Выбор эффективных методов борьбы с пескопрявлением (на примере месторождения 'Кумколь' Республики Казахстан)
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время на территории Республики Казахстан установлено более
200 нефтяных и газовых месторождений.
Запасы нефти распределены на территории Республики крайне неравномерно.
В четырёх западных областях находится более 90% остаточных извлекаемых
запасов нефти Республики. Это такие месторождения как Тенгиз, Карачаганак,
Жанажол и Кенбай, а также все месторождения с запасами более 100 млн. тонн.
Республика Казахстан располагает значительными прогнозными ресурсами,
которые оцениваются в 7,8 млрд тонн(суша), при этом 2/3 их сосредоточены в
Западном Казахстане, а прогнозные ресурсы природного газа оцениваются в 7,1
трилл.м3, более 70% которых также сосредоточены в Западном Казахстане.
Большие перспективы нефтегазоносности связываются с недрами Казахстанского
сектора Каспийского моря. Согласно последним оценкам, прогнозные ресурсы
Казахстанского сектора Каспийского шельфа составляют около 10,0 млрд, тонн
условного топлива.
Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 года, Южно-Казахстанской
нефтеразведочной экспедицией ПГО "Южказгеология" Министерством
геологии Республики Казахстан.
В 1985 году институтом "КазНИПИнефть" составлен проект пробной
эксплуатации месторождения Кумколь.
В 1987 году институтом "КазНИГРИ, ВНИГНИ и Казахской
опытно-методической экспедицией были выполнены работы по подсчёту запасов нефти
и газа месторождения Кумколь по состоянию на 15.05.87 года.
Эксплуатационное бурение месторождения Кумколь начато в 1988 году в
соответствии с положениями проекта пробной эксплуатации месторождения.
Институтом "КазНИПИнефть" в 1988 году составлена
"Технологическая схема разработки нефтяного месторождения Кумколь".
Промышленная разработка месторождения Кумколь ведётся с мая 1990 года в
соответствии утверждённой технологической схемой разработки месторождения
Кумколь.
В декабре 1995 года Правительством Республики Казахстан Акционерному
обществу "Кумколь-ЛУКойл" выдана лицензия (серия МГ No.296 нефть) для
до разведки и добычи углеводородного сырья на площади Контрактного Участка
месторождения Кумколь.
С этого момента месторождения разрабатывается двумя недропользователями:
АО "Харрикейн Кумколь Мунай" и АО "Кумколь-ЛУКойл".
С 10 августа решением учредительного собрания АО «Кумколь-ЛУКойл»
переименовано в АО «Тургай Петролеум».
АО «Тургай Петролеум» - одна из молодых компаний в нефтебизнесе
Казахстана, работающая на продвижение в будущее нефтяной отрасли республики,
связывающая партнерскими узами нефтяников Казахстана и России.
На месторождении Кумколь эксплуатация нефтяных скважин ведётся в условиях
осложнённых наличием парафина 12%, коррозионного воздействия, пескопроявления и
солеотложения. Для увеличения дебита добывающих скважин важное значение имеют
мероприятия по борьбе с ними.
В данном дипломном проекте рассматриваются выбор эффективных методов борьбы
с пескопрявлением, производится расчет промывки скважин для удаления песчаных
пробок.
1. Геологическая часть
.1 Общие сведения о месторождении
Месторождение Кумколь расположено в южной части Торгайской низменности,
ограничено географическими координатами 46025'-46034' с.ш. и 65030'-65043' в.д.
Ближайшими населенным пунктами являются железнодорожные станции Жалагаш
(150 км), Жусалы (210 км), Карсакпай (180 км) и пос. Сатпаево (250 км).
Расстояние до областного центра г. Кызылорда 160 км и г. Жезказган составляют
290 км . На расстоянии 230 км к востоку от месторождения проходит нефтепровод
Омск-Павлодар-Шымкент.
В районе расположения месторождения местное население в летний период
занимается отгонным животноводством. В орографическом отношении площадь
месторождения представляет собой степь с абсолютными отметками рельефа 106-169
м над уровнем моря.
Непосредственно территория месторождения Кумколь приурочена к поверхности
обширной древней озерной котловины в виде неправильного овала вытянутого в
субмеридианльном направлении. С северной и восточной сторон котловина обрамлена
плато обрамленными возвышенностями с пологими склонами с северо-запада и с
запада плато спускается в котловину в виде крутого уступа.
В южной части, особенно в юго-западной части, развита серия песчаных
массивов эолового генезиса, самый крупный из которых пески Арыскум,
возвышающейся над окружающей местностью на 10-15 м.
К югу от месторождения расположен песчаный массив Арыскум, сложенный
грядово-бугристыми полузакрепленными песками, и почти полностью высохшее
соленое озеро Арыс. В 15 км к западу находится чинк высотой 70-90 м, отделяющий
низменную часть равнины от плато с отметками рельефа 200-250 м. К северу от
площади низменная равнинная степь полого воздымается до отметки рельефа 150-200
м, а на северо-востоке сочленяется с горной системой Улытау .
Абсолютная отметка самой возвышенной части 240,1 м. Минимальная
абсолютная отметка дна котловины 75,1 м. С плато в долину спускается целый ряд
сухих русел, самые крупные из которых (русло Аклит и Терескенеске) приурочены к
северо-восточному и юго-восточному склонам. Наиболее пониженные участки
котловины, как правило, заболочены, в них обнажается большое количество
родников и колодцев с пресной водой.
Почвенный покров месторождения и прилегающих к нему территорий включает
следующие почвы: серо-бурые суглинистые; серо-бурые супесчаные защебененные;
солонцы; комплексы солонцов с бурыми солонцеватыми; пески.
Грунтовые воды залегают на глубине от 100 м и глубже.
Климат района - резкоконтинентальный с большими сезонными и суточными
колебаниями температуры воздуха и малым количеством осадков. Максимальные
летние температуры +40 +45°С, минимальные зимние температуры до -38 -43°С.
Годовое количество осадков до 150 мм, выпадающих в основном в зимне-весенний
период. Характерны постоянные ветры юго-восточного направления, в зимнее время
часто вызывающие бураны бураны и метели.
Водные артерии на площади месторождения отсутствуют.
Степь покрыта типичной растительностью для полупустынь, в осенне-зимний и
весенние периоды степь изобилует сайгой.
Обеспечение технической и бытовой водой осуществляется из специальных
гидрогеологических скважин, дающих высокие дебиты воды минерализацией 0,6-0,9
г/л из отложений сенон-турона с глубины 50-70 м. По качеству вода не
соответствует стандартам питьевой воды из-за повышенного содержания фтора. На
отметках рельефа 120 м скважины работают на самоизлив .
Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 года,
Южно-Казахстанской нефтеразведочной экспедицией ПГО "Южказгеология"
Министерство геологии Республики Казахстан.
В декабре 1995 года Правительством Республики Казахстан
Акционерному обществу «Кумколь-ЛУКойл» выдана лицензия (серия МГ № 296 нефть)
для доразведки и добычи углеводородного сырья на площади Контрактного Участка
месторождения Кумколь. Лицензионный участок площадью боле 150 квадратных
километров примерно половину территории месторождения- его северную часть.
С этого момента месторождение разрабатывается двумя
недропользователями АО«ПетроКазахстан Кумколь Ресорсес» и АО«Кумколь-ЛУКойл».
1.2 Стратиграфия
Разрез месторождения Кумколь представлен отложения мезо-кайнозоя,
залегающими на глубоко выветренной поверхности раннепротерозойского фундамента.
Нижний протерозой (PR1). Образования складчатого фундамента вскрыты в 16
скважинах. В скважине 2, вскрывшей фундамент на максимальную толщину 245 м,
верхняя часть его (около 120 м) сложена серо-зелеными массивными
гидрослюдисто-каолинитовыми глинами (кора выветривания), постепенно
переходящими в выветрелые кварц-биотит-плагиоклазовые гнейсы.Возраст их
устанавливается по сопоставлению с аналогичными образованиями хребтов Улытау и
Каратау.
Мезозой-кайнозойская группа (Mz-Kz). Отложения мезозой-кайнозоя в
Арыскумском прогибе и на месторождении расчленяются на два структурных подэтажа,
разделенных региональным стратиграфическим несогласием, - верхнетриасового -
юрский и мел - палеогеновый .
Юрская система J. На месторождении Кумколь разрез нижнего подэтажа
начинается отложениями среднего отдела юрской системы.
В грабен-синклиналях Арыскумского прогиба в нижней части разреза
участвуют также отложения верхнего триаса-нижней юры.
Стратиграфия триасово-юрских отложений изучена по данным параметрических
скважин и поискового бурения на площади Кумколь.
В разрезе подэтажа выделяются три крупные ритмотолщи, по возрасту
примерно соответствующие позднетриасово-раннеюрскому, средне- и позднеюрскому
времени. Каждая из них начинается пачкой обломочных пород, содержащих
коллекторы, и заканчивается глинистыми породами, представляющими собой флюидоупор.
Пачки имеют ранг свит.
Нижний отдел (J). В грабен-синклиналях эта ритмотолща состоит из нижней
кумбулакской (J11kb) и верхней айболинской (J2-3ab) свит.
Кумбулакская свита толщиной до 1200 м сложена переслаивающимися
разнозернистыми песчаниками, гравелитами и аргиллитами, переходящими в
конгломераты. Айбалинская свита толщиной до 535 м состоит из черных аргиллитов
и глинистых алевролитов, обогащенных органическим веществом и растительными
остатками. Возраст установлен на основании находок спор и пыльцы как
плинсбах-тоарский.
Средний отдел (J2). Отложения средней юры выделены в дощанскую свиту (J2
d), представленную переслаиванием серых песчаников, алевролитов и темно-серых
аргиллитов .
В кровельной части свиты обособляется пачка частого переслаивания песчаников
и аргиллитов толщиной от 12 (скв. 12) до 56 м (скв. 6), являющаяся
нефтегазоносной (горизонт Ю-IV). В низах свиты на крыльях структуры (скв. 4, 5,
6) выделяются пласты угля толщиной 4-6 м. Нижняя часть свиты в присводовой
части структуры выклинивается там, где горизонт Ю-IV ложится на породы
фундамента или на кору выветривания
В юго-западной части структуры отложения дощанской свиты полностью
выклиниваются, а на крыльях ее толщина достигает 219 м. В грабен-синклиналях
Арыскумского прогиба свита сложена более глинистыми породами толщиной до 502 м.
Возраст свиты по находкам спор и пыльцы определен как аален-батский (нижняя
половина).
Средний - верхний отделы (J2-3). Отложения отделов объединены в
карагансайскую свиту (J2-3 ks), залегающую трансгрессивно на отложениях
дощанской, а в местах их отсутствия - на породах фундамента. Литологически она
сложена довольно однообразной пачкой черных аргиллитов и аргиллитоподобных глин
с небольшими прослоями серых глинистых алевролитов.
