Установление технологического режима эксплуатации глубинно-насосных скважин на месторождение Северный Уртабулак

Вдоль пути движения нефти уменьшаются температура и давление, выделяется газ, поток охлаждается, снижается растворяющая способность нефти, выделяются твердый парафин, мазеобразные асфальтены и смолы. Их отложения возможны в призабойной зоне и подъемных трубах.

Наиболее интенсивно парафин откладывается в подъемных трубах. Толщина его слоя увеличивается с нуля на глубине 900 m - 300 m до максимума на глубине 200 m - 50 m, а затем уменьшается за счет смыва отложений потоком. Отложения приводят к увеличению гидравлических сопротивлений потоку и снижению дебита.

Процесс отложения парафина имеет адсорбционный характер. Поэтому необходимо применять трубы с защитными покрытиями гидрофильными (полярными) материалами. Для создания защитных покрытий можно применять лакокрасочные материалы, а также стекло, стеклоэмали.

Добавки в поток химических реагентов способствуют гидрофилизации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина и нефти. Такими реагентами могут быть как водо-, так и нефтерастворимые ПАВ.

Для удаления отложений парафина применяют тепловые и механические методы.

При тепловом методе борьбы с отложением парафина проводят периодическую закачку в затрубное пространство скважин, перегретого пара или паровоздушной смеси. Под действием повышенной температуры парафин расплавляется и удаляется вместе с закачиваемой и добываемой жидкостью из подъемных труб, а также из выкидного трубопровода.

При механическом методе используют специальные скребки. Они соскабливают отложения парафина со стенок труб. Их спускают и поднимают на проволоке (тросе) с помощью электродвигателя. Подъем автоматических летающих скребков происходит под действием напора газонефтяного потока.

3. Охрана труда и техника безопасности

3.1 Общие требования по охране труда

В обеспечении безопасных и здоровых условий труда существенное значение имеют соблюдение всеми работающими трудовой и технологической дисциплины и точное выполнение ими инструкций по охране труда. Без этого даже самая совершенная техника и технология не в состоянии создать безопасную обстановку на производстве.

К работе допускаются лица прошедшие медицинские осмотры, соответствующие обучение и инструктаж по безопасному ведению работ, проверку знаний.

Перед неподсредственным допуском к работе работник должен пройти вводной инструктаж у инженера по охране и технике безопасности и инструктаж на рабочем месте у руководителя работ, а также стажировку не менее двух смен у штатного работника и проверку знаний.

При введении новых видов оборудования и механизмов, новых технологических процессов, а также при введении новых правил и инструкций проводится дополнительное обучение и инструктаж.

Работник должен иметь все полагающиеся ему по нормам и правилам защитные средства, обеспечивающие безопасность работы и во время работы обязан пользоваться ими.

При выполнении работ на пожароопасных и взрывоопасных объектах обязан пользоваться инструментом из цветного металла, обмедненных или сильно смазанных тавотом или солидолом.

Работы на неисправных механизмах и оборудовании, при снятых или неисправных ограждениях, а также пользование неисправными средствами защиты запрещается.

4. Охрана окружающей среды

4.1 Общие положения об охране окружающей среды

В настоящее время вопросы охраны окружающей среды являются наиболее важными при производстве работы и организации производства.

Рациональному использованию природных ресурсов и охране окружающей среды придано государственное значение, Политикой государства ведется планомерная работа по защите природных ресурсов, улучшению состояния охраны окружающей среды, мониторингу всех производственных объектов.

Защищая окружающую среду и правильно используя природные ресурсы, можно добиться оздоровления общества, создания предпосылок для грядущего поколения.

Экологическими исследованиями занимаются многочисленные коллективы географов, геологов, биологов, технических и социально-экономических работников.

Во всех сферах деятельности, связанной с возможными авариями при разработке недр земли ведутся экономические исследования.

В основу эффективности защиты окружающей среды заложено рациональное использование природных ресурсов.

Практически все технологические процессы нефтегазовой промышленности (разведка, бурение, добыча, сбор и подготовка, переработка) являются наиболее вероятными причинами загрязнения окружающей среды.

В настоящее время наряду с рациональным использованием природных ресурсов, перед топливно-энергетическим комплексом стоит актуальная задача охраны окружающей среды.

