Дипломная (вкр): Разработка Талинского месторождения

Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам

Опыт эксплуатации ШГН в других регионах показывает, что при соблюдении перечисленных условий представляется реальным увеличение МРП с 232 до 500 суток.

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Требования к конструкциям скважин

.1.1 Характеристика действующих проектных документов на строительство добывающих и нагнетательных скважин

Бурение скважин в Красноленинском районе осуществлялось на основе проектов разработанных в «СибНИИНП» в соответствии с ВСН-39-86 «Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство скважин на нефть и газ», РД 39-014805 3-537-67 «Макет рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ» и другими руководящими документами, перечень которых приведен в проектах, а также в соответствии с заданием на проектирование.

При разработке проектов на строительство скважин не учитывалась в полной мере уникальность месторождения: фильтрационно-емкостные характеристики коллекторов и физико-химические свойства насыщающих флюидов. В связи с этим, принятые проектные решения, особенно в области технологии разобщения продуктивных горизонтов, технологии первичного и вторичного вскрытия не позволяли создать условия, благоприятствующие максимальному извлечению нефти из недр и обеспечить оптимальные отборы нефти из скважин. Анализ проектных решений показывает, что проектные документы основываются на традиционных, типовых технологических решениях, апробированных для месторождений Западной Сибири (трехступенчатая система очистки бурового раствора, повышенные плотности, вязкости, значений водоотдачи) и не учитывали уникальность Красноленинского месторождения. На тот период времени рекомендуемые технологии соответствовали руководящим документам, действующим нормам и правилам строительства скважин.

Таблица 4.1 Основные проектные решения по Талинской площади Красноленинского месторождения

№ проекта, площадь	Разработчик, год разработки	Конструкция	Рецептура бурового раствора	Параметры раствора первичного вскрытия			Высота подъема цемента	Вторичное вскрытие
				плотн., г/см3	Вязк., сек	водоотдача, см3/30 мин		Тип перф-ра.	Раствор вскрытия
151, пласт ЮК10-11 Талинская	СибНИИНП, 1986	Направление,324мм,глубина спуска 30м; Кондуктор,245мм, глубина спуска 450 м; Экспл. колонна 146, глубина спуска 2750м	ГКЖ, КМЦ, гипан, барит, полимер-глинистый	1,16-1,18	20-22	6-7	За направлением - до устья, за кондуктором - до устья, за экспл. колонной- на 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных до устья.	ПКС-80	Солевой раствор плотностью 1,10-1,12 г/см3.
152, пласт ЮК10-11 Талинская	СибНИИНП, 1986	Направление,324мм,глубина спуска 30м; Кондуктор,245мм, глубина спуска 450 м; Экспл. колонна 146, глубина спуска 2750м	ГКЖ, КМЦ, гипан, барит, полимер-глинистый	1,16-1,18	20-22	6-7	За направлением - до устья, за кондуктором - до устья, за экспл. колонной- на 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных до устья.	ПКС-80	Солевой раствор плотностью 1,10-1,12 г/см3.
155, пласт ЮК10-11 Талинская	СибНИИНП, 1986	Направление,324мм,глубина спуска 30м; Кондуктор,245мм, глубина спуска 450 м; Экспл. колонна 146, глубина спуска 2750м	ГКЖ, КМЦ, гипан, барит, полимер-глинистый	1,16-1,18	20-22	6-7	За направлением - до устья, за кондуктором - до устья, за экспл. колонной- на 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных до устья.	ПКС-80	Солевой раствор плотностью 1,10-1,12 г/см3.
178, пласт ЮК10-11 Талинская	СибНИИНП, 1992	Направление,324мм,глубина спуска 30м; Кондуктор,245мм, глубина спуска 450 м; Экспл. колонна 146, глубина спуска 2750м	ГКЖ, КМЦ, гипан, барит, полимер-глинистый	1,16-1,18	20-22	6-7	За направлением - до устья, за кондуктором - до устья, за экспл. колонной- на 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных до устья.	ПКС-80, ПК-105	Солевой раствор плотностью 1,10-1,12 г/см3.
179, пласт ЮК10-11 Талинская	СибНИИНП, 1992	Направление,324мм,глубина спуска 30м; Кондуктор,245мм, глубина спуска 450 м;Экспл.колонна 146, глубина спуска 2750м	ГКЖ, КМЦ, гипан, барит, полимер-глинистый	1,16-1,18	20-22	6-7	За направлением - до устья, за кондуктором - до устья, за экспл. колонной- на 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных до устья.	ПКС-80, ПК-105	Солевой раствор плотностью 1,10-1,12 г/см3.

4.2 Краткий анализ соответствия проектных решений по строительству скважин и фактическому их исполнению

Эксплуатационное бурение на Талинской площади было начато в 1982г.

Пробурено 5141 скважина.

В настоящее время на Талинской площади бурение эксплуатационных скважин не ведется До 2002 года бурение велось ООО «Бурнефть» (созданного на базе Няганьского УБР) в соответствии с проектом № 180 Сравнение проектного решения и фактического исполнения на Талинской площади приводится ниже.

4.2.1 По конструкции скважин

Все рассмотренные скважины пробурены без направления диаметром 324 мм. Типовыми регламентами на крепление скважин, которые являлись составной частью проекта на строительство скважин, допускалось строительство скважин без направления при условии подъема цементного раствора за кондуктором до устья на основании трехстороннего акта.

В рассмотренных делах скважин таких актов не содержалось. Отсутствие направления может привести к проникновению талых и поверхностных вод в водозаборные горизонты, к загрязнению питьевых вод.

Рис.4.1 Cхема конструкции скважин Талинской площади.

4.2.2 По буровым растворам при первичном вскрытии и креплению скважин

Первичное вскрытие продуктивного пласта на Талинской площади на начальном этапе производилось в основном с использованием реагентов КМЦ, ГКЖ, гипана, барита и т.д. С появлением полимер-акриловых химикатов стали применятся реагенты типа сайпан, ДК-дрил и другие, которые позволил осуществлять безаварийную проводку ствола скважины. Аварийные ситуации возникали лишь по вине технологических служб или вахты при не соблюдении регламента поинтервальной обработки бурового раствора, в конечном итоге это приводило к снижению продуктивности пласта. Наиболее существенную роль в возникновении аварийных ситуаций играет применение трехступенчатой системы очистки бурового раствора, заложенной в проектном решении.

В 24 % скважин в результате несоблюдения регламента поинтервальной обработки бурового раствора, нарушения технологической дисциплины было допущено превышение показателя условной вязкости (по проекту - 20-22 с, по факту - 28-32 с), вследствие этого рабочее давление закачки цементного и облегченного тампонажного раствора при креплении эксплуатационных колонн было превышено на 2,0 - 3,3 МПа. Все это привело к частичному гидроразрыву и, как следствие, к поглощению тампонажного раствора в интервале продуктивного горизонта. На этих скважинах была потеряна циркуляция в конце продавки и по результатам АКЦ отмечался недоподъем тампонажного раствора до проектной высоты.

Недоподъем тампонажного раствора до проектной высоты отмечается на 36 % скважин.

На 5,4 % скважин имеют место срез эксплуатационной колонны в районе люленворских глинах, смещение и порывы.

Эти случаи являются результатом недоподьема тампонажного раствора до проектной высоты (в башмак кондуктора), так как при нагнетании воды через резьбовые соединения происходит не контролируемая утечка воды в интервале люленворских глин, которая провоцирует их набухание и приводит к перемещению слоев горных пород.

4.2.3 По профилю скважин

При изучении дел скважин и геофизического материала по первичным документам, на момент сдачи скважин НГДУ практически все скважины попали в круг допуска.

Однако, при проведении выборочной повторной инклинометрии по состоянию на 01.01.2000г. из 58 скважин, по которым была проведена запись гироскопом, - 44 скважины вышли за пределы круга допуска.

Отклонения за круг допуска ( проект - 60 м) - менее 50 м составляют 41,5 %, от 50 м до 100 м - 21,5 %, более 100 м - 37 %. По абсолютным значениям отклонения от проектного круга допуска на Талинской площади составляли от 7,2 м до 823 м.

Последствия таких отклонений изложены в разделе по анализу разработки месторождения.

Данные инклинометрии по этой группе скважин показывают, что при проводке наклонно-направленного ствола не соблюдались требования руководящих документов по набору зенитного угла и азимута в зоне установки насосного оборудования.

Следует отметить, что в отличие от других регионов Западной Сибири, в делах скважин не содержится документов по соблюдению профиля скважин при наборе зенитного и азимутального углов.

Таким образом, отклонения от проектного профиля скважин обуславливают возможные проблемы по обеспечению надежной работы насосного оборудования и эксплуатации скважин.

4.2.4 По вторичному вскрытию

Вторичное вскрытие производилось перфораторами ПКС - 80 и ПК - 105. Перфорация производилась после замены бурового раствора на солевой ( CaCl 2 или NaCl 2 ) плотностью 1,10 -1,12 г/см 3 . Плотность перфорационных отверстий на 1 п.м составляла от 10 до 20. Следует отметить, что на начальном этапе перфорация производилась по всему продуктивному пласту без учета качества разобщения по заключениям АКЦ.

Используемые методы вторичного вскрытия не обеспечивали снятие фильтрационных сопротивлений в продуктивном пласте, которые возникали при первичном вскрытии и при вызове притока, в последствии, не способствовали наиболее полной очистки призабойной зоны для обеспечения потенциального дебита скважины.

Выводы

В целом (если основываться на официальных материалах: дела скважины, ГИС и т.д.), строительство скважин на Талинской площади осуществлялось в соответствии с принятыми проектными решениями.

Анализ исполнения проектных решений показывает, что при строительстве скважин допускались нарушения технологической дисциплины на каждом этапе. При проводке ствола, при первичном и вторичном вскрытиях, при освоении скважины и при пуске скважины в эксплуатацию.

Применяемые технологии как первичного, так и вторичного вскрытия продуктивных пластов делают еще более неравномерной выработку запасов по разрезу продуктивной толще пластов и самым непосредственным образом влияют на степень извлечения запасов нефти.

4.3 Оборудование скважин

4.3.1 Оборудование фонтанных скважин

На фонтанных нефтяных скважинах предполагается установка фонтанной арматуры АФК1-65х350 - арматура фонтанная, для сред, содержащих СО3 до 6 %, условный проход по стволу и боковым струнам 65 мм, рабочее давление 35 МПа.

На рис. 4.2 показана фонтанная арматура крестового типа с крановыми запорными устройствами, предназначенная для однорядного подъемника. Подъемные трубы подвешивают к переводной втулке 5, которая ввинчена в катушку 4. При эксплуатации скважины газожидкостная струя из подъемных труб проходит через открытый центральный стволовой кран и направляется в один из выкидов правый или левый и далее, пройдя штуцер, в выкидную линию (на схеме не показана), соединяющую арматуру со сборной или сепарационной установкой. Краны 2 на правом отводе крестовика трубной головки при фонтанировании скважины закрыты; они служат для подсоединения водяной или газовой линии к затрубному пространству при освоении скважины или при ремонтных работах.

Для контроля за процессом эксплуатации скважины установлены два манометра с трехходовыми кранами или с вентилями: один на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины (затрубного давления), другой в верхней части арматуры для замера давления на устье скважины (устьевого давления). При необходимости спуска в подъемные трубы контрольно-измерительных приборов (манометров, дебитометров) или депарафинизационных скребков над верхним стволовым краном помещают специальное устройство - лубрикатор. На боковых струнах елки устанавливают штуцеры дискового типа.

Рис. 4.2 Фонтанная арматура крестового типа с крановыми запорными устройства ми: 1 манометр; 2 кран; 3 крестовик елки; 4 переводная катушка; 5 переводная втулка; 6 крестовик трубной головки; 7 фланец колонной головки; 8 штуцер.

На Талинском месторождении применяется фонтання арматура:

. ОУЭН-65х14-2ХЛ1 (изготовитель-Юго-Камский машиностроительный завод имени Лепсе) - оборудование устьевое нефтяных скважин эксплуатируемых УЭЦН. 2.АФК1Э-65х14 ХЛ [12] (изготовитель-Юго-Камский машиностроительный завод имени Лепсе) - арматура фонтанная предназначена для работы в холодных макроклиматических районах.

В качестве запорных устройств фонтанной используются задвижки типа ЗМС1-65х350К1 по ТУ 26-16-45-77 (рис. 4.3).