В грабен-синклиналях верхняя часть свиты сложена горючими сланцами.
Толщина свиты достигает 257 м. Возраст свиты установлен по комплексам спор и
пыльцы как поздний бат - ранний келловей.
Верхний отдел (J3). Верхнеюрская ритмотолща залегает на аргиллитах
карагансайской свиты с размывом и расчленяется на кумкольскую и коскольскую
свиты.
Кумкольская свита (J3 k) на месторождении сложена тремя горизонтами
продуктивных песчаников, песков и алевролитов с прослойками глинистых
алевролитов и глин (Ю-I, Ю-II, Ю-III). Горизонты разделены выдержанными по всей
площади слоями глин и глинистых алевролитов. Толщина свиты в пределах структуры
изменяется от 37-38 м в присводовых частях, до 82 м на крыльях и в северной
части площади. В грабен-синклиналях толщина кумкольской свиты увеличивается до
300м. Возраст свиты установлен по комплексам спор и пыльцы в пределах
келловея-оксфорда.
Коскольская свита (J3 kk) залегает согласно на кумкольской, имея с ней
четкую границу в виде резкой смены песчаных пород на глинистые, образующие
флюидоупор для юрских продуктивных горизонтов
Меловая система (К). Меловые отложения расчленяются на даульскую и
карачетаускую свиты нижнего отдела, кызылкиинскую верхнего отдела.
Нижний отдел (К1). Неокомский надъярус (К1 пс). Отложения неокомского
надъяруса выделены в даульскую свиту. Свита залегает с региональным размывом и
угловым несогласием на образованиях коскольской свиты и расчленяется на нижне-
и верхнедаульскую подсвиты. Нижнедаульская подсвита в основании содержит
арыскумский горизонт, который на месторождении Кумколь представлен песками и
алевритами с прослоями коричневых глинистых, карбонатных алевролитов и глин.
Пределы изменения толщин арыскумского горизонта 87-123 м.
Верхнедаульская подсвита представлена красноцветными глинами, глинистыми
алевролитами и слабосцементированными песчаниками (песками). Последние
преобладают в основании подсвиты, развиты в ее средней части. В верхней части
преобладают глины и глинистые алевролиты с отдельными прослоями песчаника.
Толщина подсвиты изменяется от первых десятков до сотен метров. В кровле свита
трассируется ОГ-ІІІ.
Карачетауская свита (К1кг) представлена сероцветными, преимущественно
песчаными отложениями, в основании содержит горизонты гравелитов, в средней
части слои темносерых глин, свита обогащена растительным детритом. В ней
найдены фораминиферы, указывающие на накопление в прибрежно-морских и
континентальных условиях. Толщина свиты 85-250 м. В распространении она уходит
за пределы прогиба. В кровле свиты прослеживается ОГ-П. Свита выделяется
высокими (до 30-40 ом/м) электрическими сопротивлениями и высокими значениями
НГК.
Нижний - верхний отделы (К1-2). Альб-сеноманский ярус(К al3 - s).
Отложения альба-сеномана залегают согласно на карачетауской свите и выделены в
кызылкиинскую свиту, сложенную пестроцветными глинистыми алевролитами и глинами
с прослоями песков и песчаников. Толщина свиты 87-186 м.Возраст свиты - поздний
альб - сеноман - устанавливается по комплексам спор и пыльцы.
Верхний отдел (К2). Туронский ярус (К2 t). Отложения турона выделены в
балапанскую свиту. Она залегает трансгрессивно на кызылкинской свите и сложена
зеленовато-серыми песками и глинами с тонкой горизонтальной слоистостью.
Присутствуют обугленные остатки и зерна глауконита. Толщина свиты колеблется в
пределах 82-150 м. Возраст свиты установлен по комплексам спор и пыльцы как
нижнетуронский.
Палеогеновая система (P). представлена они темно-серыми глинами, сильно
насыщенными обугленным растительным детритом, и прослоями кварц-глауконитовых
песков. Максимальная толщина палеогена 66 м.
Неоген-четвертичные отложения (N-Q). Более молодые плиоцен-четвертичные
отложения развиты в погруженных частях Арыскумского прогиба. В пределах
структуры Кумколь к ним условно отнесены покрывающие поверхность пески,
суглинки и супеси, толщина которых не превышает 10 м.
1.3 Тектоника
Месторождение Кумколь находится в пределах Арыскумского прогиба
Южно-Торгайской впадины, являющейся северо-восточной частью Туранской плиты. В
пределах Арыскумского прогиба выделяется пять линейно-вытянутых
грабен-синклиналей рифтового происхождения, разделенных между собой горстовыми
поднятиями.
В структурном плане поднятие Кумколь расположено в южной наиболее
погруженной части Сорбулакского горст-антиклинального выступа, разделяющего
Акшабулакскую и Сарыланскую грабен-синклинали Арыскумского прогиба.
В районе Кумкольского поднятия в юрских отложениях по данным
сейсморазведки прослеживаются две структурные поверхности. Первая из этих
поверхностей совпадает с IIIа -отражающим горизонтом, приуроченным к кровле
кумкольской свиты (на месторождении Кумколь эта кровля Ю-1 продуктивного
горизонта). Ко второй поверхности приурочен III1а-отражающий горизонт, который
совпадает с кровлей среднекумкольской подсвиты верхней юры.
По кровле Ю-1 продуктивного горизонта размеры поднятия составляют 19.0 х
8.0 кмІ по изогипсе - 1200 м, при амплитуде 120 м. Структура представляет собой
вытянутую антиклиналь северо-западного простирания, ограниченную с востока
тектоническим нарушением.
По данным эксплуатационного бурения восточное крыло антиклинали имеет
более крутое погружение.
Структурные планы по IIIа и ІІІ1а- отражающим горизонтам совпадают.
Толщина кумкольской свиты (от поверхности фундамента до кровли Ю-1
горизонта) колеблется от 50 до 250 м. Уменьшение толщины отложений кумкольской
свиты происходит за счет примыкания к воздымающейся поверхности фундамента
нижних частей разреза.
Толщина отложений акшабулакской свиты (глинистая часть разреза верхней
юры) колеблется от первых десятков до 100 и более метров.
Однако, утончение акшабулакской свиты происходит сверху, в результате
регионального размыва в преднеокомское время.
В разрезе нижненеокомских отложений четко прослеживается отражающий
горизонт IIа, совпадающий с кровлей арыскумского горизонта (продуктивный
горизонт M-I).
По IIа-отражающему горизонту структура Кумколь представляет собой
двухсводовую линейную антиклинальную складку субмеридионального простирания со
смещением к югу основного свода.
Размеры структуры составляют 14.5 х 4.5 кмІ по изогипсе - 990 м, при
амплитуде 40 м. Северный купол более пологий и имеет амплитуду 30 м.
По данным эксплуатационного бурения восточное крыло структуры (также как
и по юрским горизонтам) имеет более крутое погружение.
Согласно структурной карте по кровле продуктивного горизонта Ю-II
структура многокупольная, имеет два локальных свода северо-западный и
юго-восточный. Юго-восточный свод является основным, оконтуренный изогипсой
-1180 м. В сводовой части, наиболее высокая абсолютная отметка свода
расположена в районе скважины 24 и равна -1120м, следовательно амплитуда
данного локального свода равна 60м. Северо-западный свод оконтурен изогипсой
-1220м, является погруженным относительно юго-восточного и значительно меньших
размеров.
При сопоставлении структурных планов меловых и юрских горизонтов, видно
заметное выполаживание поверхностей меловых горизонтов, по сравнению с юрскими.
В целом структура Кумколя оконтуривается изогипсой -1220м, следовательно
амплитуда структуры в целом равна 100м.
Брахиантиклинальная структура слабо нарушена, ограничена с востока одним
тектоническим нарушением типа сброса. Кровля древнего фундамента в пределах
структуры залегает на отметке минус 1550м, следовательно толщина мезозойского
осадочного чехла не превышает 1550м.
1.4 Нефтегазоносность
В нижненеокомском нефтеносном подкомплексе выделяются два продуктивных
горизонта М-I и М-II (I эксплуатационный объект), которые хорошо коррелируются
и уверенно выделяются по данным ГИС. Нижнемеловые горизонты М-I и М-II
разобщены глинистыми разделами толщиной от 8 м до 20 м.
В юрских отложениях выделяются четыре продуктивных горизонта: Ю-I и Ю-II
горизонты (II эксплуатационный объект), Ю-III горизонт (III эксплуатационный
объект), толщина глинистых разделов между ними колеблется от 2 м до 16 м. Ю-IV
горизонт (IV эксплуатационный объект) отделяется от вышележащего пачкой глин
толщиной от 40 м на юго-востоке до 10 м на юго-западе. Такое колебание связано
с размывом среднеюрских отложений. Все юрские горизонты содержат газовые шапки.
Горизонт М-I. Флюидоупором М-I горизонта являются глинистые
и карбонатные алевролиты и глины толщиной до 170 м. Средняя общая толщина
горизонта составляет 21,2 м. В горизонте в среднем прослеживается до 4
пластов-коллекторов. Во многих скважинах выделяется по одному
пласту-коллектору, приуроченному к различным частям горизонта, максимальное количество
выделенных пластов-коллекторов - 11 .
Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в целом по М-I
горизонту - 8,3 м.
Горизонт М-II отделяется от вышележащего глинистой пачкой толщиной до 20
м. Общая толщина горизонта в среднем составляет 64,4 м.
Максимальное количество выделенных пластов-коллекторов достигает 16.
Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 13,4 м.
Горизонт Ю-I отделяется от М- II горизонта пачкой глин толщиной до
100 м. Средняя общая толщина горизонта составляет 12,8 м.
В его пределах в среднем выделяется до 4 пластов-коллекторов. Во многих
скважинах прослеживается по одному пласту-коллектору, приуроченному к различным
частям горизонта.
Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем равна 6,2 м. Эффективная
газонасыщенная толщина колеблется от 0,6 до 14,6 .
Горизонт Ю-II от вышезалегающего горизонта отделяется глиной порядка 10
м. Максимальная толщина горизонта достигает 21.2 м. В разрезе горизонта
выделяется от 1 до 8 пластов-коллекторов, отделенных друг от друга глинистыми
разделами.
Эффективная нефтенасыщенная толщина горизонта изменяется от 0,6 м до 18,6
м. Эффективная газонасыщенная толщина варьирует от 0,6 до 11,1 м.
Горизонт Ю-III от вышезалегающего Ю-II горизонта отделяется пачкой
глин толщиной до 10 м. Общая толщина горизонта в среднем составила 16,1 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина горизонта изменяется от 0,6 м до 22,3 м.
Эффективная газонасыщенная толщина варьирует от 2,4 до 8,1 м.
