлений и температура глубинными приборами.

Скважины на нефтяных и газовых месторождениях исследуются после оборудования устья фонтанной арматурой.

Территория скважины должна быть очищена от растительности и посторонних предметов.

Все задвижки арматуры должны иметь маховики и указатели «открыто» и «закрыто».

На прискважинных участках запрещается разведение огня.

Продувочная линя должна монтироваться из труб диаметром не менее диаметра фонтанной арматуры и имеет длину не менее 100 м.

Для проведения глубинных измерений возле устьевой арматуры снятия диаграмм возле ДИКТа должны быть подготовлены площадки стационарного типа.

Измерительные и продувочное линии должны быть отпрессованы.

Контрольные измерительные приборы, установленные на оборудовании, устьевой арматуры скважин, трубопроводах должны имеет пломбу и клеймо.

Операторы при выполнении своих трудовых обязанностей руководствуются инструкцией по технике безопасности предприятия:

1. К работе качестве оператора допускаются лица, прошедшие медицинский осмотр, соответствующее обучение, инструктажи по безопасному ведению работ проверки знаний.

2. Каждый поступающий на предприятие оператор перед непосредственным допуском к работе должен пройти вводный инструктаж у инженера по технике безопасности и инструктаж на рабочем месте у руководителя работ, а при необходимости и стажировку под руководством опытного оператора или мастера и проверку знаний.

3.Операторы через каждые 3 мес. должны проходить периодический инструктаж по безопасному ведению работ и не реже одного раза в год-проверку знаний.

При внедрении новых видов оборудования и механизмов, новых технологических процессов, а также при введении в действие новых правил и инструкций по охране труда оператор должен пройти дополнительное обучение или инструктаж.

Внеочередную проверку знаний правил и инструкций по охране труда операторы должны пройти:

После обучения, вызванного изменением технологического процесса, внедрением новых видов оборудования и механизмов, введением новых правил и инструкций по охране труда;

В случае нарушения правил и инструкций по охране труда;

По требованию или распоряжению руководителя предприятия и органов государственного надзора.

4. Оператор должен иметь положенные ему по нормам и правилам средства индивидуальной защиты, обеспечивающие безопасность работы, а во время работы обязан пользоваться ими. Спецодежду следует носить в застегнутом состоянии (она не должна иметь свисающих концов).

После окончания смены оператор обязан снять защитные средства, спецобувь, спецодежду, привести их в порядок и уложить в места хранения.

Запрещается стирка одежды, мытье рук и деталей оборудования в легковоспламеняющихся жидкостях и реагентах.

Оператор обязан оборудование, приспособления, инструменты и приборы содержать в исправном состоянии и пользоваться ими только по назначению.

При выполнении пожаро и взрывоопасных работ оператор обязан пользоваться инструментом из цветного металла, обмедненным или обильно смазанным тавотом или солидолом.

Применение открытого огня, курение на территории скважины запрещается. Курить разрешается только в специально отведенных и оборудованных местах.

Оператор должен следить, чтобы провода переносных ламп не имели поврежденный изоляции. В качестве переносных светильников следует применять только аккумуляторные фонари или переносные лампы напряжением не выше 12 В. во взрывозащищенном исполнении.

Оператор обязан знать и уметь практически применять приемы и способы оказания первой помощи при несчастных случаях.

При несчастных случаях очевидец (при возможности и сам пострадавший) должен немедленно сообщить о происшедшем руководителю работ (мастеру).

Перед началом работ оператор обязан проверить обслуживаемое оборудование и приборы, состояние рабочих мест, а также наличие и исправность предназначенного для предстоящей работы инструмента, приспособлений. В случае обнаружения неисправностей оператор должен принять меры к их устранению.

До начала работ оператор обязан, ознакомится с характером предстоящих работ, опасными моментами, возможными во время работы, и мерами их предотвращения.

На месте работы должен быть необходимый запас воды других реагентов, нейтрализующих применяемые при проводимом технологическом процессе химически опасные токсичные вещества.

Перед выездом на место проведения работ следует:

Проверить наличие и исправность предохранительного клапана напорного коллектора;

Убедиться в исправности обратных клапанов и пробковых кранов;

Проверить исправность действия механизма подъема стрелы;

Установить и укрепить стрелу в транспортном положении.