Рис. 4.3 Задвижка с однопластинчатым шибером типа ЗМС

Задвижка состоит из корпуса 1; седла 2; шпинделя 3; масконки 4; маховика 5; гайки регулировочной 6 и ходовой 7; крышки подшипников 8; гайки нажимной 9; кольца нажимного 10; манжет 11; кольца опорного 12; крышки 13; пружин тарельчатых 14; клапана нагнетательного 15; клапана разрядного 16; шибера 17. [15]

.3.2 Оборудование скважин эксплуатируемых штанговыми глубинными насосами

Штанговые насосы предназначены для добычи нефти при глубине подвески насоса до 3500 м и при дебите скважин от долей тонны до 400 т/сут.

Скважинный штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, штанговые глубинные насосы по конструкции и способу установки делятся на две основные группы: невставные и вставные, приспособленный для работы в скважинах на большой глубине (рис. 4.5).

Невставные насосы: цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружного диаметра плунжера (примерно на 6 мм). Для извлечения невставного насоса в случае замены или ремонта необходимо сначала извлечь штанги с висящим на их конце плунжером, а затем насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса.

Вставные насосы: цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство - замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса. Для извлечения вставного насоса в случае ремонта достаточно извлечь только штанги, вместе с которыми извлекается весь насос.

Привод ШГН осуществляется с поверхности через колонну специальных штанг от станка - качалки (рис. 4.6) Насосная установка (рис. 4.7) состоит из насоса 1, находящегося в скважине, и станка-качалки 6, установленного на поверхности у устья. Цилиндр 11 насоса укреплен на конце спущенных в скважину насосно-компрессорных (подъемных) труб 9, а плунжер 12 подвешен на колонне штанг 2. Самая верхняя штанга (сальниковый шток) соединена с головкой 4 балансира 5 станка-качалки 6 канатной или цепной подвеской. В верхней части плунжера установлен нагнетательный клапан 10, а в нижней части всасывающий клапан 13. Колонна насосных труб, по которой жидкость от насоса поднимается на поверхность, заканчивается на устье тройником 3. В верхней части тройника имеется сальниковое устройство (рис. 4.8), предназначенное для предотвращения утечек жидкости вдоль движущегося сальникового штока. Через боковой отвод тройника жидкость из скважины направляется в выкидную линию. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передается от электродвигателя 8 через редуктор 7 и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки. Принцип действия насоса следующий. При движении плунжера вверх всасывающий клапан 13 под давлением жидкости открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан 10 в это время закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, заполнившей насосные трубы.

При движении плунжера 12 вниз всасывающий клапан 13 закрывается, а нагнетательный клапан 10 открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером. Таким образом, при ходе плунжера одновременно происходят всасывание жидкости в цилиндр насоса и подъем ее в насосных трубах, и при ходе вниз вытеснение жидкости из цилиндра в полость труб. Эти признаки характеризуют штанговый (глубинный) насос как насос одинарного действия. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и то же количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины.

Рис. 4.5 Принципиальная схема скважинных штанговых насосов: а) - невставной насос с штоком типа НГН-1; б) - невставной насос с ловителем типа НГН-2; 1 - нагнетательные клапаны, 2 - цилиндры, 3 - плунжеры; 4 - патрубки-удлинители, 5 - всасывающие клапаны, 6 - седла конусов, 7 - захватный шток, 8 - второй нагнетательный клапан, 9 - ловитель, 10 - наконечник для захвата клапана; в) - вставной насос типа НГВ-1: 1 - штанга, 2 - НКТ, 3 - посадочный конус, 4 - замковая опора, 5 - цилиндр, 6 - плунжер, 7 - направляющая трубка

Рис. 4.6 Схема балансирного станка-качалки типа СКД: 1 - канатная подвеска; 2 - балансир с поворотной головкой; 3 - опора балансира; 4 - стойка; 5 - шатун; 6 - кривошип; 7 - редуктор; 8 - ведомый шкив; 9 - клиноременная передача; 10 - электромотор; 11 - ведущий шкив; 12 - ограждения; 13 - салазки поворотные для электромотора; 14 - рама, 15 - противовес, 16 - траверса, 17 - тормозной шкив

Рис. 4.7 Штанговая глубинно-насосная установка

Рис. 4.8 Устьевой сальник СУСГ2: 1 тройник; 2, 6, 8 нижняя промежуточная и верхняя втулки; 3 шаровая головка; 4 нижний и верхний манжетодержатели; 5 нижняя и верхняя сальниковые набивки; 7 корпус сальника; 9 вкладыши; 10 крышка корпуса; 11 ручка; 12 уплотнительное кольцо; 13 стопор; 14 ниппель; 15 накидная гайка; 16 наконечник; 17 гайка; 18 крышка; 19 откидной болт; 20 палец

Парк ШГН ЦДНГ №2: По состоянию на 1.01.2004г. действующий фонд оборудованный ШГН составил 81 единицу. Применяемые штанговые насосы: НВ27.-.1шт., НВ32 - 17шт., НВ44.-.55шт., НН57.-.8 шт.(производства «Ижнефтемаш», «Аксельсон-Кубань», «SBS-Австрия») Подробная информация об опыте эксплуатации скважин при помощи ШГН дана в технологической части настоящей записки.

4.3.3 Оборудование скважин эксплуатируемых электроцентробежными насосами

Установка погружного центробежного электронасоса (рис. 4.9) состоит из насосного агрегата, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах, кабеля, арматуры устья, станции управления и автотрансформатора.

Погружной насосный агрегат состоит из следующих основных частей: центробежного многоступенчатого насоса, погружного электродвигателя (ПЭД) и гидрозащиты (или гидрозащиты с компенсатором). Все эти узлы соединены между собой посредством фланцев Валы двигателя, гидрозащиты и насоса имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

Так как ПЭД расположен непосредственно под газосепаратором, который имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и ПЭД через приемную фильтр-сетку.

Наземное оборудование скважин состоит из устьевой арматуры (рис. 4.9), автотрансформатора и станции управления. Автотрансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле , подводящем ток к ПЭД. Для защиты от пыли и снега трансформатор может устанавливаться в будке. Станция управления позволяет вручную или автоматически запускать в действие, останавливать установку и контролировать ее работу.

Устьевая арматура предназначена для отвода продукции скважины в выкидную линию через регулируемый штуцер, герметизации затрубного пространства с учетом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа через обратный клапан из этого пространства при чрезмерном увеличении его давления, а также для контроля устьевых давлений по средствам манометров. Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления поступает по кабелю к электродвигателю, в результате чего начинает вращаться вал двигателя и насоса. Во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр, установленный на приеме газосепаратора, и нагнетается по насосным трубам на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в верхней части насоса смонтирован обратный клапан. Кроме того, над насосом устанавливают сбивной клапан, через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины.

Рис. 4.9 Схема компоновки оборудования УЭЦН на скважине

Насосный агрегат состоит из насоса (рис. 4.10, а), узла гидрозащиты (рис. 4.10, 6), погружного электродвигателя ПЭД (рис. 4.10, в), компенсатора (рис. 4.10, г), присоединяемого к нижней части ПЭДа.

Насос состоит из следующих деталей: головки 1 с шаровым обратным клапаном для предупреждения слива жидкости из НКТ при остановках; верхней опорной пяты скольжения 2, воспринимающей частично осевую нагрузку из-за разности давлений на входе и выкиде насоса; верхнего подшипника скольжения 3, центрирующего верхний конец вала; корпуса насоса 4; направляющих аппаратов 5, которые опираются друг на друга и удерживаются от вращения общей стяжкой в корпусе 4; рабочих колес 6; вала насоса 7, имеющего продольную шпонку, на которой насаживаются рабочие колеса со скользящей посадкой. Вал проходит и через направляющий аппарат каждой ступени и центрируется в нем втулкой рабочего колеса, как в подшипнике; нижнего подшипника скольжения 8; основания 9, закрытого приемной сеткой и имеющего в верхней части круглые наклонные отверстия для подвода жидкости к нижнему рабочему колесу; концевого подшипника скольжения 10. В насосах ранних конструкций, имеющихся еще в эксплуатации, устройство нижней части иное. На всей длине основания 9 размещается сальник из свинцово-графитовых колец, разде ляющий приемную часть насоса и внутренние полости двигателя и гидрозащиты.Ниже сальника смонтирован трехрядный радиалыно-упорный шариковый подшипник, смазываемый густым маслом, находящимся под избыточным, по отношению к внешнему, некоторым давлением (0,01- 0,2 МПа).

В современных конструкциях ЭЦН в узле гидрозащиты не имеется избыточного давления, поэтому утечки жидкого трансформаторного масла, которым заполнен ПЭД, меньше, и необходимость в свинцово-графитовом сальнике отпала. Полости двигателя и приемной части разделяет простым торцовым уплотнением, давления по обе стороны которого одинаковые. Длина корпуса насоса обычно не превьшает 5,5 м. Когда же нужное число ступеней (в насосах, развивающих большие напоры) разместить в одном корпусе не удается, их размещают в два или три отдельных корпуса, составляющих самостоятельные секции одного насоса, которые состыковываются вместе при спуске насоса в скважину. Для привода ПЦЭН служат специальные вертикальные асинхронные маслозаполненные двухполюсные электродвигатели (ПЭД). Электродвигатели делятся на 3 группы: 5; 5А и 6. Поскольку вдоль корпуса электродвигателя, в отличие от насоса, электрокабель не проходит, диаметральные размеры ПЭДов названных групп несколько больше, чем у насосов, а именно: группа 5 имеет максимальный диаметр 103 мм, группа 5А - 117 мм и группа 6 - 123 мм. В маркировку ПЭД входит номинальная мощность (кВт) и диаметр; например, ПЭД65-117 означает: погружной электродвигатель мощностью 65 кВт с диаметром корпуса 117 мм, т. е. входящий в группу 5А

Рис 4.10 Устройство погружного центробежного агрегата: а - центробежный насос; б - узел гидрозащиты; в - погружной электродвнгателъ; г - компенсатор

Рис. 4.11 Арматура устья скважины, оборудованной УЭЦН

В крестовине имеется разъемный вкладыш 2, воспринимающий нагрузку от НКТ. На вкладыш накладывается уплотнение из нефтестойкой резины 3, которое прижимается разъемным фланцем 5. Фланец 5 прижимается болтами к фланцу крестовины и герметизирует вывод кабеля 4.

Арматура предусматривает отвод затрубного газа через трубу 6 и обратный клапан 7. Арматура собирается из унифицированных узлов и запорных кранов. Она сравнительно просто перестраивается для оборудования устья при эксплуатации штанговыми насосами.

Парк УЭЦН ЦДНГ №2:

По состоянию на 01.01.2004г. парк УЭЦН в ЦДНГ №2 составлял 356 единиц действующего фонда скважин (подробно об опыте и анализе эксплуатации ЭЦН на Талинском месторождении на примере ЦДНГ №2 рассказано в технологической части настоящей пояснительной записки).

Ниже приведены данные о марках оборудования центробежных установок эксплуатируемого в ЦДНГ №2 ОАО «ТНК-Нягань».

По типоразмерам состояние на 01.01.2004 года:

 ВНН 25 с напором (1800, 2000) всего 8 шт.

 ЭЦН 30 с напором (1800, 1960, 2000, 2100) всего 32 шт.

 ЭЦН 50 с напором (1360, 1570, 1600, 1700, 1770, 1800, 1980, 2000) всего 69 шт.

 ВНН 59 с напором (1700, 1800, 2000) всего 5 шт.

 ВНН 79 с напором (2000) всего 4 шт.

 ЭЦН 80 с напором (1200, 1250, 1400, 1450, 1550, 1600, 1610, 1640, 1700, 1750, 1800, 2000) всего 65 шт.

 ЭЦН 125 с напором (850, 1300, 1400, 1480, 1500, 1550, 1610, 1800, 2000, 2050) всего 71 шт.

 ЭЦН 160 с напором (1230, 1500, 1550, 1700) всего 20 шт.

 ЭЦН 200 с напором (1250, 1280, 1400, 1450, 1700, 1800) всего 27 шт.

 ЭЦН 250 с напором (1000, 1090, 1100, 1200, 1250, 1500, 1550) всего 48 шт.

 ЭЦН 400 с напором (1550) всего 7 шт.

Данное оборудование поставляется от следующих фирм производителей: «АЛНАС» (г. Альметьевск), «БОРЕЦ» (г Москва), «ЛЕМАЗ» (г. Лебедянь), «НОВОМЕТ» (г. Пермь) и «REDA» (производства США).

Установки ЭЦН комплектуются ПЭД вышеперечисленных производителей, а так же фирм: «ЛЫСЬВА» (г. Лысьва),«АЛМАЗ» (г. Радужный) и ХЭМС (г. Харьков).