4.2 Охрана недр и окружающей среды при разработке нефтяных месторождений

1. Промышленная разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений допускается только при условии, когда добываемый вместе с нефтью газ используется в народном хозяйстве или, в целях временного хранения, закачивается в специальные подземные хранилища, в разрабатываемые или подлежащие разработке нефтяные пласты. При этом также должен быть обеспечен сбор конденсата и сопутствующих ценных компонентов и воды.

2. На разрабатываемых месторождениях должен проводиться обязательный комплекс гидродинамических и промыслово-геофизических исследований и измерений, в том числе исследования по своевременному выявлению скважин - источников подземных утечек и межпластовых перетоков.

3. Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин должны производиться при соответствующем оборудовании устья скважин, которое должно предотвращать возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.

4. Эксплуатация дефектных добывающих и нагнетательных скважин (с нарушенной герметичностью эксплуатационных колонн, отсутствием цементного камня за колонной, пропусками фланцевых соединений и т.д.) не допускается.

5. При проведении мероприятий по повышению производительности нефтяных скважин путем воздействия на призабойную зону пласта должна быть обеспечена сохранность колонны, обсадных труб и цементного кольца выше и ниже продуктивного горизонта.

В скважинах, где раздел между нефтеносными и газоносными, нефтеносными и водоносными пластами невелик, мероприятия по интенсификации добычи нефти должны производиться при условии создания допустимого перепада давления на перемычке,

6. Если до обработки призабойной зоны вынос породы и разрушение пласта не наблюдались, а после обработки началось интенсивное поступление породы пласта в скважину, необходимо прекратить или ограничить отбор нефти из скважины и осуществить технические мероприятия по ограничению доступа породы пласта в ствол скважины.

7. Мероприятия по охране окружающей среды при разработке нефтяных месторождений должны быть напрвлены на предотвращение загрязнения земли, поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна нефтепродуктами (жидкими и газообразными), промысловыми сточными водами, химреагентами, а также на рациональное использование земель и пресных вод. Они включают в себя:

- полную утилизацию промысловой сточной воды путем ее закачки в продуктивные или поглощающие пласты;

- при необходимости, обработку закачиваемой в продуктивные пласты воды антисептиками, с целью предотвращения ее заражения сульфатвосстанавливающими бактериями, приводящими к образованию сероводорода в нефти и в воде;

- использование герметизированной системы сбора, промыслового транспорта и подготовки продукции скважин;

- полную утилизацию попутного газа, использование замкнутых систем газоснабжения при газлифтной эксплуатации скважин; быструю ликвидацию розливов нефти, строительство нефтеловушек на реках, в местах ливневых стоков;

- создание сети контрольных пунктов для наблюдения за составами поверхностных и подземных вод;

- исключение при нормальном ведении технологического процесса попадания на землю, в поверхностные и подземные воды питьевою водоснабжения ПАВ, кислот, щелочей, полимерных растворов и других химреагентов, используемых как для повышения нефтеотдачи, так и для других целей:

- применение антикоррозионных покрытий, ингибиторов для борьбы с солеотложениями и коррозией нефтепромыслового оборудования:

- организацию регулярного контроля за состоянием скважин и нефтепромыслового оборудования.

4.3 Охрана недр и окружающей природной среды

Среди экологически неблагополучных отраслей промышленности, относящихся к топливной энергетике, одно из ведущих мест отводится нефтегазодобывающей отрасли. На её долю приходится большая часть общих загрязнений окружающей среды.

Нефтегазодобывающая отрасль отличается большой землеемкостью, значительной загрязняющей способностью, высокой взрыво- и пожароопасностью промышленных объектов. Химические реагенты, применяемые при бурении скважин, добыче и подготовке нефти, а также добываемые углеводороды и примеси являются вредными веществами для растительного и животного мира, а также для человека [1].

Отходы, образующиеся в технологическом процессе в отрасли, представляют реальную угрозу самим биологическим основам здоровья и жизнедеятельности населения.

На территории предприятия УДП «Мубарекнефтегаз», в состав которого входит месторождение Северный Уртабулак находится 203 источника выделения и 151 источник выброса загрязняющих атмосферу веществ, в том числе организованных - 86 [2]

На предприятии выявлены три типа источников выбросов загрязняющих веществ:

- организованные - трубы факелов, котельных, огневых регенераторов, печей подогрева и ГПА, свечи для стравливания газа, дыхательные клапаны резервуаров;

- неорганизованные - станки для металлообработки, сварочные аппараты;

- площадные - насосные, нефтеловушки, пруды-испарители.