Трубы со стеллажа агрегата должны снимать два оператора, действия которых должны быть согласованы.

При прокладке линий высокого давления необходимо проверить исправность резиновых уплотнительных колец. Нельзя допускать провисания нагнетательных линий.

После окончания монтажа линий высокого давления и их осмотра оператор должен поочередно их опрессовать гидравлически на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

При обнаружении негерметичности коммуникаций, устьевого оборудования агрегат должен быть остановлен, давление снижено до атмосферного и только после этого устранена негерметичность. Во время работы агрегата запрещается крепить соединения и подтягивать сальники для устранения течи.

В случае выхода из строя, каких - либо измерительных приборов оператор должен немедленно сообщить от этом руководителю работ. Работать без контрольно - измерительных приборов запрещается.

При необходимости ремонта устьевой аппаратуры или коммуникаций в процессе проведения гидроразрыва должны быть остановлены насосы, снижено давление до атмосферного, а в случае применения кислоты коммуникации должны быть предварительно промыты водой.

В зимнее время после временной остановки работ следует прокачкой жидкости убедиться в отсутствии пробок в трубопроводах.

Запрещается подогревать систему нагнетательных трубопроводов открытым огнем. Источником подогрева могут быть пар, дымовые газы или горячая вода.

Демонтаж линий высокого давления и другого оборудования должен проводиться только по указанию руководителя работ и под его наблюдением.

Перед отсоединением трубопроводов от устьевой арматуры необходимо закрыть краны на ней и снизить давление в трубопроводах до атмосферного.

10.2 Пожарная безопасность

Опасность возникновения пожаров на нефтедобывающих месторождениях определяются, прежде всего горючими свойствами нефти, попутного газа и других материалов.

Причинами пожаров могут быть:

Неисправности оборудования категории производства.

Отступление от требований нормативных документов.

Нарушение технологических процессов производства.

Нарушение противопожарного режима и трудовой дисциплины.

Несоответствие оборудования категории производства и неисправности электрооборудования.

На каждом объекте промысла должны имеется комплекс первичных средств пожаротушения, огнетушители пенные, ящики с песками 10 м^3, ОХП - 10 (4 шт), лопаты 2 шт, ведра 4 шт, топоры 4 шт, ломы 4 шт.

Производственная санитария и медицинская помощь.

Работа на нефтедобывающих месторождениях имеют некоторые особенности и сложности.

Согласно санитарным нормам (СН-145-71) при проектировании промышленных предприятий предельно допустимая концентрация сероводорода в воздухе на рабочем месте равна 3 мг / м³, а паров соляной кислоты 10 мг/ м³. На промысловых объектах и установках с выделением сероводорода и других газов должны предусматриваться мероприятия по предотвращению влияние газов на работающих.

Ширина санитарной и защитой зоны для целых районов устанавливается согласно действующей санитарной норме.

За границу санитарно-защитной зоны со стороны зоны промысла признается крайний ряд эксплуатационных скважин, ближайший к контуру нефтеносности залежи.

Для отдыха рабочих имеются требования СНИП-33-75. Все рабочие, работающие на месторождении должны знать оказание первой мед помощи пострадавшим. Промыслы снабжаются аптечками с необходимыми средствами для помощи. На промысле есть помещения для отдыха рабочих дневное и ночное время.

10.4 Анализ потенциальных опасностей при выполнении проектированных работ

При выполнении проектированных работ анализа опытно - промышленной эксплуатации месторождения Избаскент возникают следующие опасности.

Основными причинами несчастных случаев при подземном и капитальном ремонте скважин являются не исправность применяемого оборудования и инструмента, а также из-за несоблюдения правил по технике безопасности.

При добыче нефти и особенно при поддержании пластового давления вода нагнетается под высоким давлением (85-90 атм.). При этом опасность возникает из-за непрочности и не герметичности применяемого оборудования.

На нефтедобывающих предприятиях широко применяются электродвигатели.

Техника безопасности при эксплуатации месторождения, при измерении давлений и температуры глубинными приборами.

Скважины на нефтяных и газовых месторождениях исследуются после оборудования устья фонтанной арматурой.

Территория скважины должна быть очищена от растительности и посторонних предметов.

Все задвижки арматуры должны иметь маховики и указатели «открыто» и «закрыто».

На прискважинных участках запрещается разведение огня.