Применяются гидрозащиты марок: 2ПБ 92; ПБ 92; ГЗН 92; П92ДП; МГТ 54, газосепараторы и газодеспергаторы: МНГСЛ; МНГБ; ГС; МНГДБ; ГДНК, кабельные муфты и удленители: «АЛНАС», «БОРЕЦ», «ЭПОП», «БИТЕК» от тех же производителей.

Наземное оборудование (станции управления) марок: ШГС 58-05, «БОРЕЦ», «ЭЛЕКТОН», «КАСКАД», «REDA».

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

5.1 Расчет подбора УЭЦН для условий Талинского месторождения

Условия, в которых приходится эксплуатировать установки погружных электронасосов на Талинском месторождении, своеобразны и сложны, как в геологическом, так и технологическом плане. Поэтому оборудованию, находящемуся в работе, приходится испытывать колоссальные нагрузки различных факторов, которые являются причиной многих отказов.

Большой процент УЭЦН на месторождении работает в режиме ниже оптимального, что тоже приводит к преждевременным отказам и снижении эффективности эксплуатации. Оптимизация технологических режимов скважин механизированного фонда является видом ГТМ направленным в первую очередь увеличение добычи нефти в связи с повышением дебитов скважин.

В связи с этим одной из важнейших задач стоящих перед технологической службой ОАО «ТНК - Нягань» стоит проблема оптимального подбора подземного оборудования учитывающего все тонкости как геологического, так и технико-технологического характера.

Краткий обзор существующих методик подбора ЭЦНУ к скважине

Работы по созданию методик подбора ЭЦНУ к скважинам начинались практически одновременно с созданием самих электроцентробежных насосных установок.

В настоящее время во всем мире практически все пользователи УЭЦН используют для подбора установок к скважине те или иные компьютерные или ручные системы подбора.

Особым разнообразием подобных систем подбора отличается российская нефтедобывающая промышленность, в которой используются десятки методик и программ.

К основным отечественным работам по подбору УЭЦН к нефтяной скважине необходимо отнести работы П.Д. Ляпкова, методики, созданные в БашНИПИнефть и ТатНИПИнефть, в НК «ЮКОС». В значительной части программ используются разработки ОКБ БН, основанные на «Универсальной методике подбора ЭЦНУ». В ее основе лежит адаптивная модель системы «пласт - УЭЦН - лифт» снабженная аппаратом адаптации для повышения точности модели на базе нефтепромысловой информации.

К заслуживающим внимания зарубежным программным продуктам в области подбора УЭЦН можно отнести последние разработки компании REDA (развитие системы Compsel), программу компании Centrilift (развитие системы AUTOGRAF).

В данном разделе произведем подбор УЭЦН к условиям двух реальных скважин, с целью оптимизировать работу погружного электроцентробежного насоса. Расчет произведем по методике основанной на коэффициенте продуктивности на скважине 2037 куст 559 Талинского площади ЦДНГ №2.

Исходные данные:

 Талинское месторождение скважина 2037 куст 559. Пласт ЮК-11

 Пластовое давление: Рпл. = 21,7 МПа

 Забойное давление: Рзаб. = 16,0 МПа

 Линейное давление: Рбуф. = 0,5 МПа

 Коэффициент продуктивности: Кпр.= 6,63 м3/сут.атм.

 Обводненность: В = 0,92 д.е.

 Давление насыщения: Рнас. = 17,5 МПа

 Плотность нефти в пластовых условиях: рн.пл.= 660 кг/м3

 Плотность воды в пластовых условиях: рв.пл.= 1005 кг/м3

 Объемный коэффициент нефти: bн. = 1,54 д.е.

 Газовый фактор: Gф. = 192 м3/м3

 Расстояние до кровли пласта: Нкр. = 2712,9м

 Объемный коэффициент гжс: Впр. = 0,5 д.е.

 Удлинение по стволу: Lудл. = 2,4 м.

1. Определяем возможный дебит скважины по коэффициенту продуктивности :

= Кпр*(Рпл - Рзаб)*10 (5.1)

= 6.63*(21,7 - 16)*10 = 377,9 м3/сут.

. Определяем давление на приеме насоса:

Рнас*(Gф*(1 - В)*(1 - Впр) - Впр)

Рпр = (5.2)

Рнас*Впр + Gф*(1 - В)*(1 - Впр)

,5*(192*(1 - 0,92)*(1 - 0,5) - 0,5)

Рпр = 7,6 МПа

17,5*0,5 + 192*(1 - 0,92)*(1 - 0,5)

3. Определяем плотность жидкости в первом итервале:

рж1 = (рв.пл - рн.пл)*[0.5 - 0.012786*Qж + (0,5 - 0,012786*Qж)2 + 0.025572*Qж*В] + рн.пл (5.3)

рж1 = (1005 - 660)*[0.5 - 0.012786*377,9 + (0,5 - 0,012786*377,9)2 + 0.025572*377,9*0,92] + 660 = 979,8 кг/м3

. Определяем высоту первого интервала:

Рзаб - Рнас

L1 = 106* (5.4)

g*рж1

16 - 17,5

L1 = 106* = - 156,1 м

9,81*979,8

5. Определяем плотность жидкости в втором итервале:

рж2 = рж1*(1 - Впр / 2) (5.5)

рж2 = 979,8*(1 - 0,5 / 2) = 734,9 кг/м3

. Определяем высоту второго интервала:

Рнас - Рпр

= 106* (5.6)

g*рж2

,5 - 7,6

L2 = 106* = 1366,7 м

9,18*734,9

. Определяем среднюю плотность жидкости:

рср.ж = (рж1 + рж2) / 2 (5.7)

рср.ж = (979,8 + 734,9) / 2 = 857,3 кг/м3

. Определяем глубину подвески насоса:

н = Нкр - L1 -L2 (5.8)

н = 2712,9 - (- 156,1) -1366,7 = 1502,3 м

. Определяем требуемый напор УЭЦН с учетом условий освоения:

Нн = Нкр - 90*(Рзаб - Рбуф) + 600 (5.9)

Нн = 2712,9 - 90*(16 - 0,5) + 600 = 1317,9 м

. Согласно данным расчета предварительный выбор УЭЦН 400

. Определяем депрессию создаваемую насосом:

Рнасос = (5.10)

Кпр

Рнасос = = 6,03 МПа

6,63

Рзаб н = Рпл - Рнасос (5.11)

Рзаб н = 21,7 - 6,03 = 15,67 МПа

13. Определяем динамический уровень жидкости в затрубном пространстве:

Рзаб н

Ндин = *10 - (Нкр - Lудл) (5.12)

рср.ж

(15,67*10)

Ндин = *10 - (2712,9 - 2,4) = - 883 м

(857,3 / 100)

14. Определяем фактическую производительность насоса, применив объемный коэффициент нефти:

Qж.эцн = (bн*(1 - В) - В*Qж (5.13)

ж.эцн = (1,54*(1 - 0,92) - 0,92*377,9 = 394,2 м3/сут.

15. Определяем дебит нефти:

н.эцн = (Qж.эцн*(1 - В)*0,815 (5.14)

н.эцн = (394,2*(1 - 0,92)*0,815 = 25,7 т/сут.

Согласно данным расчета и инклинометрии рекомендуется спустить ЭЦНМ 5А 400 с напором 1550м. на глубину 2020м с ожидаемыми параметрами работы Qж = 394,2 м3/сут., Qн = 25,7 т/сут.,Нд = 883 м. До оптимизации режима скважина 2037 была оборудована УЭЦНМ 5А 250-790, с глубиной спуска подвески насоса 1247 метров с параметрами работы Qж = 230 м3/сут., Qн = 15 т/сут.,Нд = 690 м. Расчетный прирост составил: по добыче нефти 10.7т/сут., по добыче жидкости 164,2 м3/сут.

Аналогичным методом произведем подбор УЭЦН на скважине 8974 куст 558 Талинского месторождения ЦДНГ №2.

Исходные данные:

 Талинское месторождение скважина 8974 куст 558. Пласт ЮК-10+11

 Пластовое давление: Рпл. = 22,1 МПа

 Забойное давление: Рзаб. = 16,7 МПа

 Линейное давление: Рбуф. = 0,6 МПа

 Коэффициент продуктивности: Кпр. =3,5 м3/сут.атм.

 Обводненность: В = 0,92 д.е.

 Давление насыщения: Рнас. = 17,5 МПа

 Плотность нефти в пластовых условиях: рн.пл.= 660 кг/м3

 Плотность воды в пластовых условиях: рв.пл.= 1005 кг/м3

 Объемный коэффициент нефти: bн. = 1,54 д.е.

 Газовый фактор: Gф. = 192 м3/м3

 Расстояние до кровли пласта: Нкр. = 2813м

 Объемный коэффициент гжс: Впр. = 0,5 д.е.

 Удлинение по стволу: Lудл. = 12,6 м

1.Определяем возможный дебит скважины по коэффициенту продуктивности :

= Кпр*(Рпл - Рзаб)*10 (5.1)

= 3,5*(22,1 - 16,7)*10 = 189 м3/сут.

. Определяем давление на приеме насоса:

Рнас*(Gф*(1 - В)*(1 - Впр) - Впр)

Рпр = (5.2)

Рнас*Впр + Gф*(1 - В)*(1 - Впр)

,5*(192*(1 - 0,92)*(1 - 0,5) - 0,5)

Рпр = 7,6 МПа

17,5*0,5 + 192*(1 - 0,92)*(1 - 0,5)

3.Определяем плотность жидкости в первом итервале:

рж1 = (рв.пл - рн.пл)*[0.5 - 0.012786*Qж + (0,5 - 0,012786*Qж)2 + 0.025572*Qж*В] + рн.пл (5.3)

рж1 = (1005 - 660)*[0.5 - 0.012786*189 + (0,5 - 0,012786*189)2 + 0.025572*189*0,92] + 660 = 981,9 кг/м3

. Определяем высоту первого интервала:

Рзаб - Рнас

L1 = 106* (5.4)

g*рж1

16,7 - 17,5

L1 = 106* = - 83,1 м

9,81*981,9

5. Определяем плотность жидкости в втором итервале:

рж2 = рж1*(1 - Впр / 2) (5.5)

рж2 = 981,9*(1 - 0,5 / 2) = 736,4 кг/м3

. Определяем высоту второго интервала:

Рнас - Рпр

L2 = 106* (5.6)

g*рж2

,5 - 7,6

L2 = 106* = 1363,8 м

9,18*736,4

7. Определяем среднюю плотность жидкости:

рср.ж = (рж1 + рж2) / 2 (5.7)

рср.ж = (981,9 + 736,4) / 2 = 859,1 кг/м3

. Определяем глубину подвески насоса:

н = Нкр - L1 -L2 (5.8)

н = 2813 - ( - 83,1) - 1363,8 = 1532,2 м

. Определяем требуемый напор УЭЦН с учетом условий освоения:

Нн = Нкр - 90*(Рзаб - Рбуф) + 600 (5.9)

Нн = 2813 - 90*(16,7 - 0,6) + 600 = 1364 м

. Согласно данным расчета предварительный выбор УЭЦН 200

. Определяем депрессию создаваемую насосом:

Рнасос = (5.10)

Кпр

Рнасос = 5,71 МПа

3,5

12. Определяем забойное давление при заданном отборе жидкости:

Рзаб н = Рпл - Рнасос (5.11)

Рзаб н = 22,1 - 5,71 = 16,39 МПа

13. Определяем динамический уровень жидкости в затрубном пространстве:

Рзаб н

Ндин = *10 - (Нкр - Lудл) (5.12)

рср.ж

(16,39*10)

Ндин = *10 - (2813 - 12,6) = - 893 м

(859,1 / 100)

14. Определяем фактическую производительность насоса применив объемный коэффициент нефти:

ж.эцн = (bн*(1 - В) - В*Qж (5.13)ж.эцн = (1,54*(1 - 0,92) - 0,92*189 = 197,2 м3/сут.

15. Определяем дебит нефти:

н.эцн = (Qж.эцн*(1 - В)*0,815 (5.14)

н.эцн = (394,2*(1 - 0,92)*0,815 = 12,9 т/сут.

Согласно данным расчета и инклинометрии рекомендуется спустить ЭЦНМ 5 200 с напором 1700м. на глубину 2234м с ожидаемыми параметрами работы Qж = 197,2 м3/сут., Qн = 12,9 т/сут.,Нд = 893 м. До оптимизации режима скважина 8974 была оборудована УЭЦНМ 5 80-2000, с глубиной спуска подвески насоса 2234 метров с параметрами работы Qж = 106 м3/сут., Qн = 6,9 т/сут.,Нд = 442 м. Расчетный прирост составил: по добыче нефти 6 т/сут., по добыче жидкости 91,2 м3/сут.