От указанных источников в течение года в атмосферный воздух выделяется 5361,02 тонны загрязняющих веществ 16 наименований.

Основную долю в балансе загрязнителей атмосферного воздуха на предприятии составляют: оксид углерода - 57,121% (3062,264586 т/г), диоксид серы - 17,803% (954,446931 т/г), углеводороды - 11,755% (630,197460 т/г), диоксид азота - 10,031% (537,756662 т/г), оксид азота - 2,511% (134,618624 т/г).

Выбросы твердых ингредиентов составляют 2,722764 т/г (0,051 %), а газообразных - 5358,296097 т/г (99,949 %).

Главным направлением природоохранных работ в рамках отраслевой стратегии создания экологически безопасной малоотходной ресурсосберегающей технологии строительства и эксплуатации скважин является максимальная утилизация образующихся отходов бурения. Без этого не может быть решена также и проблема своевременной и качественной ликвидации шламовых амбаров, как главного источника загрязнения природной среды в районах ведения буровых работ. Одним из основных требований к технологии бурения должно быть обязательное введение оборотного водоснабжения буровой, в основе которого лежит ориентация на использование БСВ (буровых сточных вод) для различных технических целей. [3].

Сегодняшние технологии не позволяют осуществить эффективную нейтрализацию вредного воздействия отходов бурения и нефтепродуктов на окружающую среду.

Для предотвращения миграции токсичных ингредиентов из мест складирования в окружающую среду необходимо воспрепятствовать фильтрации жидкой части отходов.

Нарушения экологического равновесия недр на месторождении могут быть связаны с разливом промысловых сточных и пластовых вод при порывах водоводов и попадании солей, остатков нефти, нефтепродуктов, химических реагентов в водосодержащие горизонты, попаданием стоков нефтепромысла в подземные воды в период дождей, перетоком высокоминерализованных вод глубоко залегающих горизонтов в другие пласты из-за негерметичности эксплуатационных колонн, попаданием сточных вод в водоносные горизонты.

Разработанная ХОУПЕКС комплексная экологически чистая технология по ликвидации амбаров-накопителей отходов предусматривает:

- сбор слоя и пленочной нефти с поверхности амбара-накопителя;

- очистка сточных вод до показателей, позволяющих осуществлять их сброс на рельеф местности;

- складирование глинистой суспензии (отработанного бурового раствора) и выбуренного шлама;

- захоронение глинистой суспензии (отработанный буровой раствор) и выбуренного шлама на месте.

Выбор и осуществление конкретных природоохранных мероприятий во всем многообразии вопросов охраны недр и окружающей среды в нефтегазовой промышленности является актуальным и своевременным моментом в возможных ситуациях нанесения вреда окружающей среде.

Обустройство и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений сопровождаются неизбежным техногенным воздействием.

4.4 Водоохранные мероприятия

Заводнение продуктивных коллекторов добываемой попутно с нефтью водой для поддержания пластового давления является одним из рациональных методов её использования. Применение системы ППД позволяет повысить нефтеотдачу пластов и темпы отбора нефти и, как следствие, сократить срок разработки месторождения. Кроме того, решается вопрос оборотного водоснабжения нефтедобывающих предприятий и сокращаются расходы на бурение поглощающих скважин. Благодаря утилизации этих вод, в оборотном водоснабжении частично компенсируется расход пресных вод для технологических целей при добыче нефти.

Для предотвращения и устранения последствий негативного воздействия техногенных факторов на почвенно-растительный покров применяются мероприятия, которые подразделяются применительно к поисково-разведочным работам и добыче нефти на промыслах.

Мероприятия по технике безопасности и промышленной санитарии необходимо проводить в соответствии с документом «Правила безопасности в нефтегазовой промышленности» [4].

Мероприятия по предотвращению пожаров должны проводиться в соответствии с «Правилами пожарной безопасности в нефтегазодобывающей промышленности Республики Узбекистан», разработанными в 2004 году «Давлат саноат кон техназорат кумитаси».

Заключение

«В работе были просчитаны прогнозные варианты механизированных способов эксплуатации, таких как газлифт и ШГН. Первый вариант основывался на текущей системе разработки без бурения новых скважин и мероприятий. Вариант 2 основывался на первом варианте с мероприятиями (зарезка бокового ствола, СКО, водоизоляция и д.р.) Варианты 3 и 4 включают в себя второй вариант с дополнительным бурением новых скважин. Во 2 и 4 вариантах предполагается переход полностью на ШГН с 2015 года.