Горизонт Ю-IV отделяется от вышележащего Ю-III пачкой глин, толщина
которой изменяется от 10 м на юго-западе до 40 м на юго-востоке, что связано с
размывом среднеюрских отложений.
Толщина горизонта варьирует от 66 м до полного размыва в юго-западной
части структуры.
Количество пластов-коллекторов в некоторых скважинах достигает 14.
Эффективные нефтенасыщенные и газонасыщенные толщины в среднем по
горизонту составляют 3,9 и 3,3 соответственно.
Продуктивный разрез сложен песчаниками и алевролитами с пределами
эффективных толщин по горизонтам от 0,6 до 12,4 м.
Открытая пористость коллекторов составляет 19,3 -23,7%, проницаемость
0,172-1,133 мкмІ, коэффициент нефтенасыщенности 0,58-0,71, газонасыщенности
0,57-0,72.
Начальное пластовое давление находится в пределах 11,5 -13,76 МПа,
пластовая температура 49-56єС,. Дебиты нефти достигали 125,8 мі/сут на 7 мм
штуцере , газа -93,8 тыс. мі/сут на 7 мм штуцере.
Нефти
юрских и меловых отложений постоянны по своему составу. Они легкие -
=815,4 кг/мі в горизонте Ю-IV и 822,2 - 835,5 кг/мі в
остальных горизонтах. Содержание светлых фракций (до 300
С) в юрских горизонтах 36-48%, горизонтах М-I-II около
45%, в том числе бензиновых (до 200
С)
соответственно 21-27 и 25%. Нефть низкосмолистая , высокопарафинистая (10-12%)
при содержании парафина в отдельных пробах до 16 %, смол 4,8-8,42 %,
асфальтенов 0,11-0,92 %, серы 0,11-0,52%.
Динамическая
вязкость нефти меловых горизонтов в стандартных условиях 9-11 мПа·с, юрских
12-19 мПа·с, кинематическая вязкость соответственно 11-13 и 13-20 мкм2 /с.
В
юрских горизонтах газосодержание снижается в среднем от 172 (Ю-IV) до 108 м3/м3
(Ю-1), давление насыщения-от 12,163 до 9,0 мПa .
В
меловых горизонтах газосодержание и давление насыщения очень низкие, в среднем
6,0 - 12,6 м3/м3 и 2,6 - 3,6 мПа.
Состав
свободного газа в газовых шапках горизонтов Ю-I, Ю-II и Ю-IV по сравнению с
растворенным газом отличается повышенным содержанием метана (56,7 - 77,9%),
азота (10,7 - 14,1%) по 8 анализам. Поправка на отклонение от идеального газа
для газовой шапки в горизонте Ю-IV составила 1,330, в горизонтах Ю-I и Ю-II -
1,337, поправка на температуру - 0,9. В газе в незначительных количествах
содержится конденсат, плотностью 732 кг/мі.
Режим
залежей горизонтов М-I, М-II и Ю-III- водонапорный, остальных залежей -
водонапорный с энергией газовой шапки.
Пластовые
воды продуктивных горизонтов относятся к хлоркальциевому типу. Минерализация их
изменяется от 49, 7 до 84 г/л. В водах повышенное содержание брома, стронция и
лития.
Месторождение
находится в разработке.
2. Технологическая часть
.1 Система разработки месторождения
.1.1 Анализ текущего состояния разработки
Разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами начато в 1988
году в соответствии с проектом пробной эксплуатации месторождения,
составленного институтом КазНИПИнефть. В этом же году институтом НИПИмунайгаз
была составлена «Технологическая схема…», утверждена в ЦКР МНП СССР (протокол
1296 от 13.07.88 г.).
В мае 1990 года месторождение введено в промышленную разработку. С
декабря 1995 года разработку месторождения ведут 2 недропользователя: южная
часть - АО «Харрикейн Кумколь Мунай» переименованное в « PetroKazakhstan»,
северная часть - АО « Кумколь-ЛУКойл» переименованное в АО «Тургай-Петролеум».
В 1999 году после разбуривания объектов эксплуатационным фондом, в связи с
изменением представления о геологическом строении, а так же несоответствием
фактических показателей разработки с проектными показателями технологической
схемы 1988 года и эксплуатацией месторождения двумя недропользователями,
институт НИПИнефтегаз составил новый проектный документ - «Проект разработки
нефтегазового месторождения Кумколь», который был утвержден ЦКР Республики
Казахстан 24.06.99 г. Этот проектный документ является в настоящее время
действующим проектным документом, на основании которого ведется разработка
месторождения Кумколь.
Реализуемая система разработки месторождения предусматривает следующие
условия: фонд скважин составляет 770, в том числе 432 добывающие, 199
нагнетательных, 15 резервных. 21 водозаборная и 3 газовые; выделены четыре
эксплуатационных объекта: первый-горизонты М-I + М-II, второй - горизонты Ю-I +
Ю-II, третий - горизонт Ю-III, четвертый - горизонт Ю-IV.
Рассчитаем четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную
систему разработки по формулам (2.1.-2.5.)
Параметр плотности сетки скважин SС.
,
(2.1.)
где S - площадь нефтеносности месторождения Кумколь;- число скважин на
месторождении Кумколь.
=166801
м2/скв.
1. Параметр Крылова Nкр, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к
общему числу скважин n.
=
=1,3 млн. т/скв. (2.2)
. Параметр
, равный отношению числа нагнетательных скважин nн к
числу добывающих скважин nд.
(2.3)
. Параметр
, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся
дополнительно к основному фонду скважин к общему числу.
(2.4)
4. Расстояние между скважинами вычисляем по формуле:
м (2.5)
Основные показатели разработки месторождения Кумколь (контрактной
территории АО «Тургай-Петролеум») на 31 декабря 2009 года приведены в целом по
месторождению и по объектам эксплуатации на рисунке 2.1.
Рисунок
2.1. Основные показатели разработки на 2009 г на месторождении Кумколь
Основные
показатели с начала разработки с 1996-2009 годы приведены на рисунке 2.2.
Рисунок 2.2. Основные показатели с начала разработки с 1996-2009 г на
месторождении Кумколь
За 2009 год из скважин месторождения было добыто 3223,750 тыс.тонн нефти,
22407,104 тыс.тонн жидкости и 313,054 млн.м3 газа. Накопленная добыча нефти на
31.12.2009 г. достигла 30744,627 тыс.тонн, что составляет 65,4% от начальных
извлекаемых запасов. В продуктивные пласты в 2009 году на 31 декабря закачано
19797,035 тыс.м3, накопленная закачка составила - 43166,846 тыс.м3. Средняя
приемистость нагнетательных скважин находится на уровне - 202 м3/сут. Текущая
компенсация отборов закачкой - 62%.
Среднесуточный дебит действующих скважин по нефти за 12 месяцев составил
18,5 т/сут, по жидкости - 156,3т/сут. Средняя текущая обводненность добытой
продукции 85,6%.объект разработки (горизонты М-I+M-II)
На 31.12.09 скважинами I объекта добыто 1026,3 тыс.тонн нефти и 7258,8
тыс.тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на дату анализа достигла 9377,9
тыс.тонн, что составляет 67,19% от начальных извлекаемых запасов нефти I
объекта. Среднесуточный дебит добывающих скважин по нефти составил 21,7 т/сут,
по жидкости 108,9т/сут, средняя обводненность продукции составила 87,4%,
текущая компенсация отборов достигла 46% при закачке воды в объеме 6177,9 тыс.м3,
накопленная закачка воды - 14257,3,369 тыс.м3.объект (горизонт Ю-I+Ю-II)
За 2009 год скважинам II объекта добыто 1268,5 тыс.тонн нефти и 9159,5
тыс.тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на 31.12.2009 г. достигла 14061,2
тыс.тонн, что составляет 59,13% от начальных извлекаемых запасов нефти II
объекта.
Средний дебит скважин по нефти составил 24,0 т/сут, по жидкости 118,8
т/сут, текущая компенсация отборов достигла 68% при закачке воды в объеме
8374,7 тыс.м3, накопленная закачка воды - 15495,6 тыс.м3, средняя обводненность
продукции - 88,9%.объект (горизонт Ю-III)
Добыча нефти за 2009 год составила 895,6 тыс.тонн и 5988,804 тыс.тонн -
добыча жидкости, добыто газа на 31.12.2009 год мая 34,176 млн.м3. Накопленная
добыча нефти на дату анализа достигла 6866,927 тыс.тонн, что составляет 79,6%
от начальных извлекаемых запасов нефти III объекта. Средний дебит скважин по
нефти составляет 15,8 т/сут, а по жидкости равен 134,7 т/сут, закачано в пласт
5153,1 тыс.м3 воды, при текущей компенсации отборов - 75%, накопленная закачка
воды составила 13413,946 тыс.м3, средняя обводненность продукции - 83,3%.объект
(горизонт Ю-IV)
За 2009 год добыча нефти составила 33,35 тыс.тонн, добыча жидкости -
438,6 тыс.тонн. Накопленная добыча нефти на 31.12.2009 г. достигла 142,6 тыс.тонн,
что составляет 82% от начальных извлекаемых запасов нефти IV объекта. Средний
дебит скважин по нефти составляет 11,0 т/сут, а по жидкости - 78,7 т/сут,
средняя обводненность продукции 75,3%.С мая 2002 года разрабатывается без
поддержания пластового давления.
На месторождении Кумколь установлена промышленная нефтегазоносность в
меловых отложениях выделяются два продуктивных горизонта (М-I,М-II) и четыре в
юрских (Ю-I, Ю-II, Ю-III и Ю-IV).
По характеру насыщения горизонты М-I и М-II и Ю-III выделяются как
нефтяные залежи, горизонты Ю-I, Ю-II и Ю-IV - нефтегазовые. Залежи относятся к
различным типам. Залежи горизонтов М-I, Ю-I, Ю-II, Ю-I- пластовые сводовые,
тектонически-экранированные, залежи горизонтов М-2 и Ю- IV массивного типа.
Распределение залежей по утвержденным балансовым и извлекаемым запасам
нефти выделяются две сравнительно крупные залежи М-I и Ю-I, они приблизительно
одинаковы по запасам и вместе содержат 60% всех балансовых запасов
месторождения. Залежи Ю-II и Ю-III, заключающие около 35% запасов нефти, также
мало отличаются по запасам. На долю залежей М-II и Ю- IV приходится около 5%
общих запасов нефти месторождения Кумколь.
В технологической схеме месторождения Кумоль, предусматривалось выделение
четырех эксплуатационных объектов .
Выделение объектов сделано на основе анализа геологического строения
продуктивных горизонтов, определения критерия рациональности объединения
горизонтов в один эксплуатационный объект, достижения наибольшего среднего
дебита нефти на пробуренную скважину при условии обеспечения заданного
коэффициента нефтеотдачи и существующих технических и технологических
возможностей эксплуатации залежей.