5.2 Анализ оптимизаций технологических режимов скважин на объектах ЮК-10,ЮК-11 проведенных в ЦДНГ№2 за 2003 год.

Приведённые выше расчёты оптимизации скважин были подтверждены расчётами подбора ЭЦН применяемыми в ЦДНГ №2 и удачно применены на практике. Погрешность расчёта ЭЦН по данной методике и расчётов проведённых в цеху очень мала. Подробный отчет по оптимизации технологических режимов скважин мех. фонда ОАО «ТНК-Нягань» на объектах ЮК-10, ЮК-11 Талинского месторождения в ЦДНГ №2 за 2003г. показан в таблице 5.1.

Факторами, определяющими условия работы УЭЦН на Талинском месторождении, являются: забойное давление, давление насыщения нефти газом, глубина спуска погружного насоса. Давление насыщения на Талинском месторождении в среднем 17,5 МПа и выделение газа происходит в том числе и в интервале подвески насоса, а в следствии оседание газовых пузырьков на погружном оборудовании и абсорбция солей на границе раздела. Наличие неоднородных каналов фильтрации (свыше 150 мДарси), в том числе с высокоскоростной фильтрацией (от 300 до 871 мДарси по объектам ЮК-10, ЮК-11), парафинообразование, кольматирующий фактор ПЗС.

За 2003 год в ЦДНГ №2 успешно проведено 42 оптимизации скважин - это 9,6 % от всего действующего механизированного фонда, в том числе две скважины были переведены с эксплуатации с ШГН на УЭЦН. Количество выполненных ГТМ по оптимизации в ЦДНГ №2 за 2003г. Можно увидеть на диаграмме 5.1.

Видна тенденция к увеличению количества высокопроизводительных насосов, в частности по типоразмерам: ЭЦН 200 на 8 шт., ЭЦН 250 на 17 шт., ЭЦН 400 на 5 шт., а средняя производительность установок после оптимизации выросла на 106 м3/сут. В ниже представленных диаграммах 5.2 и 5.3 приведена номенклатура насосов по типоразмерам до и после оптимизации в ЦДНГ №2 за 2003 г. и средняя производительность насосных установок до и после оптимизации в ЦДН №2 за 2003г соответственно.

Дополнительная добыча нефти от оптимизации технологических режимов скважин мех. фонда ОАО «ТНК-Нягань» на объектах ЮК-10, ЮК-11 Талинского месторожденитя в ЦДНГ №2 за 2003г. составила 36703 тонны сначала года. Результаты по скважинно представлены в таблице 5.2

Прирост суточной добычи по нефти и жидкости в ЦДНГ №2 за 2003г. можно увидеть в диаграмме 5.4. Ежемесячно в 2003г. благодаря оптимизациям среднесуточный прирост в ЦДНГ №2 составлял по нефти 16,2 т/сут., по жидкости 253,2 м3/сут.

Выводы и рекомендации

Всё вышеприведённое даёт право не без основания считать, что на данном этапе использование оптимизации как средство повышения добычи нефти с минимальными затратами является целесообразным и оправданным.

Вопрос о будущем данного метода повышения добычи нефти на Талинском месторождении можно оставить открытым по ниже следующим причинам:

 Важную роль в процессе дальнейшей разработки залежи играет то, какой курс выберет компания в выработке запасов в будущем:

1) «Нефть любой ценой, не думая о завтрашнем дне»

2) «Щадящий режим дренирования, увеличение финансирования на геологогеофизические исследования и нефтеоборудование»

 На определённом этапе разработки важную роль будет иметь дальнейшая рентабельность проекта, при условии какой курс выберет компания. Оптимизация на этапе падающей добычи не даст тех эффектов, на которые рассчитывают менеджеры.

 Учитывая особенности геологического строения залежи Талинского месторождения, его уникальную неоднородность и проницаемость продуктивных коллекторов можно предположить, что оптимизацией не удастся затронуть те пропластки, которые изолированы от воздействия ППД и придется принимать принципиально иные подходы для выработки оставшихся достаточно больших запасов нефти.

Таблица 5.1 Дополнительная добыча нефти от оптимизации технологических режимов скважин мех. фонда ОАО «ТНК-Нягань» на объектах ЮК-10, ЮК-11 Талинского месторожденитя в ЦДНГ №2 за 2003г.

№ п/п	Куст	Скважина	Базовые показатели			Показатели МЭР т. его месяца				Показатели текущего месяца					Накопленные показатели
			Дата запуска после ГТМ	Дебит нефти	Дебит жидкости	ДАТА	Дни раб.	Дебит нефти	Дебит жидкости	Дни работы	Дополнительная нефт.	Дополнительная жидк.	Прирост нефти	Прирост жидкости	Дни работы	Дополнительная нефть	Дополнительная жидко.	Прирост нефти	Прирост жидкос.
	1	2	2	3	4	5	6	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23
1	340б	1464	14.янв.03	5,5	158,5	01.дек.03	23	9,3	226,8	23	89	1571	3,9	68	338	1454	18787	4,3	56
2	583	9123	27.дек.02	8,9	135,2	01.дек.03	23	10,0	205,0	23	24	1604	1,0	70	348	673	24186	1,9	70
3	596,2	9201	16.янв.03	18,3	22,7	01.дек.03	10	6,8	37,6	10	0	149	0,0	15	293	317	753	1,1	3
4	548	11533	06.янв.03	6,8	130,7	01.дек.03	31	11,0	222,5	31	129	2844	4,2	92	331	1058	41050	3,2	124
5	579	11553	11.янв.03	6,5	49,6	01.дек.03	18	4,7	111,0	18	0	1105	0,0	61	326	540	10937	1,7	34
6	363б	8374	09.фев.03	5,6	167,5	01.дек.03	31	3,7	76,7	31	0	0	0,0	0	297	358	986	1,2	3
7	369б	8542	27.янв.03	4,4	138,0	01.дек.03	31	10,1	261,5	31	176	3830	5,7	124	324	1900	35108	5,9	108
8	380	8606	09.фев.03	3,1	117,8	01.дек.03	31	9,8	245,7	31	208	3965	6,7	128	317	2050	43875	6,5	138
9	379	8622	02.фев.03	4,0	122,3	01.дек.03	26	10,0	231,0	26	156	2826	6,0	109	312	2192	36546	7,0	117
10	573	11315	12.фев.03	2,0	31,6	01.дек.03	28	5,4	15,3	28	94	0	3,4	0	299	954	3,2	4
11	371б	1772	01.мар.03	5,1	165,0	01.дек.03	31	7,5	233,7	31	73	2130	2,4	69	287	648	22747	2,3	79
12	522	8737	05.мар.03	4,2	131,1	01.дек.03	31	7,2	221,3	31	94	2795	3,0	90	290	1809	40935	6,2	141
13	596,2	9194	04.мар.03	9,3	10,4	01.дек.03	31	16,7	19,4	31	230	280	7,4	9	289	2672	3274	9,2	11
14	540б	11525	19.мар.03	8,6	120,8	01.дек.03	31	10,1	177,0	31	45	1743	1,5	56	281	851	19115	3,0	68
15	780	1322	02.апр.03	6,8	142,3	01.дек.03	31	8,2	203,0	31	43	1883	1,4	61	242	317	5436	1,3	22
16	560	9002	01.апр.03	4,9	135,8	01.дек.03	31	5,7	246,7	31	26	3438	0,8	111	268	790	33207	2,9	124
17	521	11247	03.апр.03	6,7	142,5	01.дек.03	31	5,1	277,9	31	0	4197	0,0	135	257	419	26271	1,6	102
18	781	1327	14.май.03	3,0	126,5	01.дек.03	31	6,2	231,6	31	100	3258	3,2	105		883	23881	3,9	106
19	559	2037	06.май.03	16,7	241,6	01.дек.03	31	14,2	346,7	31	0	3259	0,0	105	230	785	23937	3,4	104
20	351	7853	06.май.03	4,3	147,6	01.дек.03	31	9,9	253,5	31	173	3281	5,6	106	229	1357	24127	5,9	105
21	549	8894	03.май.03	5,4	132,9	01.дек.03	31	5,3	223,3	31	0	2803	0,0	90	210	634	19646	3,0	94
22	521	11239	12.май.03	2,6	144,4	01.дек.03	31	7,0	240,5	31	135	2980	4,4	96	215	628	18477	2,9	86
23	537	11261	04.май.03	9,8	85,1	01.дек.03	31	11,4	103,3	31	48	563	1,5	18	234	2356	8052	10,1	34
24	560	8959	19.июн.03	36,1	108,6	01.дек.03	31	34,4	99,2	31	0	0	0,0	0	191	1377	1594	7,2	8
25	558	8974	23.июн.03	5,5	80,9	01.дек.03	31	8,0	195,2	31	79	3542	2,5	114	187	732	21278	3,9	114
26	349	7848	20.июл.03	6,1	157,2	01.дек.03	31	8,5	208,5	31	74	1591	2,4	51	161	837	13226	5,2	82
27	556	8991	30.июн.03	8,0	41,7	01.дек.03	31	5,4	54,4	31	0	392	0,0	13	170	676	2402	4,0	14
28	580	9067	02.июл.03	14,0	75,8	01.дек.03	31	25,3	31	349	1469	11,3	47	174	1904	7842	10,9	45
29	559	10123	03.авг.03	8,6	110,6	01.дек.03	26	8,0	187,2	26	0	1991	0,0	77	141	551	11348	3,9	80
30	547	11506	04.авг.03	5,4	58,0	01.дек.03	31	11,5	132,0	31	189	2295	6,1	74	146	1148	9206	7,9	63
31	542б	1967	09.авг.03	3,0	100,5	01.дек.03	31	10,5	152,6	31	232	1614	7,5	52	128	855	5725	6,7	45
32	579	11552	26.авг.03	8,3	220,6	01.дек.03	31	10,6	359,5	31	71	4307	2,3	139	121	897	16522	7,4	137
33	369б	1698	03.сен.03	4,9	138,7	01.дек.03	31	9,9	238,4	31	155	3089	5,0	100	115	554	11241	4,8	98
34	558	10142	04.сен.03	6,3	82,9	01.дек.03	31	6,5	136,1	31	7	1650	0,2	53	111	56	6104	0,5	55
35	797	1491	02.сен.03	5,6	31,9	01.дек.03	31	4,5	32,4	31	0	14	0,0	0	111	124	536	1,1	5
36	521	11248	02.окт.03	7,4	235,7	01.дек.03	31	6,1	248,6	31	0	400	0,0	13	83	431	4972	5,2	60
37	558	11312	12.окт.03	12,6	246,8	01.дек.03	31	17,1	350,6	31	138	3219	4,5	104	57	179	6137	3,1	108
38	537	8779	11.ноя.03	7,7	134,8	01.дек.03	31	7,0	141,2	31	0	197	0,0	6	43	58	399	1,3	9
39	543	8816	21.ноя.03	5,4	144,2	01.дек.03	31	15,8	241,7	31	324	3023	10,5	98	35	352	3459	10,1	99
40	570	9045	21.ноя.03	4,5	28,0	01.дек.03	31	10,0	79,7	31	171	1604	5,5	52	35	204	1849	5,8	53
41	354	8268	15.дек.03	9,3	149,1	01.дек.03	9	13,1	151,7	9	46	388	5,1	43	9	46	388	5,1	43
42	522	8718	17.дек.03	4,2	203,2	01.дек.03	9	7,2	256,3	9	77	1686	8,6	187	9	77	1686	8,6	187
ИТОГИ										1195	3755	82975	133	2941	8469	36703	608402	195	3039

6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Расчет экономической эффективности от проведения мероприятия

В настоящее время одной из главнейших задач поставленных перед работниками ОАО «ТНК-Нягань», является проведение различных мероприятий, направленных на увеличение добычи нефти с минимальными затратами на их внедрение.

Одним из таких перспективных мероприятий проводимых на Талинском месторождении в ЦДНГ №2 является оптимизация скважин оборудованных УЭЦН.

Данное мероприятие предусматривает собой установление оптимальных режимов работы установок погружных электронасосов, что обеспечивает:

 дополнительную добычу, в связи с повышением дебитов добывающих скважин;

 увеличение межремонтного периода;

 увеличение срока службы оборудования;

 увеличение наработок на отказ;

 снижение себестоимости добываемой продукции.