Вариант 1 - эксплуатация месторождения предусматривается при сложившейся системе разработки, существующим фондом скважин и без мероприятий.

Разработка месторождения будет длиться 69 лет, при этом утвержденные извлекаемые запасы нефти будут извлечены на 97,9 %. Общая накопленная добыча нефти составит 8845 -10³ т, газа (попутный) 443,3-10⁶ м³.

Максимальный фонд добывающих скважин составит 47 единиц.

Вариант 2 - разрабатывать месторождение предусматривается при сложившейся системе разработки, существующим фондом скважин и с основными мероприятиями (зарезка вторых стволов, водоизоляция и др.). С 2015 года предусматривается полный переход всех газлифтных скважин на ШГН. Общая накопленная добыча нефти составит 8932-10³ т, газа (попутный) 449,7-10⁶ м³.

Разработка залежи будет длиться 57 лет, при этом утвержденные извлекаемые балансы нефти будут извлечены на 98,9%.

Максимальный фонд добывающих скважин составит 47 единиц.

Вариант 3 - разработка месторождения предполагается то же, что и в варианте 2 с дополнительным бурением 7 скважин.

Общая накопленная добыча нефти составит 9047-10³ т, газа (попутный) 449,7-10⁶ м³.

Разработка залежи будет длиться 56 лет, при этом утвержденные извлекаемые балансы нефти будут извлечены уже через 31 год.

Максимальный фонд добывающих скважин составит 54 единицы в 2018 году.

Вариант 4 - то же, что и вариант 3, однако с 2015 года предусматривается полный переход всех газлифтных скважин на ШГН.

Разработка залежи будет длиться 57 лет, при этом утвержденные извлекаемые балансы нефти будут извлечены уже через 32 года.

Общая накопленная добыча нефти составит 9047-10³ т, газа (попутный) 458,3-10⁶ м³.

Максимальный фонд добывающих скважин составит 54 единиц в 2018 году.

Для сравнительной оценки вариантов разработки месторождения использовался основной показатель экономической эффективности капитальных вложений - дисконтированный денежный поток наличности.

Для достижения положительного денежного потока наличности расчетная цена нефти принята равной 460 долл./тонну.

Разработка месторождения по первому варианту обеспечит за весь расчетный период реализации нефти - 956,8 тыс.тонн. При этом чистая выручка от реализации продукции составит 199,3 млн. долл.США. Главный критерий экономической эффективности капитальных вложений - денежный поток наличности составит -1,3 млн. долл.США. Доход государства в виде налогов и отчислений составит 102,5 млн.долл.США.

Разработка месторождения по второму варианту обеспечит за весь расчетный период реализации нефти - 1041,1 тыс.тонн. При этом чистая выручка от реализации продукции составит 216,9 млн. долл.США. Главный критерий экономической эффективности капитальных вложений - денежный поток наличности составит 10,1 млн. долл.США. Доход государства в виде налогов и отчислений составит 110,5 млн.долл.США.

Разработка месторождения по третьему варианту обеспечит за весь расчетный период реализации нефти - 1135,2 тыс.тонн. При этом чистая выручка от реализации продукции составит 236,5 млн.долл.США. Главный критерий экономической эффективности капитальных вложений - денежный поток наличности составит 0,4 млн.долл.США. Доход государства в виде налогов и отчислений составит 123,7 млн.долл.США.

Разработка месторождения по четвертому варианту обеспечит за весь расчетный период реализации нефти - 1135,1 тыс.тонн. При этом чистая выручка от реализации продукции составит 236,5 млн.долл.США. Главный критерий экономической эффективности капитальных вложений - денежный поток наличности составит -1,0 млн.долл.США. Доход государства в виде налогов и отчислений составит 123,5 млн.долл.США.

Сравнивая варианты разработки по денежному потоку наличности очевидно преимущество второго варианта.

Учитывая потребность Республики в углеводородах, наиболее высокий объем добычи предусматривает 3-вариант. При этом в 3-м варианте по показателям экономической эффективности проекта денежный поток и ТЭП ниже, чем во 2 варианте.

Таким образом, разработка месторождения Северный Уртабулак по второму варианту является наиболее экономически целесообразной и является рекомендуемым вариантом по денежному потоку наличности. Доход Республики Узбекистан в виде налогов и отчислений по этому варианту составит 110,5 млн.долл.