Продувочная линя должна монтироваться из труб диаметром не менее диаметра фонтанной арматуры и имеет длину не менее 100 м.

Для проведения глубинных измерений возле устьевой арматуры снятия диаграмм возле ДИКТа должны быть подготовлены площадки стационарного типа.

Измерительные и продувочное линии должны быть отпрессованы.

Контрольные измерительные приборы, установленные на оборудовании, устьевой арматуры скважин, трубопроводах должны имеет пломбу и клеймо.

10.5 Производственная санитария и медицинская помощь

Работа на нефтедобывающих месторождениях имеют некоторые особенности и сложности.

Согласно санитарным нормам (СН-145-71) при проектировании промышленных предприятий предельно допустимая концентрация сероводорода в воздухе на рабочем месте равна 3 мг / м³, а паров соляной кислоты 10 мг/ м³. На промысловых объектах и установках с выделением сероводорода и других газов должны предусматриваться мероприятия по предотвращению влияние газов на работающих.

Ширина санитарной и защитой зоны для целых районов устанавливается согласно действующей санитарной норме.

За границу санитарно-защитной зоны со стороны зоны промысла признается крайний ряд эксплуатационных скважин, ближайший к контуру нефтеносности залежи.

Для отдыха рабочих имеются требования СНИП-33-75. Все рабочие, работающие на месторождении должны знать оказание первой мед помощи пострадавшим. Промыслы снабжаются аптечками с необходимыми средствами для помощи. На промысле есть помещения для отдыха рабочих дневное и ночное время.

10.6 Охрана окружающей среды

13.1. Вопросы охраны окружающей среды при проектировании, установление источников загрязнения атмосферы, и обоснование мероприятий по предотвращению загрязнения атмосферного воздуха.

Одной из основных отраслей промышленности, ответственной за загрязнение окружающей среды, считается нефтяная, в которой имеется множество объектов и технологических процессов, служащих источниками утечки углеводородов и других вредных влияний на окружающую среду. Контроль за охраной недр и окружающей среды при эксплуатации нефтегазовых месторождений должен быть тщательно и цело направлено спланирован, а его осуществление должно носить систематический характер. При этом объектом контроля д. б. Не только продуктивная часть, но и поверхностная зона ствола скважины.

Наземное технологическое оборудование должно обеспечить сбор и подготовку к транспорту или к хранению не только полезного ископаемого (нефти, газа), но и попутно добываемых продуктов (конденсата, серы, инертных газов и т. п.).

Большую опасность представляет загрязнение нефтью грунтовых вод и водоемов в результате сброса в пласты реки и озера неочищенных промысловых сточных вод.

При бурении проектных скважин необходимо производит сбор сточных вод и выбуренной породы в земляные амбары с последующим их загрязнением.

В процессе испытания и эксплуатации скважин производится установки цементных мостов, исключающих перетоки пластовых жидкостей и газа.

С целью ограничения загрязнения окружающей среды, попутный газ, добываемый из залежи нельзя выпускать в атмосферу или сжигать в факелах. Можно его использовать на собственные нужды. Необходимо соблюдать контроль за загрязнением воздуха на месторождении и ближайших населенных пунктов с помощью средств периодического контроля.

В настоящее время в связи с постоянным ростом использования природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, увеличением выбросов вредных газов в атмосферу проблема охраны окружающей среды, в частности природного слоя почвы от вредного воздействия горных пород, становится более актуальной.

В связи с этим мы должны заботится о наиболее радикальном улучшении использования природных ресурсов сырья материалов, топлива и энергии, уменьшения выбросов газов в атмосферу и рационально использования природного поверхностного плодородного слоя почвы.

При разработке месторождения Избаскент наиболее актуальными проблемами являются загрязнения подземных и поверхностных вод, почвы и охрана недр.

Выявление причин изменения режимов и качества подземных вод и рекомендации по их сохранению.

На месторождении Карагач как и на всех другим месторождениях нефть выходит на поверхность в месте с водой, после чего нефть отделяется от воды.

Рекомендуется закачивать подтоварную воду, а также суточную, это решит проблему хранения воды, извлекаемые в месте с нефтью из пластов, тем более, что она соответствует требованиям, водопровод из дюралюминовых сплавов, что позволит увеличь межремонтный период трубопровода предотвратить загрязнение территории трубопровода.