Мероприятие не требует высоких затрат средств, а эффект от проведения как правило является достаточно высоким, хотя иногда (за некоторые года) получают и отрицательные результаты. Рассчитаем экономическую эффективность от проведения данного мероприятия на Талинском месторождении в ЦДНГ №2.

Произведем оценку экономических показателей для проведения мероприятия (таб.6.1).

Таблица 6.1 Технико-экономические показатели ЦДНГ №2 Талинского месторождения

Показатели	Ед изм.	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
Прирост среднесуточного дебита	тонн/сут	4,3	3,8	3,5	3,1	2,8	2,5	2,2	2	1,8	1,6	0,5
Себестоимость нефти	руб/т	718
Цена нефти	руб/т	2375
Коэффициент эксплуатации		0,918
Ставка налога на прибыль	%
Коэффициент инфляции		0,14
Ставка дисконта	%	20
Доля условно - переменных затрат		0,42
Стоимости оптимизации ЭЦН	т.руб	439,2

Для определения эффективности проведения мероприятия произведем расчет НПДН и ЧТС.

1. Определим дополнительную добычу нефти:

∆Q = ∆q · 365 · n · Кэ (6.1)

где ∆q - нарастающий прирост дебитов;- количество скважин;

Кэ- коэффициент эксплуатации.

. Определим прирост выручки от реализации:

∆Вр = ∆Q · Ц (6.2)

где ∆Q - дополнительная добыча нефти;

Ц - цена 1 тонны нефти (при расчете учитывается цена 2003 года)

. Определим изменение текущих затрат:

Зтек = ∆Q · С · qу.п. +Зр (6.3)

где С - себестоимость 1 тонны нефти (при расчете учитывается цена 2003 года)у.п. - доля условно-применимых затрат, (qу.п. =47%);

Зр - затраты на проведения мероприятия.

. Определим прирост прибыли от реализации:

Пр.реал. = Вр - Зтек (6.4)

. Определим налог на прибыль:

Н = Пр.реал. · 24 (6.5)

. Определим поток денежной наличности:

ПДН = Вр - Зтек - Н (6.6)

. Определим накопленный поток денежной наличности:

НПДН = ∑ ПДНt (6.7)

. Определим коэффициент дисконтирования:

αt = (1 + Ен) tp-t (6.8)

где tp - расчетный год;- текущий год;

Ен - норма дисконта

. Дисконтированный поток денежное наличности:

ДПДН = ПДНt · αt (6.9)

. Чистая текущая прибыль равна:

ЧТС = ∑ ДПДН (6.10)

Результаты расчетов сведем в таблицу 6.2 и построим кривые НПДН и ЧТС.

Таблица 6.2 Показатели НПДН и ЧТС

Показатели	Ед. изм.	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
Фонд оптимизированных скважин	скв.	1
Объем добычи	тонн	86,8	108,1	96,4	88,2	77,1	71,1	62,6	55,1	51,2	44,1	14,2
Выручка от реализации	т.руб	206,3	256,8	228,9	209,5	183,1	169,0	148,7	130,8	121,7	104,7	33,8
Текущие затраты, в т.ч:	т.руб.	465,4	32,6	29,1	26,6	23,3	21,5	18,9	16,6	15,4	13,3	4,3
Затраты на дополнительную добычу	т.руб.	26,2	32,6	29,1	26,6	23,3	21,5	18,9	16,6	15,4	13,3	4,3
Затраты на оптимизацию	т.руб.	439,2
Налог на прибыль	т.руб.	0,0	53,8	48,0	43,9	38,4	35,4	31,2	27,4	25,5	21,9	7,1
ПДН	т.руб.	-259,1	170,4	151,9	139,0	121,5	112,1	98,7	86,8	80,7	69,4	22,4
НПДН	т.руб.	-259,1	-88,7	63,2	202,2	323,7	435,8	534,5	621,3	702,0	771,4	793,8
Коэффициент дисконтирования		1	0,9835	0,9299	0,9513	0,9356	0,9201	0,9049	0,8900	0,8753	0,8609	0,846657
ДПДН	т.руб.	-259,1	167,6	141,2	132,2	113,7	103,2	89,3	77,2	70,7	59,8	19,0
ЧТСпроекта	т.руб.	-259,1	-91,5	49,7	182,0	295,6	398,8	488,1	565,3	636,0	695,8	714,7

6.2 Анализ чувствительности проекта

Произведем анализ чувствительности проекта.

Для этого выбираем интервал вероятных изменений для каждого фактора:

· Дополнительная добыча (-30%; +10%);

· Цена на нефть (-20%; +20%);

· Текущие затраты (-15%; +15%);

· Налоги (-20%; +20%).

Расчет проводится аналогично предыдущему.

Для каждого фактора определяется зависимость: ЧТС (Q); ЧТС (Ц); ЧТС (Тз); ЧТС (Н).

Результаты расчетов сведем в таблицы 6.3- 6-10. С экономической точки зрения проведение мероприятия направленного на оптимизацию работы УЭЦН в ЦДНГ №2 Талинского месторождения ОАО «ТНК-Нягань» имеет положительный результат, достаточно быстро окупается вследствие прироста дополнительной добычи.

Таблица 6.4 Расчет ЧТС иНПДН при увеличении объема добычи на 10%

Показатели	Ед. изм.	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
Фонд оптимизированных скважин	скв.	1
Объем добычи	тонн	95,5	119,0	106,0	97,0	84,8	78,3	68,9	60,6	56,3	48,5	15,7
Выручка от реализации	т.руб	226,9	282,5	251,8	230,5	201,5	185,9	163,6	143,9	133,8	115,1	37,2
Текущие затраты, в т.ч:	т.руб.	468,0	35,9	32,0	29,3	25,6	23,6	20,8	18,3	17,0	14,6	4,7
Затраты на дополнительную добычу	т.руб.	28,8	35,9	32,0	29,3	25,6	23,6	20,8	18,3	17,0	14,6	4,7
Затраты на оптимизацию	т.руб.	439,2
Налог на прибыль	т.руб.	0,0	59,2	52,8	48,3	42,2	38,9	34,3	30,2	28,0	24,1	7,8
ПДН	т.руб.	-241,1	187,5	167,1	152,9	133,7	123,3	108,5	95,5	88,8	76,4	24,7
НПДН	т.руб.	-241,1	-53,7	113,4	266,3	400,0	523,3	631,8	727,3	816,1	892,5	917,1
Коэффициент дисконтирования		1	0,9835	0,9299	0,9513	0,9356	0,9201	0,9049	0,8900	0,8753	0,8609	0,8467
ДПДН	т.руб.	-241,1	184,4	155,4	145,5	125,1	113,5	98,2	85,0	77,7	65,8	20,9
ЧТСпроекта	т.руб.	-241,1	-56,8	98,6	244,1	369,1	482,6	580,8	665,8	743,5	809,3	830,1

Таблица 6.5 Расчет ЧТС и НПДН при увеличении цены на нефть на 10%

Показатели	Ед. изм.	февраль	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
Фонд оптимизированных скважин	скв.	1
Объем добычи	тонн	86,8	108,1	96,4	88,2	77,1	71,1	62,6	55,1	51,2	44,1	14,2
Выручка от реализации	т.руб	226,9	282,5	251,8	230,5	201,5	185,9	163,6	143,9	133,8	115,1	37,2
Текущие затраты, в т.ч:	т.руб.	465,4	32,6	29,1	26,6	23,3	21,5	18,9	16,6	15,4	13,3	4,3
Затраты на дополнительную добычу	т.руб.	26,2	32,6	29,1	26,6	23,3	21,5	18,9	16,6	15,4	13,3	4,3
Затраты на оптимизацию	т.руб.	439,2
Налог на прибыль	т.руб.	0,0	60,0	53,5	48,9	42,8	39,5	34,7	30,5	28,4	24,4	7,9
ПДН	т.руб.	-238,5	189,9	169,3	154,9	135,4	125,0	110,0	96,7	90,0	77,4	25,0
НПДН	т.руб.	-238,5	-48,6	120,7	275,6	411,1	536,0	646,0	742,7	832,7	910,1	935,1
Коэффициент дисконтирования		1	0,9835	0,9299	0,9513	0,9356	0,9201	0,9049	0,8900	0,8753	0,8609	0,8467
ДПДН	т.руб.	-238,5	186,8	157,4	147,4	126,7	115,0	99,5	86,1	78,7	66,6	21,2
ЧТСпроекта	т.руб.	-238,5	-51,7	105,7	253,1	379,8	494,8	594,3	680,4	759,1	825,8	846,9

Таблица 6.6 Расчет ЧТС и НПДН при снижении цены на нефть на 10%

Показатели	Ед. изм.	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
Фонд оптимизированных скважин	скв.	1
Объем добычи	тонн	86,8	108,1	96,4	88,2	77,1	71,1	62,6	55,1	51,2	44,1	14,2
Выручка от реализации	т.руб	185,6	231,2	206,0	188,6	164,8	152,1	133,8	117,7	109,5	94,2	30,4
Текущие затраты, в т.ч:	т.руб.	465,4	32,6	29,1	26,6	23,3	21,5	18,9	16,6	15,4	13,3	4,3
Затраты на дополнительную добычу	т.руб.	26,2	32,6	29,1	26,6	23,3	21,5	18,9	16,6	15,4	13,3	4,3
Затраты на оптимизацию	т.руб.	439,2
Налог на прибыль	т.руб.	0,0	47,6	42,5	38,9	34,0	31,3	27,6	24,3	22,6	19,4	6,3
ПДН	т.руб.	-279,8	150,9	134,5	123,1	107,6	99,3	87,4	76,9	71,5	61,5	19,9
НПДН	т.руб.	-279,8	-128,9	5,6	128,7	236,3	335,6	422,9	499,8	571,3	632,8	652,6
Коэффициент дисконтирования		1	0,9835	0,9299	0,9513	0,9356	0,9201	0,9049	0,8900	0,8753	0,8609	0,8467
ДПДН	т.руб.	-279,8	148,4	125,1	117,1	100,7	91,3	79,1	68,4	62,6	52,9	16,8
ЧТСпроекта	т.руб.	-279,8	-131,4	-6,3	110,8	211,5	302,8	381,9	450,3	512,8	565,8	582,6

Таблица 6.7 Расчет ЧТС и НПДН при снижении текущих затрат на 15%

Показатели	Ед. изм.	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
Фонд оптимизированных скважин	скв.	1
Объем добычи	тонн	86,8	108,1	96,4	88,2	77,1	71,1	62,6	55,1	51,2	44,1	14,2
Выручка от реализации	т.руб	206,3	256,8	228,9	209,5	183,1	169,0	148,7	130,8	121,7	104,7	33,8
Текущие затраты, в т.ч:	т.руб.	395,6	27,7	24,7	22,6	19,8	18,2	16,0	14,1	13,1	11,3	3,6
Затраты на дополнительную добычу	26,2	32,6	29,1	26,6	23,3	21,5	18,9	16,6	15,4	13,3	4,3
Затраты на оптимизацию	т.руб.	439,2
Налог на прибыль	т.руб.	0,0	55,0	49,0	44,9	39,2	36,2	31,8	28,0	26,0	22,4	7,2
ПДН	т.руб.	-189,3	174,1	155,2	142,1	124,2	114,6	100,8	88,7	82,5	71,0	22,9
НПДН	т.руб.	-189,3	-15,2	140,0	282,1	406,2	520,8	621,6	710,3	792,8	863,7	886,6
Коэффициент дисконтирования		1	0,9835	0,9299	0,9513	0,9356	0,9201	0,9049	0,8900	0,8753	0,8609	0,8467
ДПДН	т.руб.	-189,3	171,3	144,3	135,1	116,2	105,4	91,2	78,9	72,2	61,1	19,4
ЧТСпроекта	т.руб.	-189,3	-18,1	126,3	261,4	377,6	483,0	574,2	653,1	725,3	786,4	805,8