Литература

1. . Ашрафьян М.О., Лебедев О.А., Новиков А.С., Белько Ю.А. Повышение надежности конструкции забоя скважины в низкопроницаемых коллекторах // Нефтяное хозяйство, 1991, №1, с. 44-46.

2. Байдюк Б.В., Близнюков В.Ю. Прогнозирование градиента давления устойчивости пород при разработке конструкции скважин // Нефтяное хозяйство, 1987, №1, с. 6-8.

3. Минигулов Р.М. Методы обеспечения устойчивости работы водопескопроявляющихся скважин // НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе», 1997, №2, с. 43-47.

4. Петухов И.М., Запрягаев А.П. Устойчивость скважин разного диаметра в зависимости от напряженного состояния пород // Нефтяное хозяйство, 1984, №5, с. 22-25.

5. Саркисов Н.М., Смирнова Н.В. Изменение устойчивости призабойной зоны скважины при разработке месторождения // Нефтяное хозяйство, 1984, №1, с.33-34.

6. Афанасьева А.В., Горбунов А.Т, Шустеф И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. - М.: Недра, 1975, 215 с.

7. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. - М.: Недра, 1988, 150 с.

8. Шустеф И.Н. Геологические основы технологических решений в разработке нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1988, 199с.

9. Закиров А.А., Мирзарахимов М.С., Эрматов Н.Х., Сидикходжаева М.Р. Об эффективности уплотнения сетки добывающих скважин на месторождениях поздней стадии разработки // Узбекский журнал нефти и газа. - 2002. - №4. - С. 31-34.

10. Закирова Ч.С., Владимиров И.В. Исследование эффективности ввода в разработку остаточных запасов нефти пластов чишминской площади Ромашкинского месторождения // Ж. нефтепромысловое дело. - 2001. -№1. -С.41-48.

11. Ирматов Э.К., Агзамов А.Х. Опыт и проблемы совершенствования разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений Средний Азии и методы повешения их нефтеотдачи. - Тошкент : ФАН, 1991.-С.71.

12. Ирматов Э.К., Агзамов А.Х., Ибрагимов М.Х. Нефтеотдача месторождений межгорных впадин Средний Азии с осложненными геолого-физическими условиями и пути ее увеличения. - Ташкент: АН РУз, НПО Кибернетика, 1992. -С. 44.

13. Казаков А.А. Оценка технико-экономической эффективности форсированного отбора жидкости // Ж. изв. вузов. Сер. “Нефть и газ”. - 1984. - №6. - С. 83-89.

14. К вопросу о более полном извлечении запасов нефти месторождения Северный Уртабулак // Ирматов

15. Э.К., Агзамов А.Х., Соколов В.И., Хайдаров П.М. // Узбекский журнал нефти и газа. - 2001. -№1. - С. 15-16.

16. Каневская Р.Д., Андриасов А.Р. Оценка технологической эффективности применения полимеров // Ж. нефтпромысловое дело. - 2001. -№2. - С. 15-18.

17. Клёпач А.В. Оценка эффективности нефтегазовых инвестиционных проектов // Ж. газовая промышленность. - 2000. - №11. - С. 44-46.

20. Мавлонов А.В. Нефть ва газ кони геологияси. -Т.: Нур, 1992 й.

21. Акрамов Б.Ш., Сиди?хўжаев Р.К., Жумаев Х.Н. Нефть ва газ иши асослари. Маърузалар матни, Тошкент, 1999 йил.

22. Гутман Э.М. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии, 1983, 150 с.

23. Х.Рахимов, А.Агзамов, Т.Турсунов “Мехнатни мухофаза ?илиш” Тошкент Ўзбекистон 2003 йил.

24. З.С.Иброхимов “Нефт ва газ сохаларининг русча - ўзбекча атамалар лу?ати” Тошкент Нур 1992 йил.

25. Нефт ва газ геологияси русча - ўзбекча изо?ли лу?ати. Ўзбекистон миллий энсиклопедияси. Давлат илмий нашриёти 2000 йил.

26. WWW .OIL and Gas.ru

27. WWW.Novosti -nefti I gasa.ru

28. WWW.Referat -5 ballov.ru

29. WWW. lukoil. ru

30. WWW. sibneft. ru

31. WWW. transneft.ru

32. WWW. nefte. Ru

Размещено на Allbest.ru