В один эксплуатационный объект были выделены меловые залежи, имеющие в
отличие от юрских значительно большую вязкость нефти, в значительной степени
дегазированные, имеющие небольшой разрыв между пластовой температурой и
температурой насыщения нефти парафином и более высокую проницаемость
коллекторов.
Во второй эксплуатационный вошли залежи верхнеюрских горизонтов Ю-I и
Ю-II, имеющие сходную геолого-физическую характеристику коллекторов, единый
ВНК, ГНК и свойства насыщающих их флюидов.
Горизонт Ю-3 выделен в самостоятельный третий объект разработки, нефть по
свойствам идентична нефти Ю-I и Ю-II горизонтов. Объединение Ю-III горизонта со
вторым объектом нецелесообразно, поскольку возникают сложности в обеспечении
максимального охвата пластов процессом заводнения.
Горизонт Ю- IV выделен в четвертый объект разработки.
2.1.2 Анализ структуры фонда скважин и их
текущих дебитов, технологических показателей
Характеристика фонда в целом по территории и по объектам представлена в
таблице 2.1.
Таблица 2.1
Анализ структуры фонда в целом по территории и по объектам
|
Категория скважин
|
Действующий фонд
|
I объект
|
II объект
|
III объект
|
IV объект
|
Всего по мест-ию
|
В простое
|
|
Добывающий фонд
|
в т.ч.фонтанные
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
|
|
|
ВШН
|
4
|
5
|
2
|
-
|
11
|
1
|
|
|
ЭЦН
|
89
|
176
|
72
|
3
|
340
|
5
|
|
|
ШГН
|
2
|
4
|
1
|
-
|
7
|
|
|
|
в простое
|
1
|
5
|
-
|
-
|
6
|
|
|
|
Итого
|
95
|
185
|
75
|
3
|
358
|
|
|
|
Действующий фонд
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
В бездействии
|
2
|
4
|
1
|
-
|
7
|
|
|
|
|
В освоении
|
-
|
-
|
-
|
-
|
0
|
|
|
|
|
Итого добывающий фонд
|
|
|
|
|
365
|
|
|
|
Нагнетательный фонд
|
действующий фонд
|
30
|
45
|
23
|
-
|
98
|
|
|
|
|
в простое
|
-
|
-
|
-
|
-
|
0
|
|
|
|
|
в бездействии
|
-
|
-
|
1
|
-
|
1
|
|
|
|
|
в освоении
|
-
|
1
|
-
|
-
|
0
|
|
|
|
|
Итого нагнетательный фонд
|
30
|
46
|
24
|
-
|
100
|
|
|
|
Фонд скважин, всего
|
|
|
|
|
488
|
|
|
В 2006 году в целом по территории ЗАО «ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ» добыто 1298.26
тыс.т нефти и 1339.7 тыс.т жидкости.
Накопленная добыча нефти достигла 4465.29 тыс.т, добыча жидкости
составила 4549.977 тыс.т.
Средний дебит действующих скважин по нефти и жидкости составляет 35.84
т/сут и 36.99 т/сут. Обводненность продукции в целом составила 3.10 %.
В целом по территории закачано 1362.33 тыс.м3 воды, накопленная по
закачке составила 4980.68 тыс.м3. Средняя приемистость нагнетательных скважин
находится на уровне 178.39 м3/сут.
Текущая компенсация отбора находится на уровне 79.15 %.
год
За анализируемый период в целом по территории отобрано 1500.20 тыс.т
нефти, жидкости 1632.96 тыс.т. Накопленная добыча нефти достигла 5965.5 тыс.т и
6182.9 тыс.т жидкости.
Средний дебит действующих скважин в целом по нефти составил 36.57 т/сут,
по жидкости 39.8 т/сут.
В продуктивные пласты закачано 1694.20 тыс.м3 воды со средней
приемистостью 200.8 м3/сут. Обводненность продукции в целом 8.13 %. В целом по
территории накопленная закачка составила 6674.88 тыс.м3 воды.
Текущая компенсация отборов жидкости закачкой находится на уровне 89.27
%.
В 2008 год добыча нефти в целом по состоянию на 01.01.03 г. составила
2149.63 тыс.т и 2454.38 тыс.т жидкости при средней текущей обводненности 18.2
%. Накопленная добыча нефти и жидкости на дату анализа достигла 8115.12 тыс.т и
8637.32 тыс.т.
Средний дебит действующих скважин в целом по нефти составляет 44.28
т/сут, по жидкости 50.56 т/сут.
В целом по территории в продуктивные пласты закачано 1821.4 тыс.м3 воды,
накопленная закачка воды составила 8496.23 тыс.м3.
Средняя приемистость нагнетательных скважин находится на уровне 170.59
м3/сут.
Текущая компенсация отборов жидкости закачкой составила 51.7 %.
год
Добыча нефти в целом по состоянию на 01.01.04 г. составила 2803.3 тыс.т.
и 3637.7 тыс.т жидкости, средняя обводненность составила 22.9 %. Накопленная
добыча по нефти и жидкости составляет 10918.4 тыс.т и 12275.0 тыс.т
соответственно.
Средний дебит действующих скважин по нефти и жидкости на дату анализа
составляет 45.3 т/сут и 58.8 т/сут.
Средняя приемистость нагнетательных скважин находится на уровне 207.4
м3/сут.
Текущая компенсация отборов жидкости закачкой составляет 50.6 %.
2.1.3 Анализ выработки запасов нефти и газа
Для изучения текущего состояния выработки запасов нефти из объектов
разработки месторождения составлены карты отношений суммарных отборов нефти к
удельным геологическим запасам по скважинам в их условных зонах дренажа по
залежам М-I, М-II, Ю-I, Ю-II, Ю-III. Количество добытой нефти, отнесенное к
начальным геологическим запасам дает представление о текущем коэффициенте
нефтеизвлечения (КИН тек). Разница (1-КИН тек) указывает на долю остаточных
запасов, недренируемых или слабодренируемых при существующей системе разработки
(определяютя как разница между балансовыми запасами и накопленной добычей).
Расчеты производились следующим образом. Площадь разработки каждой залежи была
разделена на условные зоны дренажа, исходя из положения, что зона дренажа равна
половине расстояния между соседними скважинами объекта. Затем для каждой
скважины были подсчитаны первоначальные геологические запасы нефти объемным
методом. Эффективные толщины, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности
оценены по данным ГИС, коэффициент извлечения нефти, удельный вес нефти и
пересчетный коэффициент взяты из работы. Для каждой эксплуатационной скважины
определена накопленная добыча по состоянию на 01.07.2009г. Если в условной
области дренирования скважины объекта находилась скважина вне сетки разработки,
её накопленная добыча прибавлялась к добыче основной скважины. Накопленная
добыча скважины, находящейся на границе условных областей дренирования
нескольких скважин, делилась между этими скважинами пропорционально их
эффективной толщине. Таким же образом делилась добыча нагнетательных скважин, бывших
в отработке на нефть. В скважинах, эксплуатирующих две залежи, накопленная
добыча была поделена пропорционально вскрытым перфорацией эффективным толщинам
по каждой залежи.
По залежи М-II наиболее высокие накопленные отборы нефти приходятся на
скважину 1035 (КИН тек - 0.61), в остальных скважинах величина КИН тек не
превышает 0.3. Наибольшей выработке подверглась приграничная зона залежи в
центральной части месторождения.
В таблице 2.2. приведены значения КИН тек по залежам и объектам
разработки на дату анализа. Наибольшей выработке подвергся III объект
разработки, текущий КИН достиг 0.29. Наименее выработаны коллекторы Ю- IV
горизонта, КИН тек - 0.17.
Сопоставляя карты КИН тек с картами изопахит можно сделать предположение
о наличии невыработанных запасов нефти по некоторым участкам залежей. Однако
это предположение необходимо подтвердить исследованиями ГИС по оценке текущей
нефтенасыщенности коллекторов в обсаженных стволах скважин или по комплексу ГИС
в открытом стволе скважин, пробуренных на этих участках.
Таблица 2.2
Распределение добычи нефти и текущей нефтеотдачи по залежам и
эксплуатационным объектам по состоянию на 01.07.2009 г
|
Залежи и объекты разработки
|
Балансовые запасы, тыс.тонн
|
Всего добыто нефти,
тыс.тонн
|
КИН проектный д.е.
|
КИН текущий д.е.
|
|
М-I
|
21550
|
4386.475
|
0.566
|
0.20
|
|
М-II
|
3232
|
479.131
|
0.566
|
0.15
|
|
I (М-I+М-II)
|
24782
|
4865.606
|
0.566
|
0.20
|
|
Ю-I
|
24720
|
3705.285
|
0.605
|
0.15
|
|
Ю-II
|
15424
|
3140.014
|
0.605
|
0.20
|
|
II (Ю-I+Ю-II)
|
40144
|
6845.299
|
0.605
|
0.17
|
|
III (Ю-III)
|
14734
|
4244.719
|
0.585
|
0.29
|
|
IV (Ю- IV)
|
580
|
97.766
|
0.30
|
0.17
|
В заключение необходимо отметить, что полученные результаты следует
рассматривать как первое приближение, так как законы дренирования значительно
сложнее, чем используемые здесь приемы. Более достоверную картину выработки
запасов можно получить, увеличив количество исследований, делая основной упор
на исследования ГИС (в частности методы импульсного нейтронного каротажа) в
обсадной колонне против неперфорированных коллекторов а также используя
симуляционную.
2.1.4 Характеристика энергетического состояния
залежи, режим разработки
На всех разрабатываемых объектах месторождения Кумколь проводится
обязательный комплекс исследований с целью контроля их разработки в
соответствии с Проектом разработки.
Контроль за разработкой месторождения Кумколь контрактной территории АО
«Тургай Петролеум» в период 01.07.2009-31.12.2009 г.г. осуществлялся с помощью
гидродинамических исследований, проведенных бригадой ИС ЦДНГ АО «Тургай
Петролеум». Основными видами гидродинамических исследований в добывающих,
нагнетательных и наблюдательных скважинах являлются: отбивка динамического и
статического уровней эхолотом «Микон», замеры пластовых и забойных давлений
глубинными манометрами, замер температуры на забое, замеры дебитов жидкости,
нефти, воды и газа добывающих скважин и обводненности продукции.
В целом по территории за вторые шесть месяцев 2009 г. было проведено 579
замеров пластового давления, 464 замера забойного давления, 1271 замеров
статического и 4641 замеров динамического уровней. По результатам анализа
гидродинамических исследований построены карты изобар по объектам разработки,
позволяющие судить о текущем энергетическом состоянии горизонтов.
За год было проведено тестирование 30 добывающих скважин методом
установившихся отборов, 13 нагнетательных скважин методом КПД, в 12 скважинах
снятие КВД.