Таблица 6.8 Расчет ЧТС и НПДН при увеличении текущих затрат на 15%

Показатели	Ед. изм.	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
Фонд оптимизированных скважин	скв.	1
Объем добычи	тонн	86,8	108,1	96,4	88,2	77,1	71,1	62,6	55,1	51,2	44,1	14,2
Выручка от реализации	т.руб	206,3	256,8	228,9	209,5	183,1	169,0	148,7	130,8	121,7	104,7	33,8
Текущие затраты, в т.ч:	т.руб.	535,2	37,5	33,4	30,6	26,7	24,7	21,7	19,1	17,8	15,3	4,9
Затраты на дополнительную добычу	т.руб.	26,2	32,6	29,1	26,6	23,3	21,5	18,9	16,6	15,4	13,3	4,3
Затраты на оптимизацию	т.руб.	439,2
Налог на прибыль	т.руб.	0,0	52,6	46,9	42,9	37,5	34,6	30,5	26,8	24,9	21,4	6,9
ПДН	т.руб.	-328,9	166,7	148,6	136,0	118,9	109,7	96,5	84,9	79,0	67,9	21,9
НПДН	т.руб.	-328,9	-162,3	-13,7	122,3	241,2	350,8	447,3	532,2	611,2	679,1	701,1
Коэффициент дисконтирования		1	0,9835	0,9299	0,9513	0,9356	0,9201	0,9049	0,8900	0,8753	0,8609	0,8467
ДПДН	т.руб.	-328,9	163,9	138,2	129,4	111,2	100,9	87,3	75,6	69,1	58,5	18,6
ЧТСпроекта	т.руб.	-328,9	-165,0	-26,8	102,5	213,7	314,6	402,0	477,5	546,6	605,1	623,7

Таблица 6.9 Расчет ЧТС и НПДН при снижении ставки налога на прибыль на 20%

Показатели	Ед. изм.	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
Фонд оптимизированных скважин	скв.	1
Объем добычи	тонн	86,8	108,1	96,4	88,2	77,1	71,1	62,6	55,1	51,2	44,1	14,2
Выручка от реализации	т.руб	206,3	256,8	228,9	209,5	183,1	169,0	148,7	130,8	121,7	104,7	33,8
Текущие затраты, в т.ч:	т.руб.	465,4	32,6	29,1	26,6	23,3	21,5	18,9	16,6	15,4	13,3	4,3
Затраты на дополнительную добычу	т.руб.	26,2	32,6	29,1	26,6	23,3	21,5	18,9	16,6	15,4	13,3	4,3
Затраты на оптимизацию	т.руб.	439,2
Налог на прибыль	т.руб.	0,0	43,1	38,4	35,1	30,7	28,3	24,9	21,9	20,4	17,5	5,7
ПДН	т.руб.	-259,1	181,2	161,5	147,8	129,2	119,2	104,9	92,3	85,8	73,8	23,8
НПДН	т.руб.	-259,1	-78,0	83,5	231,3	360,5	479,7	584,6	676,9	762,7	836,5
Коэффициент дисконтирования		1	0,9835	0,9372	0,9513	0,9356	0,9201	0,9049	0,8900	0,8753	0,8609	0,8467
ДПДН	т.руб.	-259,1	178,2	151,4	140,6	120,9	109,7	94,9	82,1	75,1	63,6	20,2
ЧТСпроекта	т.руб.	-259,1	-81,0	70,4	211,0	331,9	441,5	536,5	618,6	693,7	757,3	777,4

Таблица 6.10 Расчет ЧТС и НПДН при увеличении ставки налога на прибыль на 20%

Показатели	Ед. изм.	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
Фонд оптимизированных скважин	скв.	1
Объем добычи	тонн	86,8	108,1	96,4	88,2	77,1	71,1	62,6	55,1	51,2	44,1	14,2
Выручка от реализации	т.руб	206,3	256,8	228,9	209,5	183,1	169,0	148,7	130,8	121,7	104,7	33,8
Текущие затраты, в т.ч:	т.руб.	465,4	32,6	29,1	26,6	23,3	21,5	18,9	16,6	15,4	13,3	4,3
Затраты на дополнительную добычу	т.руб.	26,2	32,6	29,1	26,6	23,3	21,5	18,9	16,6	15,4	13,3	4,3
Затраты на оптимизацию	т.руб.	439,2
Налог на прибыль	т.руб.	0,0	64,6	57,6	52,7	46,0	42,5	37,4	32,9	30,6	26,3	8,5
ПДН	т.руб.	-259,1	159,6	142,3	130,2	113,8	105,0	92,4	81,3	75,6	65,1	21,0
НПДН	т.руб.	-259,1	-99,5	42,8	173,0	286,9	391,9	484,3	565,7	641,3	706,3	727,3
Коэффициент дисконтирования		1	0,9835	0,9227	0,9513	0,9356	0,9201	0,9049	0,8900	0,8753	0,8609	0,8467
ДПДН	т.руб.	-259,1	157,0	131,3	123,9	106,5	96,6	83,6	72,4	66,2	56,0	17,8
ЧТСпроекта	т.руб.	-259,1	-102,1	29,2	153,1	259,6	356,2	439,9	512,2	578,4	634,4	652,2

. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ

За последние годы на предприятиях нефтяной и газовой промышленности проведена большая работа по обеспечению безопасных условий труда, предупреждению аварий и несчастных случаев с тяжелым исходом. К опасным и вредным факторам, которые могут возникнуть при обслуживании объектов нефтяного хозяйства относятся: повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны, повышенный уровень шумов и вибрации на рабочем месте, недостаточная его освещенность и т.д.

В соответствии с этим опасные и вредные производственные факторы при добыче, сборе нефти возникают при аварийном фонтанировании, опробовании и испытании скважин, испарениях из мерников и резервуаров, разрывах трубопроводов и т.д.

При размещении технологических установок, производственных помещений и других объектов на территории нефтяного месторождения необходимо учитывать требования пожарной безопасности и удобство обслуживания отдельных объектов.

Удовлетворительное состояние дорог и подъездных путей к производственным объектам, устройство мостиков, переездов и переходов - залог правильной организации производства и безопасного ведения работ. Поэтому эти объекты должны всегда содержаться в исправном состоянии, чистоте и иметь предупреждающие знаки.

7.1 Обеспечение безопасности работающих

.1.1 Основные опасности и вредности при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Охрана труда - система правовых, технических и санитарных норм, обеспечивающих безопасные для жизни и здоровья трудящихся условия выполнения работы: внедрение современных мер техники безопасности, предупреждающих производственный травматизм, и обеспечение санитарно-гигиенических условий, предотвращающих возникновение профессиональных заболеваний рабочих и служащих, обеспечение техники безопасности и пожарной профилактики. Работу по безопасности труда организует служба охраны труда под руководством главного инженера.

При работе КРС существуют 3 главных фактора влияющих на опасность и вредность работников:

 повышенная загазованность;

 тяжелый физический труд;

 метеоусловия.

Для улучшения условий труда для рабочих и служащих предусматривается:

 выдача молока 0,5 л в смену и других равноценных пищевых продуктов

 дополнительный отпуск - 6-12 дней

 разрабатывается Программа улучшения и оздоровления условий труда

 право получение бесплатно спец. одежды, спец. обуви и других средств индивидуальной защиты

Приводится оценка состояния травматизма, профессиональных заболеваний и причин их вызывающих, степень риска в таблице 7.1

Таблица 7.1

Производственный травматизм и профессиональная заболеваемость

Показатели	2002	2003
Среднесписочная численность работающих	2449	1881
Число пострадавших при несчастных случаях	0	0
а) без утраты трудоспособности	0	0
б) с утратой трудоспособности	0	0
- до трех рабочих дней	0	0
- четыре и более рабочих дней	0	0
в) со смертельным исходом	0	0
Число чел-дней нетрудоспособности	0	0
Число случаев проф. заболеваний	0	0

Оценка риска определяется по формуле:

=Cn/NP (7.1)

Сn - число смертельных случаев или других на производстве за год;р - число работающих в сфере производства.

Так как Cn = 0, то оценка риска сводится к нулю.

Таблица 7.2

Токсичные и пожароопасные свойства применяемых веществ.

Характеристика	NО	метан	СО	пропан	n-пентан	Бензин
1	2	3	4	5	6	7
Плотность по воздуху, г/см3	1,45	0,5543	0.967	1,5017	2.5	2,7-3,5
ПДК в воздухе, мг/м	5	300	20	300	1	100-300
Действие на организм	отравление	наркотич.	обще ядов.	нарко-тич.	наркотич.	слабо-наркот.
Температура вспышки, С	-	-	-	-	<-40	-17-44
Температура самовоспл., С	-	537	610	466	287	255-474
Пределы воспламенения	с парами орг. вещ-в.	5-15	12-74	2-9,5	1,4-7.8	0,76-8.1

7.1.2 Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему безопасность

Перед началом проведения работ на скважине бригада КРС должна быть ознакомлена с планом ликвидаций аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций. С исполнителями должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с соответствующим оформлением в журнале инструктажей.

До начала работы члены вахты должны проверить состояние рабочего места, убрать лишние предметы, подготовить необходимый инструмент, проверить его исправность.

Агрегаты для ремонта скважин должны устанавливаться на площадке, обеспечивающей удобное обслуживание их. Площадка должна иметь надежные упоры или приспособления для крепления подъемника и располагаться с наветренной стороны с учетом господствующего направления ветра.

Выхлопные трубы агрегатов и других специальных машин, применяемых при работах на нефтяных и газовых скважинах, должны быть снабжены глушителями, искрогасителями и нейтрализаторами выхлопных газов.

Манометры, индикаторы веса и другие КИП должны устанавливаться так, чтобы показания их были отчетливо видны обслуживающему персоналу.

Запрещается без индикаторов веса поднимать или опускать насосно-компрессорные трубы в скважину, а также вести ремонтные работы, связанные с расхаживанием и натяжкой труб, независимо от глубины скважины.

Манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. Манометр должен иметь красную черту по делению, соответствующему предельно допустимому рабочему давлению.

При силе ветра 11 м/сек и более, во время ливня, ильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м производство спускоподъемных операций запрещается.

Пуск механизмов в ход должен производится по сигналу и лишь после того, как все работники вахты будут удалены от движущихся частей.

При перемещении труб и тяжестей должны применятся только исправные грузозахватные приспособления и оборудование.

Запрещается их эксплуатация при нагрузках, превышающие допустимые нормы по паспорту, нельзя использовать инструменты и приспособления не по назначению.

При длительных перерывах в работе по подъему и спуску труб устье скважины должно быть надежно закрыто, талевый блок уложен на рабочую площадку. При необходимости глушения скважины в процессе ремонта должен быть приготовлен утяжеленный раствор в количестве не менее двух объемов скважины.

В случае нефтегазопроявлений в скважине, а также аварийного отключения световой линии в ночное время при спуске и подъеме труб следует немедленно установить на устье задвижку и прекратить дальнейшие работы

Расстановка агрегатов, оборудования, приспособлений и устройство площадок в зоне работ осуществляется в соответствии со схемой и технологическими регламентами, утвержденными техническим руководителем.

Грузоподъемность подъемного агрегата, допустимая ветровая нагрузка должны соответствовать максимальным нагрузкам, ожидаемым в процессе ремонта.

При проведении ремонта устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. После установки противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.

Без исправного индикатора веса проводить спускоподъемные операции запрещается.

Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

Оборудование, инструмент и контрольно-измерительные приборы должны соответствовать требованиям «Положения о порядке разработки, допуска к испытаниям и серийному выпуску нового бурового, нефтегазопромыслового, геологического оборудования, оборудования для трубопроводного транспорта и проектирования технологических процессов, входящих в перечень объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России, утвержденных Госгортехнадзором России 21.03.94 г.

.1.3 Санитарные требования

Для питьевой воды надо применять эмалированный или алюминиевые бачок, легко очищаемый и дезинфицируемый, снабженный краном с ограждением, препятствующий прикосновения рта к крану. К рабочим местам свежую питьевую воду необходимо доставлять ежедневно.

Для защиты опасных вредных производственных факторов, а также для неблагоприятных факторов окружающей среды применяются средства индивидуальной защиты. Все члены бригады обеспечиваются средствами индивидуальной защиты по установленным нормам.

При работе с кислотами рабочие должны пользоваться предохранительными очками, резиновыми перчатками, резиновыми сапогами, резиновым или прорезиненным фартуком.

По окончании работы сушку и хранение спецодежды следует осуществлять специально в отведенных местах в передвижном вагон домике.