Установление нарушения земной поверхности и обоснование мероприятий по ее восстановлению.

Рекомендуется провести мероприятия по охране поверхностного слоя земли. Устья добывающих скважин должны иметь оборудование, предотвращающие возможность без контрольного выброса нефти, воды и газа. Освоение скважин после подземного и капитального ремонта следует производить при оборудовании устья скважин герметизирующими устройствами, предотвращающие возможность разлива жидкости. Это обеспечивает сохранение плодородного слоя земли от загрязнения.

В загрязненных зонах плодородного слоя земли проводят рекультивации - это комплекс работ, направленных на вастоновлению свойств земли. Рекультивации проводят в две этапа:

1 Горно техническая.

2 Биологическая

Горно техническая рекультивация проводится разработчиками недр а биологическая землепользователями.

Целю рекультивации является восстановление нарушенных плодородных почв земли дальнейшее их использование для сельскохозяйственная рекультивация с нанесением плодородного слоя земли.

Охрана недр и рациональное использование минерально-сырьевых ресурсов.

Задача охрана недр состоит в осуществлении системы мероприятий на предотвращению потерь нефти, газа и конденсата в следствии низкого качества проводки скважин, что приводит к преждевременному обводнению или дегазации пластов, перетокам жидкости между продуктивным горизонтами, нарушению а прочности колонн, цемента за ней, разрушение нефтегазосодержащих коллекторов и иным явлениям, ухудшающим состояние недр при разработке контроль ведут геологии, руководители и инженеры нефтедобывающих предприятий.

При разработке месторождения рекомендуется провести следующие мероприятия.

Внедрения закрытой системы сбора нефти и газа.

Эксплуатация дефектных скважин следует проводит, ремонтно-изоляционные работы с предварительным осуществлением необходимого комплекса исследовательских работ по выявлению источников поступления воды в скважину.

Эксплуатация дефектных скважин не допускаются.

Обеспечение полной утилизации добываемой вместе с нефтью попутного газа.

В скважинах подлежащий ликвидации, проведения всех изоляционных работ с целью устранения возможного нарушения контролирует охрана недр.

Охрана окружающей среды при процессе интенсификации.

Окружающая среда при проведении интенсификационных работ может быть загрязнена рабочими жидкостями, которые остаются по окончании процесса или же разлиты из - за небрежного обращения. В подготовительно заключительный период из-за нарушений режимов глушения скважины или процесса освоения ее возможны выбросы скважиной жидкости вплоть до неуправляемого фонтанирования.

Примыкающим к скважине землям ущерб может быть причинен и техническими средствами - агрегатами, пескосмеситителями, автоцистернами и другой спецтехникой, применяемой при гидроразрывах, в случаях отсутствия подъездных путей к скважине, при их неудовлетворительном состоянии и нарушении маршрутов следования

Литература

Геологический отчет по разработке нефтяных и газовых месторождений пос. Кочкор-Ата 1963 г.

Подсчет запасов нефти палеогеновых отложений месторождения Карагачи, «СредазНИПИнефть», Ташкент 1982.

М.А. Жданов, В.Е. Лисунов. Подсчет запасов нефти и газа. Гостопиздат, 1959.

««СредазНИПИнефть» Программа работ по применению новых методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях ПО «Киргизнефть» г. Ташкент 1986 г.

«СредазНИПИнефть» Комплексные гидродинамические исследования ПО «Киргизнефть» г. Ташкент 1989 г.

Геологический отчет АО «Кыргызнефтегаз» пос. Кочкор-Ата 2002 г.

Отчетный баланс запасов нефти и газа за 1990-96 гг.

Геологический отчет по разработки нефтяных месторождений АО «КНГ» за 1970-1999 гг.

НГДУ АО «Кыргызнефтегаз» смета затрат и калькуляция себестоимости нефти и газа 1998-2003 гг.

К.Г. Оркин, А.М. Юрчук «Расчеты в технологии и технике добычи нефти». Издательство «НЕДРА» Москва 1967 год.

Ш.К. Гиматудинова, И.Д. Амелин и др. «Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений» Москва «НЕДРА» 1978.

В.М. Муравьев «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» Издательство «НЕДРА» Москва 1978 г.

Размещено на Allbest.ru

...