По систематическим замерам дебитов жидкости добывающих скважин и
приемистости нагнетательных скважин, на конец 2009 г. построены карты текущих
отборов по объектам.
В связи со слабой изученностью свойств пластовой нефти северной
территории месторождения, в конце 2008 г. было предложено провести отбор
исследования глубинных проб пластовой нефти из скважин I объекта: №№1093, 1130,
1125, II объекта: №№2с, 2145, 2180, 2205, 2213, 2263, III объекта: №№2190,
2260, 2261, 3065 и IV объекта - №412, и был предоставлен план отбора глубинных
проб нефти.
В настоящее время разработка месторождения на большей его части (I, II,
III, объекты) осуществляется путем поддержания пластового давления.объект
Система поддержания пластового давления осуществляется 30 нагнетательными
скважинами: №№1037, 1051, 1072, 1080, 2111, 1052d со средней приемистостью
619.11 м3/сут. На 31.12.2009 г. текущая компенсация по объекту составила 47.5%.
На 01.07.09г. с начала 2009 г. были проведены 31 замеров пластового
давления, 3 замера забойного давления, 142 замера статического и 732
динамического уровней. По результатам исследований построены зависимости
пластового давления от накопленного отбора нефти и карты изобар отдельно по
горизонтам М-I и М-II.
Текущее средневзвешенное пластовое давление по объекту на начало года
составляло 8.27 МПа. На 31.12.2009 г. текущее средневзвешенное пластовое
давление - 8.34 МПа, снижение текущего пластового давления от начального
составило 3.26 МПа.
По М-I горизонту текущее средневзвешенное пластовое давление на дату
анализа составляет 7,52 МПа. По сравнению с 2008 пластовое давление увеличилось
на 0.18 МПа, это объясняется высокими коллекторскими свойствами горизонта,
высокой приемистостью нагнетательных скважин сравнительно с 2008 годом, и с
небольшим снижением объема добычи.
По М-II горизонту наблюдается равномерное распределение пластового
давления. Текущее средневзвешенное пластовое давление практически на одном
уровнем с прошлым годом, 8,21 МПа.
Низкое значение давления насыщения нефти газом - 2.5 МПа позволяет
эксплуатировать залежи этого объекта без опасности гидродинамических
осложнений. С целью увеличения компенсации отбора жидкости закачкой и
сформирования батареи нагнетания по краю залежи рекомендованы перевести
приконтурные скважины №№ 1064, 1067, 1076 под закачку воды.
Энергетическое состояние залежи в целом по объекту восстанавливается и
стабилизируется за счет активности краевых вод. На 31.12.2009 г. пластовое
давление по скважинам первого объекта колеблется в пределах 8,27 МПа-8,94 МПа,
т.е. сохраняется запас пластового и забойного давления над давлением
насыщения.объект
Система поддержания пластового давления осуществляется 45 нагнетательными
скважинами:со средней приемистостью 246.6 м3/сут. Текущая компенсация на дату
анализа 66.8 %.
По II объекту с начала года были проведены 91 замеров пластового
давления, 66 замеров забойного давления, 264 замеров статического и 965
динамического уровней. По результатам исследований построены зависимости
пластового давления от накопленного отбора нефти и карты изобар отдельно по
горизонтам Ю-I и Ю-II .
Текущее средневзвешенное пластовое давление по объекту на начало 2009
года составляло 7,815 МПа. На дату анализа текущее средневзвешенное пластовое
давление - 7,859 МПа, снижение текущего пластового давления от начального
составило 5.441 МПа.
Анализируя карту изобар на северо-западной части объекта, в районе
добывающих скважин №№16р, 2191д, 2206, 2207, 2208, 2220 наблюдается снижение
пластового давления. Это объясняется отсутствием нагнетательных скважин в этой
ячейке. На скважину №2175 влияние близрасположенных нагнетательных скважин
№№2194, 3105 недостаточно, скважина №2194 переведена под нагнетание в июне
2009г. В указанных нагнетательных скважинах наблюдается низкая приемистость,
поэтому необходимо провести мероприятия по увеличению приемистости до
проектного уровня.
Также незначительное снижение наблюдается, севернее, в районе скважин
№№2197д, 2198, 2213, 2214, 2226, 2р по изобаре 7.66 МПа. Снижение пластового
давления в районе этих скважин объясняется несбалансированностью между отбором
жидкости и закачкой воды, так как, влияние одной нагнетательной скважины №2199
недостаточно.
Наибольшее пластовое давление отмечается на юго-западе, а также в
центральной части объекта в районе расположения скважин №№417, 2114, 2115,
2116, 2128, 2130, 2132, 2138, 2139, 2142, 2143, 2144, 2152 на которых влияют
активные закачки воды нагнетательными скважинами №№2100, 2092, 2103, 2133, 14р,
2127, 2129, 2131, 2153, 2159, 2168.
В нагнетательной скважине 2100 проведена очистка забоя от механических
примесей, в приконтурных нагнетательных скважинах 2092 и 2133 - обработка
призабойной зоны с целью увеличения приемистости пласта. Отмечается
восстановление пластового давления, связанное с вводом пяти нагнетательных
скважин, находившихся в отработке.объект
Система поддержания пластового давления осуществляется 23 нагнетательными
скважинами: №№2179, 3046, 3048, 3050, 3052, 3068, 3072, 3074, 3076, 3089, 3092,
3101, 3200 со средней приемистостью 260.8 м3/сут. Текущая компенсация на дату
анализа 87.2 %.
По III объекту было проведено 44 замеров пластового давления, 33 замеров
забойного давления, 88 замеров статического и 308 динамического уровней. По
результатам исследований построены зависимости пластового давления от
накопленного отбора нефти и карты изобар отдельно по горизонту Ю-III.
Текущее средневзвешенное пластовое давление по объекту на начало года
составляло 9,21 МПа. На 31.12.2009 г. текущее средневзвешенное пластовое
давление - 9,32 МПа, снижение текущего пластового давления от начального
составило 3,98 МПа.
По карте изобар зоны с наиболее высокими давлениями по-прежнему
наблюдаются в центральной части территории, в районе ячейки добывающих скважин
№№414, 415, 3059, 3073, 3074, 3083, 3084, 3085, и нагнетательной №3072,
характеризующейся высокой приемистостью 445 м3/сут. В данной нагнетательной
скважине был проведен капитальный ремонт с целью выравнивания профиля
приемистости. Пластовое давление варьирует от 11.24 до 12.2 МПа.
В западной части объекта активную зону охватывает изобара 11 МПа.
Пластовое давление нагнетательных скважин №№3068, 3089, 3092, 3101, 3200
колеблется от 10.8 МПа до 10.91 МПа. Снижение пластового давления наблюдается в
районе расположения добывающей скважины №3079 пластовое давление в этой зоне
9.78 МПа.
Рекомендуется придерживаться заложенной в проекте 100% компенсации
отборов жидкости закачкой.объект
В настоящее время данный объект разработки эксплуатируется двумя
скважинами №№412, 1032 и 4002 на естественном режиме. По IV объекту было
проведено 1 замер пластового давления, 14 замеров статического и 2 замера
динамического уровней. Текущее средневзвешенное пластовое давление по карте
изобар составляет 11.09 МПа, снижение от начального давления за весь период
разработки составило 2.41 МПа. По IV объекту наблюдается восстановление
пластового давления, вероятно связанное с активностью краевых вод.
Для получения более полноценной карты изобар составлена опорная сеть
скважин. Назначением, которой является проведение периодичных замеров пластовых
и забойных давлений.
Замеры пластового и забойного давлений, исследования МУО и КВД должны
проводиться строго по опорной сети. Также необходимо придерживаться объемов и
периодичности исследований. Значения замеров пластовых и забойных давлений, а
также замеров динамических и статических уровней требуют качественного
выполнения.
Для дальнейшего контроля за разработкой приводим опорную сеть по всем
видам исследований таблиц ( таблицы 2.3-2.6.).
Таблица 2.3
Скважины опорной сети для контроля за положением ВНК
|
Объекты
|
|
I (М-I+II)
|
II (Ю-I+II)
|
III (Ю-III)
|
IV (Ю-IV)
|
|
1037, 1040, 1046, 1045,
1048
|
2110, 2120, 2136, 2164,
2168, 2176, 2198
|
2191, 3052, 3063, 3081,
3083, 3089, 3093, 3096
|
412
|
Периодичность исследований: По I объекту разработки - два раза в год;
По II, III и IV - один раз в год.
Таблица 2.4
Скважины опорной сети для контроля за положением ГНК
|
Объекты
|
|
II (Ю-I+II)
|
III (Ю-III)
|
IV (Ю-IV)
|
|
1-ряд: 2101, 2128, 2130
|
3034, 3047
|
4002
|
Периодичность исследований: один раз в год.
Таблица 2.5
Скважины опорной сети для исследований Рпл
|
Объекты
|
|
I (М-I+II)
|
II (Ю-I+II)
|
III (Ю-III)
|
IV (Ю-IV)
|
|
Рпл - 1033, 1036, 1040,
1045, 1048, 1056, 1069, (далее по вводу новых скважин)
|
Рпл - 14р, 16р, 2090, 2091,
2116, 2117, 2120, 2128, 2130, 2132, 2133, 2137, 2140, 2144, 2146, 2148, 2149,
2151, 2158, 2162, 2166, 2171, 2173, 2176, 2180, 2183, 2190, 2196, 2199, 3105
|
Рпл - 2179, 3035, 3037,
3046, 3049, 3052, 3062, 3066, 3075, 3079, 3081, 3083, 3085, 3087, 3093, 3095,
3097
|
Рпл - 412, 4002
|
Периодичность исследований: По I объекту - ежемесячно Рпл ;По II, III, IV
- 1 раз в квартал Рпл.
Таблица 2.6
Скважины опорной сети для исследований Рзаб, МУО, КВД
|
Объекты
|
|
I (М-I+II)
|
II (Ю-I+II)
|
III (Ю-III)
|
IV (Ю-IV)
|
|
1033, 1036, 1048 (далее по
вводу новых скважин)
|
14р, 16р, 2090, 2091, 2116,
2117, 2120, 2128, 2130, 2133, 2140, 2144, 2146, 2148, 2149, 2151, 2158, 2162,
2166, 2171, 2173, 2176, 2180, 2183, 2190, 2196, 2199, 2201, 3105
|
2179, 3035, 3046, 3049,
3052, 3059, 3062, 3063, 3066, 3080, 3083, 3087, 3090, 3093, 3095, 3097
|
412, 4002
|
Периодичность исследований: По I объекту - ежемесячно Рзаб; По II, III,
IV - 1 раз в квартал Рзаб; МУО и КВД - 2 раза в год.