Таблица 7.3 Загазованность воздушной среды

Производствен, помещения с возможными выделениями вредных газов и паров	Наим. вредн. газов	Доп. По норме	Концентрация факт.
		мг/мЗ	Мг/мЗ
Насосная ДНС	УВ	300	50
Узел сепарации ДНС	УВ	300	5
БРХ ДНС	УВ	300	10
Факел ДНС	УВ	300	20
РВС - 3000	УВ	300	6

Таблица 7.4 Шум

Производственные помещения	Источник шума	Доп. уровень звука	Факт. уровень звука	ДБ
Насосная ДНС	ЦНС 180х1422	80	76
Насосная КНС	ЦНС 180х360	80	79
Компрессорная ДНС	компрессор 4ВУ1-59	80	80

Таблица 7.5 Вибрация

Наим. вибрирующего оборудования	Действие вибрации	Доп. Уровень вибрац. ДБ	Факт. Уровень вибрац ДБ
1	2	3	4
Насос ЦНС 180-340	общее	92	92
Насос ЦНС 180-1422	общее	92	92
Компрессор 4ВУ1-59	общее	92	101

Таблица 7.6

Освещенность производственных помещений и рабочих мест

Производственные помещения	Освещенность по нормам	Освещенность фактическая
	лк	Лк
Операторная	75:150	70
Насосная ДНС	20:50	30
Компрессорная	20:50	60
Узел сепарации ДНС	20	20
БРХДНС	20:50	24
Узел сепарации КНС	20	23
БРХКНС	20	22
РВС - 3000	2	2
Насосная КНС	20:50	30
Шкалы КИПиА в помещениях	50	50

Таблица 7.7 Вентиляция производственных помещений

Производственные помещения	Проектная производит. Вент ,уст.	Фактическая производит. вент. уст.
	мЗ/час	мЗ/час
Насосная ДНС	1395	1350
БРХДНС	1395	1390

7.1.4 Противопожарные требования и средства пожаротушения

Таблица 7.8 Характеристика производственных помещений, зданий

Производственные помещения	Исполнение основных элементов	Класс помещений по поражению эл. током	Класс помещен. по пожаро-опасности	Класс помещен. по взрыве-опасности
Операторная ДНС	блочное	повыш. опасности	П-1	Д
Насосная ДНС	блочное	повыш. опасности	П-1	В-1А
Компрессорная	блочное	повыш. опасности	П-1	Д
БРХДНС	блочное	повыш. опасности	П-1	В-1А
Помещен. КИПиА	блочное	без. пов. опасн.	П-1	Д
Пожарный блок	блочное	Без. пов. опасн.	П-1	Д
Насосная КНС	блочное	повыш. опасности	П-1	Д
БРХДНС	блочное	повыш. опасности	П-1	В-1А

7.1.4.1 Электробезопасность и молниезащита

В цехе основными токопотребителями являются трансформаторы, электродвигатели, распределительные щиты управления, автоматика, а также осветительное оборудование (лампы, фонари, прожекторы, сигнальное оборудование), вычислительная техника, компьютеры и электробытовые приборы.

Напряжение электрического тока зависит от вида токоприемника и составляет от 110 В (в лампах автоматики, компьютерах) до 2 кВ (в трансформаторах).

Все электрооборудование выполнено во взрывобезопасном исполнении. Технологическое оборудование цеха заземлено и занулено. Для защиты персонала, кроме заземления и зануления, а также защиты от статического электричества, применяются наглядная агитация, ограждения, плакаты и предупредительные надписи.

Для предотвращения возможности возникновения опасных искровых разрядов с поверхности оборудования необходимо предусматривать следующие меры, обеспечивающие ликвидацию зарядов статического электричества:

а) отвод зарядов путем заземления оборудования и коммуникаций;

б) отвод зарядов путем уменьшения удельных объемов и поверхностных электрических сопротивлений;

в) нейтрализация зарядов путем использования радиоизотопных, индивидуальных и других нейтрализаторов.

Для снижения интенсивности возникновения зарядов статического электричества необходимо проводить следующие мероприятия:

. Всюду, где это технологически возможно, горючие газы должны очищаться от взвешенных жидких и твердых частиц, жидкости, от загрязнения нерастворимыми твердыми и жидкими примесями.

. Скорость движения материалов в аппаратах и магистралях не должна превышать значений, предусмотренных проектом.

. Трубы для заполнения резервуаров, емкостей опущены почти до дна, под уровень имеющейся жидкости для предотвращения образования струи и накопления зарядов статического электричества.

Существуют три категории молниезащиты:и II - здания и сооружения, защищенные от прямых ударов молнии;- здания и сооружения, защищенные через наземные металлические коммуникации.

7.1.4.2 Средства и оборудование пожаротушения

Наружное пожаротушение на Талинском месторождении осуществляется от кольцевой водопроводной сети 159,5 мм через незамерзающие пожарные гидранты. Необходимый напор и расход воды в сети создаются стационарными насосами, установленными в насосной станции. Управление пожарными насосами осуществляется как по месту, так и дистанционно. Резервный пожарный насос включается автоматически при остановке и падению давления на рабочем насосе.

На площади цеха установлено два резервуара, емкостью по 1000 мЗ, хозяйственно-производственного и пожарного запасов воды с огневым подогревом. К резервуарам обеспечен свободный подъезд пожарных машин.

Все объекты, здания и сооружения не ниже II степени огнестойкости. Наружное ограждение конструкции зданий с производствами категории

"А" предусмотрено легкосбрасывающимся при воздействии взрывной волны. Площадь легкосбрасываемых конструкций должна быть не менее 0,05 м/мЗ взрывоопасного помещения.

Ответственность за пожарную безопасность цеха несет начальник цеха или лица, исполняющие его обязанности. На основании "Типовых правил пожарной безопасности для промышленных предприятий" для каждого цеха, лаборатории или иного помещения разрабатываются конкретные инструкции о мерах пожарной безопасности, которые согласовываются с местной пожарной охраной и утверждаются главным инженером.

Производственные помещения, установки, сооружения и склады должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения и пожарным инвентарем в соответствии с действующими нормами. Использование пожарного инвентаря и оборудования для хозяйственных и других целей, не связанных с пожаротушением, запрещается.

Не допускается загромождение различным оборудованием и машинами дорог, проездов, коридоров ведущих к первичным средствам пожаротушения и связи.

Курение разрешается только в специально отведенных и оборудованных помещениях.

Средства пожаротушения.

На Талинском месторождении имеются следующие средства пожаротушения:

огнетушители ОП-50 …...............................….... 10шт.

огнетушители ОП-10 (порошковые) .........…..... 50 шт.

пожарный щит с инвентарем.. .................…........ 10шт.

пожарные гидранты ...….........................…............ 6шт.

емкости с песком .........................................…..... 10 шт.

7.1.5 Мероприятия по безопасности при исследовании скважин

Передвижные насосные агрегаты, предназначенные для работы на скважинах предназначенные для работы на скважинах, должны снабжаться запорными и предохранительными устройствами, иметь приборы, контролирующие основные параметры технологического процесса, выведенные на пульт управления (в кабину агрегата).

При исследовании спуск глубинных приборов и инструментов, спускаемых на канате, должен осуществляться только при установленном на устье скважины лубрикаторе с герметизирующим сальниковым устройством.

Спускоподъемные операции следует проводить с применением лебедки с гидроприводом, обеспечивающим вращение барабана с канатом в любых желаемых диапазонах скоростей и с фиксированной нагрузкой на канат (проволоку). Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть цельной, без скруток. Исследование эксплуатационных скважин в случае отсутствия утилизации жидкого продукта запрещается.

7.2 Экологичность проекта

.2.1 Влияние проэктируемых работ наокружающую среду

Воздействие этой отрасли промышленности на атмосферу, гидросферу и литосферу характеризуется:

загрязнением атмосферы выбросами вредных веществ;

потреблением воды для буровых установок и компрессорных станций, заводнением сбросом загрязняющих веществ в поверхностные и подземные воды, на рельеф;

извлечение с нефтью высокоминерализованных попутных вод;

изменением ландшафта (земляные работы, изъятие земель для строительства объектов нефтегазодобычи, застройка, перемещение грузов волоком), вырубкой лесов, загрязнение почвы нефтепродуктами, разрушение пластов недр и др.;

захоронение отходов бурения;

аварийными разливами нефти;

Несмотря на то, что вклад отрасли в промышленное загрязнение атмосферы незначителен (7,8%), она характеризуется самой низкой в промышленности Российской Федерации степенью улавливания вредных веществ, поступающих в атмосферу ( в целом по отрасли -1,7%, в том числе по твердым веществам - 5,8%, жидким и газообразным - 1,6%). Характерными загрязняющими веществами, образующимися в процессе добычи нефти, являются углеводороды и оксиды углерода. Значительная масса загрязнений поступает в атмосферу при сжигании нефтяного газа в факелах.

В нефтедобывающей промышленности экономия свежей воды за счет использования оборотных систем водоснабжения достигает 89%. Большая часть сточных вод сбрасывается в поглощающие горизонты (в основном для поддержания пластового давления в нефтяных пластах), поверхностные водоемы (биологически очищенные и неочищенные загрязненные воды), а также на рельеф. Серьезный ущерб окружающей среде наносится разливы нефти и минерализованных сточных вод вследствие прорывов трубопроводов, вызванных различными причинами.

Одной из задач охраны и окружающей среды являются рациональное использование, предотвращение и ликвидация загрязнения природных вод. Природоохранные мероприятия при разработке Талинского месторождения должны рассматриваться в тесной увязке с фактической экологической обстановкой на его территории.

Гидрографическая сеть представлена реками Ендырь, Хугот и Тал, берущие начало на территории месторождения, с притоками, здесь же находятся два озера Большой Таван и Малый Таван с площадью акватории до 2 км. Защита рек Талинского месторождения требует принятия специальных мер по ликвидации и последующему недопущению загрязнения. Они могут быть следующими. На участках прохождения трубопроводов через водотоки, предусматривается их конструкция повышенной надежности. Для опасных участков разрабатывается план мероприятий по ликвидации загрязнения, в которой включаются решения таких вопросов как:

Осмотр зоны загрязнения с составлением плана местности;

составление оперативного плана с перечнем подготовительных и восстановительных работ;

На протоках этих водопротоков и других реках Талинского месторождения протяженностью от 11 км до 50 км и соответствии с постановлением Совета Министров РСФСР № 91 от 17.03. 88г., водо-охранные зоны составляет 100 м, для рек протяженностью менее 10 км -15 м. Для озер площадью акватории до 2 км 300 м, более 2 км - 500 м .

Характеристика источников выделения и выбросов вредных веществ в атмосферу приведена в таблице 7.9

Таблица 7.9 Характеристика источников выделения и выбросов вредных веществ в атмосферу

Наим. источи. выбросов	Источник выделения	Наим. вр. в-ва	ПДК м.р. в воздухе населен-ных мест, мг/м3	ПДК средне- суточная	Кол-во вр. в-ва	Кол-во вр. в-ва	Объем смеси	Т-ра смеси
			мг/м3	мг/м3	г/с	т/год	м3/с	ОС
Стояк 30х0.5	факел	N02	0,4	0,06	5,2	163,0	1,41	1000
		СО	5,0	3,0	640,0	183,0	1,41	1000
		СН4	50 /ОБУВ/	-	7,679	242,2	1,41	1000
		Сажа	0,15	0,05	7,679	242,2	1,41	1000
Стояк 15х0,2	свеча	СН4	50 /ОБУВ/	-	58,67	1860,27	0,09	15
Не плотности	техплощад	СН4	50 /ОБУВ/	-	1,15	32,40	-	10
Воздуховод	насосная	СН4	50 /ОБУВ/	-	0,076	24	0,013	5
Дымовая труба	котельная	СО	5,0	3,0	1,5	50,42	0,07	260
		N02	0,4	0,06	0,019	0,42	0,07	260
		Сажа	0,15	0,05	0,0003	0,009	0,07	260
Фланц. соед-я	кусты скв.	СН4	50 /ОБУВ/	-	1,79	56,45	-	12
Дых. клапан	резервуар	СН4	50 /ОБУВ/	-	12,51	394,5	-	10

Плата за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу определена согласно методике по формуле:

П = σ * Е(Pi - mi) +Рi * mi, руб. (7.2)

где Рi - норматив платы за еденицу массы выброса i-го загрязняющего вещества, руб/т;

Рi - норматив платы за единицу массы выброса, превышающую ПДВ, руб;- масса выброса i-го вещества (ПДВ), т;

σ - коэффициент экологической ситуации региона;- количество загрязняющих веществ.