2.1.5 Система ППД и применяемые методы повышения
нефтеотдачи пластов
Требования и рекомендации к системе ППД, качеству воды, используемой для
заводнения.
На территории АО «Тургай-Петролеум» для поддержания пластового давления
используется подземная альбсеноманская вода из расположенного внутри промысла
скважинного водозабора и сточная нефтепромысловая вода от цеха подготовки
нефти. Погружными скважинными насосами подземная вода по низконапорному
коллектору подается на прием горизонтальной буферной емкости, где смешивается с
поступающей сюда же сточной водой. После смешения вода с верхней части емкости
поступает на вход БКНС и далее в нагнетательные скважины. Однако при смешении
данных вод образуется большое количество нерастворимых солей, которые в виде
осадка откладываются на крыльчатках насосов, стенках трубопроводов и в
нагнетательных скважинах.
Одним из звеньев системы ППД являются водозаборы. В настоящее время
водозабор №1 представляет собой линейный ряд из 11 эксплатуационных скважин,
расположенных друг от друга на расстоянии от 76 до 347 м и куст из 5
водозаборных скважин с расстоянием между ними 200м. Фактическое местоположение
скважин не отвечает проектному согласно которому расстояние между ними должно
составлять 100м.
В качестве водоподъемного оборудования на месторождении используются
погружные насосы марки ЭЦВ 10-63-150, SP 60-13N и SP 45-21 производительностью
соответственно 63, 60 и 45 м3/час. Скважины оборудованы фильтрами типа ФКО и
сетчатыми фильтрами с гравийной обсыпкой.
Среднесуточный дебит по линейному водозабору №1 составляет около 5000
м3/cyт, что не превышает расчетный показатель 8300 м3/сут (согласно проекту
технического водозабора месторождения Кумколь).
Однако, следует отметить ряд негативных моментов, имеющих место в режиме
эксплуатации водозаборных скважин. Это непостоянный дебит отбора воды во
времени, работа насосов в ряде скважин в максимальном режиме, следствием чего
является пескование скважин и частый выход из строя насосного оборудования.
Аварийные перебои в работе ведут с одной стороны к систематическим колебаниям
уровня в скважине, активизируя тем самым коррозионные процессы, а с другой стороны
- создают дополнительные нагрузки на пласт после пуска насоса, что активизирует
процессы пескования с образованием в призабойной зоне песчанной пробки. На
водозаборе №1 из положенных одиннадцати, в действии находятся 5-6 скважин, а на
водозаборе №2 три скважины из шести, что увеличивает нагрузку на каждую в
отдельности. Не ведется контроль за снижением уровня подземных вод, т.к.
отсутствует сеть наблюдательных скважин, тем не менее расчет выработки запасов
месторождения подземных вод необходимо провести для более оптимального выбора
режима эксплуатации водозаборов.
Поскольку объем добываемой на водозаборе №1 альбсеноманской воды
составляет 4-5 тыс.м3/сут, а на водозаборе №2 - 3 тыс. м3/сут, то потребность в
объеме нагнетаемой жидкости полностью обеспечивается. В случае увеличения
потребности в технической воде следует вводить в действие дополнительные
скважины. Для этой цели возможно предусмотреть ввод в систему ППД
дополнительного водозабора №3, вскрывающие подземные воды сенон-туронских
отложений.
Воздействие водозаборных сооружений на водоносный комплекс приводит к
образованию целого ряда техногенных процессов, проявляющихся в пределах всей
депрессии на пласт. Под воздействием гидравлических градиентов из горизонтов
выносится твердая фракция, которая с одной стороны приводит к зарастанию
фильтров скважин, с другой - воздействует на технологическое оборудование как
абразивный материал, выводя его из строя значительно раньше положенного срока.
Основной причиной пескования является наличие в пределах фильтров зоны
критических градиентов, а также неравномерность работы скважин. Длительная их
эксплуатация на различных режимах формирует устойчивую водоприемную воронку,
однако в момент запуска скважины в работу, возникает гидравлический удар,
сопровождаемый развитием чрезмерных гидравлических градиентов, которые приводят
к нарушению равновесия. Пескование будет наблюдаться и в дальнейшем.
Единственный способ его предотвращения-создание фильтровой колонной и
поверхностью водоприемной воронки буферной зоны, способной гасить
гидравлические удары, так например гравийной засыпки, которую рекомендуем
подобрать по грануметрическому составу водоносного слоя, или же обоснованием и
реализацией стабильного режима эксплуатации.
Анализ всех результатов дает возможность сделать заключение о том, что
конструкция фильтров водозаборных скважин не соответствует проектной. Например,
на скважине 2 - длина фильтра 20 м, на скважине 4 - 30 м при проектной длине
фильтра - 48 м, кроме того сетка галунного плетения установлена не по всей
длине рабочей части фильтра.
Запуск в работу насосов должен исключать возникновение чрезмерных
гидравлических градиентов. Это возможно при запуске насосов на закрытую
задвижку с последующим плавным ее открытием и выводом насоса на рабочий режим.
Делать выводы о «зарастании» фильтров и труб продуктами химических
процессов, можно только имея данные геофизических исследований, в частности
кавернометрии по стволу фильтра и технической колонны.
Физико-химические свойства и требования к качеству закачиваемых вод.
На месторождении выявлено шесть продуктивных горизонтов - два меловых
(1020-1065 м) и четыре юрских (1190-1370 м). По геологофизическим
характеристикам коллекторов выделено четыре объекта эксплуатации.
Фильтрационно-емкостные свойства меловых горизонтов в целом выше, чем
юрских горизонтов. Так, для мела проницаемость определена в пределах 1.48-2.60
мкм2, пористость 0.19-0.33, а для юры проницаемость 0.40-0.625 мкм2, пористость
0.16-0.385 по результатам ГДИ и ГИС соответственно.
Пластовая вода меловых горизонтов, по классификации Сулина относится к
хлоркальциевому типу с минерализацией от 53 до 59 г/л, содержанием хлора
32589-36840 мг/л, сульфатов 8.2-23.9 мг/л, гидрокарбонатов 85-390 мг/л, кальция
2600-3000 мг/л, магния 240-1560 мг/л, натрия+калия 16896-18667 мг/л.
Воды юрских горизонтов имеют минерализацию 53-84 г/л, тип воды
хлоркальциевый. Содержат хлора 36542-51911 мг/л, сульфатов 5.8-57.6 мг/л,
гидрокарбонатов 60.7-207.4 мг/л, кальция 2800-5000 мг/л, магния 600-1080 мг/л,
натрия+калия 19311-26071 мг/л.
Пластовые воды кислые (рН от 5.0 до 6.9) и агрессивные к металлу и
цементу.
Кроме того, вода юрских горизонтов нестабильна по карбонату кальция,
поэтому при добыче нефти и применении термобарических условий или смешении с
меловой водой и изменении химического состава будет происходить образование
нерастворимых солей в виде осадка. Абсолютное пересыщение по карбонату кальция
составляет 52.6 мг/л. Отмечено высокое содержание ионов бария - до 656 мг/л,
которые способны при наличии свободных сульфатов создавать трудноудаляемый
осадок.
Таким образом, неоднородность пластов-коллекторов по строению системы
проводящих каналов и составу включенных вод предполагает в каждом коллекторе
индивидуальный процесс по кольматации.
Альбсеноманская вода, применяемая для заводнения с целью подддержания
пластового давления, одинакова по составу как на водозаборе на территории АО
«Тургай-Петролеум». По своему физико-химическому составу она относится к
переходному сульфат-натриевому гидрокарбонат-натриевому типу с минерализацией 1.13-2.68
г/л. Содержание хлора 301-905 мг/л, сульфатов 153-745 мг/л, гидрокарбонатов
122-439, кальция 10-150 мг/л, магния 6-96 мг/л, натрия и калия 425-760 мг/л.
Содержание механических примесей достигает 149 мг/л на водозаборе АО «Харрикейн
Кумколь Мунай», 25 мг/л на водозаборе АО «Кумколь- ЛУКойл». Нефтепродукты и
сероводород отсутствуют. В отдельных пробах водозабора АО «Тургай-Петролеум»
обнаруживаются сульфатовосстанавливающие бактерии (СВБ) до - 10 кл/мл. Анализ
размера твердых частиц показал, что на водозаборе АО «Тургай-Петролеум»
содержится 0.7 % частиц крупностью более 500 мкм, 9.5 % - от 100 до 500 мкм,
0.5 % - от 10 до 100 мкм и 89.3 % - ниже 10 мкм. В единичной пробе обнаружены
СВБ в количестве единиц клеток в миллиметре.
При наличии лицензии на водопользование природоохранного объекта,
имеющего большое народнохозяйственное значение, каким являются водоносные
сенон-туронские горизонты, возможно их применение для поддержания пластового
давления, поскольку воды имеют близкий состав с альбсеноманскими водами. Однако
при подсчете запасов не рекомендуется использовать в условиях дефицита волы,
особенно в зоне полупустынь пресную и слабосоленую воду для технических нужд,
если есть альтернативные источники.
Сточная вода представляет собой смесь меловых и юрских вод, которая
изменяет свой состав по мере разработки месторождения и включения в
эксплуатацию новых объемов того или иного горизонта. Вода относится к
хлоркальциевому типу с минерализацией 35-46 мг/л, которая постепенно
уменьшается за счет опреснения пластовых вод из-за закачки альбсеноманской
воды. В сточной воде содержится хлора 21344-28467 мг/л, сульфатов 14.8-19.9
мг/л, гидрокарбонатов 122-146 мг/л, кальция 1500-2000 мг/л, магния 312-480
мг/л, натрия+калия 11571-15286 мг/л. В воде обнаруживаются
сульфатвосстанавливающие бактерии - в количестве от 102 до 105 кл/мл.
Содержание нефтепродуктов составляет 52.3 мг/л, а механических примесей 151
мг/л. Причем частиц размером более 500 мкм обнаружено 8%, от 100 до 500 мкм
25.4%, от 10 до 100 мкм 13.3% и менее 10 мкм 53.3%.
Анализ состава сточной воды показывает, что соотношение юрской и меловой
пластовых вод в среднем составляет приблизительно 3:7. С вовлечением в
разработку юрских горизонтов доля юрской пластовой воды будет увеличиваться,
увеличивая карбонатную и сульфатную нестабильность и осадкообразование уже в
системе сбора и транспорта нефти.
Закачиваемая вода на участке АО «Тургай-Петролеум» представляет собой
смесь альбсеноманской и сточной вод, которые смешиваются в буферной емкости
типа ОГ-200 на входе в БКНС. Соотношение объемов вод составляет примерно 80-90%
альбсеноманской воды и 20-10% сточной воды. Тип воды переходный -
хлор-кальциевый, хлор-магниевый, сульфат-натриевый. Минерализация составляет
4.16-18.39 г/л. Содержит хлора 1964-10885 мг/л, сульфатов 261-535 мг/л,
гидрокарбонатов 122-293 мг/л, кальция 160-810 мг/л, магния 54-198 мг/л, натрия
и калия 1289-6042 мг/л.