Расчет платы предприятия за выбросы сведены в таблице 7.10

Таблица 7.10 Плата за выбросы

Наим.ист. выброса	Источник выделения в-в	Наим. вр. в-в	ПДК м.р. в воздухе населен-ных мест	ПДК среднесуточная	Кол-во вр. в-в	Нормати в платы	Плата за выбросы
			мг/м3	мг/м3	Т/год	руб.	руб.
Стояк 30х0,5	Факел	N02	0,4	0,06	163,0	415	2841090
		СО	5,0	3,0	183,0	5	38430
		СН4	50 /ОБУВ/	-	242,2	10	101724
		Сажа	0,15	0,05	242,2	110	1118964
Стояк 15х0,2	Свеча	СН4	50 /ОБУВ/	-	1850,22	10	777092,4
Неплотности	Техплощадка	СН4	50 /ОБУВ/	-	36,27	10	15233,4
Воздуховод	СН4	50 /ОБУВ/	-	2,4	10	1008
Дым. труба	Котельная	СО	5,0	3,0	47,3	5	9933
		N02	0,4	0,06	0,42	415	7320,6
		Сажа	0,15	0,05	0,009	110	41,58
Фланц. соед-е	кусты скв.	СН4	50 /ОБУВ/	-	56,45	10	23709
Дых. клапан	Резервуар	СН4	50 /ОБУВ/	-	394,5	10	16569
							4951114,9

7.2.2 Мероприятия по защите окружающей среды

При разработке месторождения охрана недр предусматривает максимальное извлечение нефти и попутного газа, предотвращение подземных потерь нефти, сброс в грунтовые котлованы токсичных отходов бурения.

Для предотвращения загрязнения атмосферы от выбросов вредных веществ предусмотрено уменьшить потери углеводородов и повышение коэффициента использования нефтяного газа. В местах возможной загазованности атмосферы осуществляется систематический контроль за состоянием воздушной среды. Отбор проб проводится ежемесячно.

Постоянно ведется учет используемой воды.

Постоянно проводится контроль за чистотой открытых водоемов и соблюдением санитарных зон вокруг водоисточников.

Контроль за охраной недр и состоянием природной среды, а также выполнением планов природоохранительных мероприятий осуществляется подразделениями объединения «ТНК-Нягань», санитарной службой и управлением по использованию и охране поверхностных вод.

7.2.2.1 Охрана вод

На стадии ввода месторождения в эксплуатацию ситуация в бассейнах р. Хугот, Потымец, Малая Ем-Ёга, Тал, Ендырь. Сеул, Нягань была следующая: в весенний период минерализация составила 60 - 70 мг/л. в зимнюю межень возрастает до 200 мг/л., жесткость в весенний период 0,5 мг/экв., в зимнюю межень повышается до 1,5 - 2,0 мг/экв. Концентрация ионов хлора составляет от 3,2 мг/л до 28,4 мг/л. Содержание железа в воде колеблется от 0,5 мг/л. весной, до 40,0 мг/л. " в зимний период.

Динамика изменения концентрации загрязняющих веществ:

На р. Нягань и ее притоках минерализация изменяется в пределах 35 -1719 мг/л., при фоновом содержании 200 мг/л., ПДК" 1000 мг/л.

Концентрация ионов хлора ежегодно превышает фоновые значения (10 мг/л.). а в отдельные годы превышает ПДК в три раза.

Содержание нефтепродуктов варьирует от 0,15 до 18,0 мг/л. Значительные концентрации приурочены к аварийным выбросам. В течении года таких выбросов отмечается от 3 до 5 и более. Среднее многолетнее значение концентрации нефтепродуктов изменяются от 0,23 мг/л. до 0,42 мг/л., что составляет 4-8 ПДК. Экстремальные значения изменяются от 0,01 мг/л. до 18.0 мг/л. П989 год) или 360 ПДК.

По минерализации, хлоридам, нефтепродуктам наблюдается не только превышение фоновых показателей, но и значений ПДК от единиц до сотни раз. Ежегодно максимальное значение минерализации превышает 4000 мг/л.

В результате хозяйственной деятельности, связанной с интенсивной разработкой месторождений, экологическая обстановка в бассейне реки Оби на рассматриваемом участке стала крайне напряженной и требует принятия специальных мер по сокращению и ликвидации загрязнения.

7.2.2.2 Отходы

Отходами в процессе строительства скважин является шлам и загустевший, неподдающийся перекачке буровой раствор, сбрасываемые при бурении в шламовый амбар.

Объем выбуренной породы (шлама) при бурении одной скважины составляет 100 мЗ. Для предотвращения утечек бурового раствора за пределы кустовой площадки объем шламового амбара согласно ТПР-2 определен из расчета 500 мЗ на одну скважину.

Затраты на рекультивацию 1 га почвы заключаются в следующем:

подготовка территории путем частичной или сплошной планировки поверхности почвы, загрязненный участок очищается от мусора, отходов ликвидации аварии и останавливается на самоочищение и естественную трансформацию нефти на 1 -1,5 года;

Отбор проб и проведение контроля за возможным загрязнением грунтовых вод нефтью, локализацией потоков (дренирования) сбором талых вод, промывающих участок;

отбор проб и проведение анализов содержания остаточной нефти в почве, определяется степень естественного зарастания загрязненного участка;

" вспашка, боронование, культивация, проведение пробного посева трав и уход за ними на загрязненных участках;

закупка и внесение удобрений;

на кислых почвах проведение известкования;

предотвращение загрязнения почв при сборе, сепарации и подготовке нефти.

7.3 Чрезвычайные ситуации

Прогноз чрезвычайных ситуаций производится на основе анализа статистических материалов об авариях, методами экспертных оценок.

Чрезвычайные ситуации бывают:

Техногенного характера:

 пожар

 взрыв

 разлив сильно действующего ядовитого вещества

 отключение электроэнергии

Природного характера:

 метель

 сильные морозы

 пожары

 наводнение

Одной из наиболее частых аварий при работе с горючими газами и легковоспламеняющимися жидкостями являются взрывы.

7.3.1 Расчет вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси

Рис. 7.1 Взрыв легковоспламеняющихся жидкостей и газов

1.Зона детонационной волны;

.Зона действия продуктов взрыва;

3.Зона ударной волны

, (7.3)

где Q - количество нефти, R1 - радиус 1 зоны.

ΔPФ1 =1700 кПа

= 1,7R1= 1,7*186= 316м (7.4)

ΔPф2 = 1300(R1/r2)3 + 50 = 1300(186/250)3 + 50 (7.5)

ΔPФ2 - избыточное давление во фронте детонационной волны во 2 зоне.

ΔPФ1 - избыточное давление во фронте детонационной волны в 1 зоне.

(7.6)

где r3 - расстояние от центра взрыва до элемента

предприятия в 3 зоне.

(7.7)

(7.8)

СПЛ - радиус смертельного поражения людей.

Вывод

) Условия труда на Талинском месторождении соответствуют санитарно - гигиеническим требованиям.

) Меры электро и молниезащиты обеспечивают безопасные условия труда.

) Фактические выбросы загрязняющих веществ являются предельно-допустимыми, поэтому плата за них рассчитывается как за нормативные выбросы;

) На предприятии предусматриваются мероприятия по предотвращению выбросов, по размещению отходов.

В целом, деятельность предприятия не наносит ущерба окружающей среде.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Талинское месторождение представляет собой пластовую залежь с наличием в разрезе нескольких нефтенасыщенных пластов. Пласты не выдержаны по простиранию, что обусловлено наличием как локальных, так и региональных зон выклинивания. Основными объектами разработки являются пласты ЮК10 и ЮК11 шеркалинского горизонта тюменской свиты.

Не претендуя на абсолютную полноту изложения и ограничиваясь рассмотрением только физики основных явлений, можно утверждать, что при вполне определенных условиях разработки залежи неизбежно:

изменение емкостных и фильтрационных свойств продуктивного горизонта, влияющих на полноту и эффективность выработки запасов;

разрушение продуктивного горизонта с возникновением условий, приводящих к деформации земной поверхности в зоне разрабатываемого месторождения или даже к землетрясениям;

потеря герметичности между обсадной колонной, цементным камнем и стенкой скважины за счет деформационных процессов на стенке скважины;

изменение работающей толщины продуктивного горизонта, например, за счет глинизации прикровельной или приподошвенной частей залежи;

отрицательное влияние на окружающую среду самого процесса разработки залежи углеводородов.

Во избежание или для минимального проявления указанных отрицательных последствий необходимо ограничение дебитов добывающих или приемистости нагнетательных скважин, ограничение темпа отбора запасов углеводородов, установление предельных значений забойных давлений, превышение которых недопустимо.

В данной ситуации важнейшей задачей повышения эффективности выработки запасов становится задача нахождения технологий, адекватных реальному состоянию разработки.

При обосновании стратегии повышения эффективности выработки запасов, когда реализуемая система разработки неэффективна, необходимо определить причины ее низкой эффективности, что достигается изучением и анализом поведения эксплуатационного объекта в процессе его разработки.

Повышение степени выработки запасов из разрабатываемых пластов может быть достигнуто как повышением эффективности дренирования высокопроницаемых интервалов неоднородного пласта, так и вовлечением в разработку низкопроницаемых, недренируемых при реализуемой системе воздействия на пласт, интервалов.

Резюмируя, сформулируем основной тезис возможности повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов: постоянно действующая и адекватно адаптируемая к изменяющимся во времени условиям разработки объекта модель, на которой проигрываются предлагаемые решения и ответственно оцениваются последствия их принятия и реализации.

ЛИТЕРАТУРА

1. Геологическое строение и анализ разработки Талинского и других месторождений Красноленинского свода. Отчет по теме 532. ВНИИнефть. М.,1987, 113 с. Авторы: Гаттенбергер К.П., Блох С.С. и др.

. Гузеев В.В., Белеет Г. К. Отчет по теме «Дополнительная записка к технологической схеме разработки Талинской площади Красноленинского месторождения», СибНИИНП, Тюмень,, 1987, 120с.

. Гузеев Я А и др. Технологическая схема разработки Талинской площади Красноленинского месторождения. Т. 1-4. Отчет о НИР. г.Тюмень, 1990.

. Гузеев В.В., Белеет Г.К, АдамчукД.О. Влияние особенностей геологического строения пласта ЮК10 Талинской площади на динамику обводнения скважин. Сборник: «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири», Тюмень, СибНИИНП.1988, с.25-30.

. Гузеев В.В., Адамчук Д.О., Дубков И.Б. Влияние фильтрационной неоднородности продуктивных пластов Талинской площади на динамику обводнения скважин. Сборник: «Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири», Тюмень, СибНИИНП. 1989, с. 144-149.

. Исайчев 8.8., Казаков В.А., Андреев В.Л. Изменение коэффициента продуктивности добывающих скважин Самотлорского месторождения в процессе эксплуатации. М., «Нефтяное хозяйство», 1993, №3, с.37-39.

. КочневА.В. Проблемы разработки низкопродуктивных залежей с высоким газосодержанием. (По материалам выездного заседания секции НТС-Миннефтепрома СССР в г. Тюмени 8 марта 1988 г.) М., «Нефтяное хозяйство», 1988, №6, с. 61-62,

. Сазанов Б.Ф., Житомирский В. М., Суслов В.Л. Особенности проектирования разработки месторождений легких и летучих нефтей, М., «Нефтяное хозяйство», 1989, №9, с. 29-32.

. Шатров Х.Г., Темное Г.Н. Численное исследование процесса нефтеизвлечения на режимах истощения для условий обводненных пластов ЮК10-11 Талинской площади, РНТС «Нефтепромысловое дело», 1993, №11-12, с. 12-20.

. Парахин Б.Г., Кляровский Г.В. До разработка обводненных залежей на режиме растворенного газа РНТС «Нефтепромысловое дело», 1982, №7, с. 6-7.

. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения Г.Г. Вахитов, В.П.Максимов, Р. Т. Булгаков и др. М., Недра, 1982,с.229.

. Шатров. Х.Г., Усенко В.Ф. Об эффективности водогазового

воздействия на обводненные пласты ЮК-10-11 Талинской площади РНТС «Нефтепромысловое дело», 1994, №5, с. 17-20.

. Обоснование и разработка технологии рациональной эксплуатации добывающих скважин АО «Красноленинскнефтегаз» в различных горно-геологических ситуациях. Отчеты ГАНГ им. И.М.Губкина . Научн, рук. акад. АЕН РФ И.Т.Мищенко. Москва, 1990, 1991, 1992, 1993.1994, 1995.

. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М., Недра. 1982, 310с.

. Дунюшкин И.И., Мищенко И. Т. Расчет основных свойств пластовых нефтей при добыче и подготовке нефти. МИНХиГП им.И.М. Губкина, М 1982,79с.

Источник: https://www.bibliofond.ru/detail.aspx?id=796922

Смотрите также:




_1966(~1
_files_materials_5053_prog.ntr
_Антонян Ю.М., Сексуальные преступления. Чикатило и другие
_РГР № 1 (2)
- Габариты и масса 27
!Фармакология препаратов для терапии заболеваний дыхательных путей
'Исламское государство': причины возникновения, тенденции развития, технологии противостояния