Сульфатвосстанавливающих бактерий 103-104 кл/мл. Нефтепродуктов
обнаружено до 31.6 мг/л, мехпримесей - 46.8 мг/л. Доля частиц свыше 500 мкм
составила 9%, от 100 до 500 мкм - 23.9%, от 10 до 100 мкм - 11.1% и частиц
менее 10 мкм - 56%. Поскольку сточная вода нестабильна, то смешиваемые воды
несовместимы по карбонатам. Абсолютное пересыщение составляет 5-14 мг/л. Это
приводит к выпадению большого количества нерастворимых солей, что
подтверждается расчетами совместимости тройных смесей альб:мел:юра и осмотром
образцов, вырезанных из трубопроводов. Расчеты показывают, что смеси меловых и
альбсеноманских вод стабильны в любых соотношениях; смеси меловых и юрских вод
стабильны лишь при доли меловой воды от 80% и выше у а смеси юрской и
алъбсеноманских вод несовместимы. При увеличении доли юрской воды абсолютное
пересыщение смеси Ю:А увеличивается от 13.4 мг/л до 52.6 мг/л.
Содержание бария в попутно-добываемой воде приводит к нарушению
сульфатного равновесия в смеси с закачкой сульфатной альбсеноманской воды,
образуя сульфат бария.
Наблюдаемые снижения приемистости нагнетательных скважин является
следствием закачки неподготовленной воды. Так, в закачиваемой воде на
территории АО «Тургай-Петролеум» по механическим примесям показатели превышают
допустимую величину в 1.56-4.68 раз, а по нефтепродуктам в 1.05-3.16 раза. При
этом за счет карбонатной и сульфатной несовместимости образующиеся сульфаты
бария и карбонаты кальция усиливают эффект кольматации порового пространства.
Немаловажным является процесс сульфаторедукции, впервые обнаруженный в
1994 году. Активность биогенных процессов была оценена по самоизливу скв. 103.
Если в закачиваемой воде содержалось СВБ 10 кл/мл и 3.7 мг/л сероводорода, то в
призабойной зоне количество СВБ составляло 103 кл/мл при концентрации
сероводорода до 15.6 мг/л. Из призабойной зоны нагнетательных скважин
сероводород вместе с водой в составе водонефтяной эмульсии выносится в зоны
отбора нефти добывающими скважинами. Наличие сероводорода в добываемой
продукции осложняет подготовку нефти, приводит к аварийности подземного и
наземного оборудования за счет активизации коррозионных процессов в системе
сбора и транспорта нефти.
По содержанию ионов железа (II) в целом вода соответствует предъявляемым
требованиям, а закрытая система сбора, подготовки и транспорта нефти и воды
должна обеспечивать установленный норматив по растворенному кислороду.
Существующее состояние системы ППД показывает, что имеют место
существенные отклонения нормируемых показателей качества воды от требуемых
значений.
Необходимо осуществлять постоянный физико-химический и микробиологический
контроль закачиваемых в пласт вод и добываемой продукции.
Для подготовки альбсеноманской воды предусматривается установка
перфорированной трубы длиной 48 м с сетчатой обмоткой из саржевой сетки и
галунного плетения из проволоки диаметром 0.8 мм с последующей гравийной
обсыпкой для предотвращения пескопроявления и смягчения гидроударов при
включении погружных насосов на входе БКНС располагается буферная емкость, где
вода отбирается из верхней части. Эта же схема может быть применена и для
подготовки сенон-туронских вод.
Отстой воды в существующем резервуаре (буферной емкости БКНС) и
резервуаре сточной воды недостаточен по времени. Для увеличения времени отстоя
необходимо установить дополнительный резервуар. Однако существуют и другие
альтернативные варианты удаления мехпримесей и нефтепродуктов - это применение
флотационной установки с дозированием гидрооксида аллюминия и применением
попутно-добываемого газа в качестве рабочего флот-агента. После флотатора
возможна установка регенерируемых фильтров, где загрузкой является мраморная
крошка, уголь, кварцевый песок и т. п.
Аналогичная система успешно работает на месторождении Тенгиз и будет
введена в строй на месторождении Карачаганак.
Для предотвращения осложнений, связанных со снижением приемистости
нагнетательных скважин, необходимо разделить закачку альбсеноманской и сточной
вод. На начальном этапе такое разделение возможно в пределах одной БКНС - для
этого надо один насос (с резервным) перевести на закачку только сточной воды на
одну из конкретных ВРП. Менять тип воды в дальнейшем не допускается.
2.2 Техника и технология
.2.1 Характеристика показателей способов
эксплуатации скважин
Промышленная разработка месторождения Кумколь ведётся с мая 1990 года,
поддержание пластового давления-с 1991 года.
В технологической схеме предусмотрено выделение четырёх эксплуатационных
объектов.
По территории АО "Харрикейн Кумколь Мунай" ныне «ПетроКазахстан
Кумколь Ресорсиз» за первое полугодие 1998 года составила 994.37 тысяч тонн,
добыча жидкости-1157.25тысяч тонн. Накопленная добыча нефти на 01.07.98 года
составила 13044.76 тысяч тонн или 27.6% от начальных извлекаемых запасов
лицензионной территории. Средний дебит действующих скважин по нефти состовляет
31.03 т/сут, по жидкости-36.11т/сут и соответствует проектному значению.
С начала разработки эксплуатационный фонд скважин Кумколя составил 287,
из них около 90% работали фонтанным способом при среднем дебите одной скважины
39.5 т/сут,по жидкости-54.2 т/сут. Из 187 скважин эксплуатационного добывающего
фонда 167 скважин составляют действующий добывающий фонд из которых 30
фонтанных, 57 скважин оборудованных ШГН, 74 скважины оборудованы винтовыми
насосами, 6 скважин со спущенными ЭЦН и бездействующий добывающий фонд
составляет 20 скважин.
2.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с
осложнениями при эксплуатации скважин
Парафиноотложения
Добыча парафинистых нефтей осложняется в связи с парафиноотложениями,
которые могут образовываться в призабойной зоне, в подземном оборудовании
скважин, линиях системы сбора и подготовки нефти.
Разгазирование нефти считается одним из важных факторов, оказывающих
влияние на выпадение парафина из нефти. Нефть, постепенно теряющая газ,
становится более тяжелой, вязкость ее увеличивается, а растворяющая
способность, по отношению к тяжелым углеводородам и различным примесям
снижается, так как уменьшается содержание в ней легких углеводородов, имеющих
лучшую растворяющую способность.
При движении нефти от забоя к устью происходит снижение температуры
нефти. Это вызывается двумя причинами: передача тепла от нефти в окружающие
скважину горные породы и охлаждение нефти вследствие выделения газа.
Понижение температуры нефти до температуры насыщения нефти парафином и
далее вызывает изменение агрегатного состояния компонентов, приводящее к
образованию центров кристаллов парафинов.
Проблема выпадения твердых органических отложений в подземном
оборудовании на месторождении существует. С целью удаления и предупреждения
парафиноотложений применяются:
тепловой метод - обработки горячей нефтью;
механический метод - парафиноочистки скважин с помощью механических
скребков.
Для предотвращения выпадения парафина из нефти применяют химические
методы, сущность которых заключается в применении специальных реагентов.
Использование реагентов, так называемых ингибиторов парафиноотложений, имеет то
преимущество, что позволяет решать проблему с отложениями на всем пути движения
добываемой продукции от скважины до перерабатывающего завода.
Действие ингибитора может осуществляться несколькими путями:
ингибиторы парафинов образуют на поверхности металла защитные
гидрофильные пленки поверхностно-активных веществ. Они не оказывают
растворяющего или диспергирующего действия на парафины. Их действие основано на
создании поверхности, препятствующей прилипанию кристаллов парафина и
образованию плотных отложений. Благодаря этому выделяющийся из нефти парафин,
даже в случае его осаждения, легко смывается потоком нефти.
ингибиторы осуществляют воздействие на процесс кристаллизации парафина,
заключающееся в образовании химической оболочки из реагента вокруг мелких
частиц парафина. Снижается способность частиц парафина прилипать друг к другу и
к поверхности оборудования. Парафин находится во взвешенном состоянии и
уносится потоком нефти.
В последнее время в мировой практике добычи нефти для борьбы с
отложениями парафина на поверхности лифтовых труб и труб нефтесборных нашло
широкое применение использование метода магнитно-индукционной обработки (МИОН).
В качестве магнитных индукторов используются малогабаритные высокоградиентные
постоянные магниты из сплава неодим-железо-бор. Срок сохраняемости параметров МИОНов
до 10 лет.
Отложение неорганических солей
В последнее время в ряде скважин месторождения Кумколь (территория
Тургай-Петролеум) зафиксированы случаи обнаружения в подземном оборудовании
отложения твердых труднорастворимых солей.
Химический состав вод представлен в таблице 2.7.
Таблица 2.7
Химический анализ состава отложений
|
Место Отбора
|
Солевой состав, %
|
|
|
ВаSO4
|
SiO2 песок
|
CaSO4
|
CaCO3
|
MgCO3
|
Fe общ.
|
Нефть
|
|
Узел учета нефти ЗАО
“ТургайПетролеум”
|
76.0
|
13.7
|
3.6
|
2.9
|
-
|
0.8
|
3.0
|
|
Скважина 3081
|
23.3
|
2.2
|
-
|
68.0
|
3.5
|
-
|
3.0
|
Также в этой таблице приведены данные по химическому составу сточных вод
с УПСВ и альбсеноманской воды с водозаборной скважины используемых в системе
поддержания пластового давления на месторождении.
Как следует из химического состава приведенного в таблице 2.4 пластовые,
и сточные воды относятся к хлоркальциевому типу, практически бессульфатные, но
с высоким содержанием ионов бария и стронция до 190 мг/л и 760 мг/л
соответственно и с содержанием бикорбанат-иона до 430 мг/л. Альбсеноманская вода
относится к сульфат-натриевому типу с содержанием сульфат-ионов до 500 мг/л и
гидрокарбонат-иона до 140 мг/л. Основным условием отложений неорганических
солей является образование перенасыщенных растворов попутнодобываемой воды.
Конкретными причинами отложения неорганических солей служат следующие процессы:
смешение вод различного состава содержащие осадкообразующие ионы;
выщелачивание горных пород;
изменение термобарических условий;
дегазация попутно-добываемой воды в процессе подъема;
изменение общей минерализации.
Все указанные процессы реально происходят в нефтепромысловой практике,
оказывая свое влияние на солеотложение. Их появление зависит от начальных
геологических условий месторождения и осуществляемой системы разработки и
по-разному сказывается на различные соли. Так, осадки сульфатных солей
образуются главным образом под влиянием смешения различных типов вод и
выщелачивания горных пород. Карбонаты выпадают в осадок в основном в результате
изменения термобарических условий, дегазации воды, разбавления пластовых вод и
в некоторой степени при смешении несовместимых вод.
Большую роль в формировании отложений играют процессы смешения
несовместимых вод.
В мировой практике борьбы с солеотложениями при добыче нефти наибольшее
распространение имеет метод предотвращения солеотложений их ингибирование
небольшими добавками химических веществ, способных замедлять или полностью
прекращать процессы кристаллизации малорастворимых неорганических солей из их
пересыщенных растворов. К химическим соединениям, обладающими ингибирующими
свойствами по отношению, как сульфатным, так и карбонатным солям относятся
полифосфаты, сложные эфиры фосфорной кислоты и соли фосфоновых кислот.
При правильном выборе ингибитора солеотложений и соответственно
технологии его применения обеспечивается предотвращение отложений на всем пути
движения продукции скважин от забоя до установок подготовки нефти.
На текущий момент в рамках договора “Лабораторные исследования и
опытно-промысловые испытания химических реагентов для борьбы с осложнениями на
месторождении Кумколь” осуществляется тестирования ряда ингибиторов
солеотложений с целью выбора соответствующего условиям месторождения.
К выбору технологии применения ингибиторов необходимо подходить с учетом
геологических особенностей месторождений, состава обрабатываемой среды, причин
и условий отложения неорганических солей, их состава, места отложения и др. При
выборе способов дозирования ингибиторов к ним предъявляются следующие
требования: надежность и универсальность; возможность защиты оборудования по
всей технологической цепочке; обеспечение стабильной дозировки реагента;
простата технологии и оборудования; безопасность в отношении окружающей среды и
недр.
В настоящее время наибольшее распространение получили следующие способы
доставки ингибиторов в обрабатываемую зону:
непрерывная дозировка в скважину с использованием поверхностных
дозировочных устройств или глубинных дозаторов;
периодическая подача ингибитора в затрубное пространство скважины через
определенные промежутки времени;
периодическое нагнетание раствора ингибитора в призабойную зону пласта с
последующей выдержкой для его адсорбции на поверхности пород;
непрерывное дозирование в наземное нефтепромысловое оборудование и
трубопроводы.
Обводнённость
На месторождении наблюдается дальнейший рост обводнённости продукции
скважин. На 01.07.05 г. с обводненностью свыше 40 % работают 129 скважин, что
составляет 55.3 % от действующего фонда.
После изоляции обводнённых горизонтов на скважинах 3086, 32Р, 3078 и 2116
произошло снижение обводнённости, на скважине 1056, 2175 изменений в работе не
произошло, на скважине 1083, 2169 обводнённость увеличилась.
Успешно проведены изоляционные работы на скважине 2162, в результате
которой произошло увеличение дебита нефти на 14.1 т/сут и снижение обводнённости
на 38.1 % и по состоянию на 01.07.05 г. эффект прдолжается. На скважинах 8Р,
3178 и 3099 получен прирост дебита нефти на 2.5-5.5 т/сут и увеличение
обводнённости на 20-35 %. На скважине 2116 после закачки инвертной эмульсии
«Полисил ДФ» установлен цементный мост в интервале перфорации и вновь
перестреляны верхние интервалы. В результате проведенных мероприятий
незначительно увеличился дебит нефти, и обводненность снизилась с 93.4 до 75 %.
2.2.3 Требования и рекомендации к системе сбора
и промысловой подготовки добываемой продукции скважин
В настоящее время на месторождении Кумколь действующие объекты
внутрипромыслового сбора и транспорта нефти и газа эксплуатируются по двум
основным технологиям: по традиционной схеме с применением ЗУ и ГУ, и по новой
технологии с применением манифольдных станций с мультифазными насосами (ДНС).
По состоянию 01.01.09 г. на контрактной территории обустроено 7
манифольдных станций (ДНС №30,37, 39, 40, 41, 42, 43).
По проекту на ДНС производится по скважинный замер дебитов и откачка
газожидкостной смеси мультифазными насосами по нефтепроводу.
В таблице 2.8. представлена информация по основному технологическому
оборудованию (мультифазным насосам) на ДНС.
В настоящее время имеется “Проект обустройства на ДНС 43”. Завершаются строительно-монтажные
работы.
В связи с переходом на технологию сбора с ДНС для новых проектных скважин
и после ввода в эксплуатацию УПСВ, где запроектирована вторая ступень
сепарации, необходимо будет уточнить газовый фактор нефти.
В таблице 2.8. представлена информация по фактическим условиям сепарации
на различных ГУ за 2008 и 2009 гг.
Как видно из таблицы 2.6 фактические значения давлений сепарации по
различным ГУ существенно отличаются от проектного значения (6 кгс/см2 абс) и
изменяются в широких пределах (от 2.0 до 5.2 кгс/см2 абс.).
Таблица 2.8
Информация о мультифазных насосах на ДНС
|
№ ДНС
|
Тип мультифазного насоса
|
Направление потока
|
|
30
|
А3 2ВВ 63/25-50/25 Б
|
ГУ-29
|
|
37
|
А3 2ВВ 63/25-50/25 Б
|
ГУ-28
|
|
39
|
МR-200
|
УПСВ
|
|
40
|
МR-200
|
УПСВ
|
|
42
|
МR-200
|
УПСВ
|
Таблица 2.9
Условия сепарации добываемой продукции на различных ГУ
|
№ ГУ
|
Рбуф, кгс/см2 изб
|
|
2002 г. сентябрь
|
2001 г. Ноябрь
|
|
1
|
2
|
3
|
|
ГУ-25
|
1,8
|
1.0
|
|
ГУ-26
|
1,5
|
1.4
|
|
ГУ-27
|
0,8
|
1.5
|
|
ГУ-28
|
3,5
|
3.2
|
|
ГУ-29
|
2,2
|
2.8
|
|
ГУ-31
|
2,5
|
1.1
|
|
ГУ-32
|
1,0
|
1.1
|
|
ГУ-33
|
1,0
|
0.8
|
|
ГУ-34
|
3,0
|
4.2
|
|
ГУ-35
|
3,0
|
3.0
|
|
ГУ-36
|
2,6
|
1.0
|
|
ГУ-38
|
1,0
|
0.7
|
Для участка месторождения, где обустроена система сбора с технологией
ДНС, проблема транспорта газа не стоит за счет его совместного транспорта с
нефтью. Для участка обустроенного ГУ запроектированная ранее и обустроенная в
настоящее время система газосбора рассчитана на более высокие давления
сепарации первой ступени на ГУ, что должно быть учтено при разработке единой
концепции дальнейшего развития промысла.
По представленной Заказчиком промысловой информации в таблице 2.9.
представлена суточная добыча нефти и средняя обводненность потоков по ГУ и ДНС
за сентябрь 2008 г.
Анализ фактических промысловых данных, представленных в таблице 2.10.
показал, что обводненность добываемой продукции по объектам сбора изменяется в
широких пределах от 0 до 41.5%. В 2009 г. на УУН обводненность общего потока
составляла не более 2%, а в настоящее время уровень обводненности по 5 ГУ из 12
составляет более 25%.
Таблица 2.10
Суточная добыча продукции и рост ее обводненности
|
№ ГУ
|
Объем добычи по объекту
сбора
|
Данные по замеру общего
потока
|
Обводненность, %
|
|
Qж, м3
|
Qн, т
|
Qж, м3
|
Qн, т
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
ГУ-25
|
1177
|
731
|
967
|
595
|
25.0
|
|
ГУ-26
|
1231
|
932
|
1188
|
898
|
7.9
|
|
ГУ-27
|
778
|
430
|
679
|
375
|
32.8
|
|
ГУ-28
|
669
|
546
|
665
|
544
|
0.3
|
|
ГУ-29
|
1275
|
1017
|
1273
|
1017
|
2.7
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
ГУ-31
|
191
|
116
|
215
|
132
|
25.3
|
|
ГУ-32
|
113
|
53
|
58
|
28
|
41.5
|
|
ГУ-33
|
113
|
66
|
79
|
45
|
30.0
|
|
ГУ-34
|
538
|
402
|
576
|
431
|
8.8
|
|
ГУ-35
|
628
|
467
|
676
|
502
|
9.5
|
|
ГУ-36
|
178
|
142
|
175
|
139
|
3.1
|
|
ГУ-38
|
960
|
759
|
891
|
708
|
3.6
|
|
Итого по ГУ
|
7851566174425414
|
|
|
|
|
|
ДНС-30
|
445
|
264
|
348
|
207
|
27.6
|
|
ДНС-37
|
541
|
444
|
543
|
445
|
0.1
|
|
ДНС-39
|
263
|
214
|
196
|
160
|
0.7
|
|
ДНС-40
|
522
|
584
|
479
|
0.0
|
|
ДНС-41
|
495
|
404
|
446
|
366
|
0.0
|
|
Итого по ДНС
|
2379184821171657
|
|
|
|
|
Процесс подготовки нефти до товарной кондиции производится на территории
«ПККР» на ЦППН.
месторождение нефтегазоносность
пескопроявление скважина
2.3 Эффективные методы борьбы
с пескопроявлением на месторождении Кумколь
.3.1 Факторы, обусловливающие
пескопроявление в скважинах
Основным и наиболее часто встречающимся осложнением
при эксплуатации скважин на месторождении Кумколь, в том числе при разработке
месторождений, является пескопроявление, приводящее к длительному простою
скважин, большим затратам времени на их ремонт и, как следствие этого, к
значительным потерям продукции.
Пескопроявляющей называют скважину, в продукции
которой содержится песок (от долей процента до 1-2 % и более). Скважины с
пескопроявлеииями характеризуются тем, что в них периодически образуются
забойные песчаные пробки, что возможно при любом способе эксплуатации:
насосном, газлифтном и фонтанном. Значительно реже встречаются патронные и
висячие пробки.
В связи с тем что породы, пласты-коллекторы на
месторождении Кумколь, содержат значительное количество песка ( до 20 %) в
добывабщих скважинах, необходимо ожидать пескопроявление, что и было обнаружено
в процессе эксплуатации.
При одних и тех же коллекторах наибольшее число
неполадок из-за песка происходит в скважинах, оборудованных ШСН. Откачка
штанговым насосом жидкости, содержащей песок, приводит к быстрому износу
плунжеров, втулок, клапанов и других узлов насоса, к заклиниванию плунжеров в
цилиндрах насосов и прекращению подачи жидкости.Это обусловливается тем, что
штанговая насосная установка по конструкции является худшим подъемником для
жидкости, содержащей песок, чем фонтанный.
Разрушение пород призабойной зоны и вынос твердых
частиц (песка) из пласта в скважину представляет собой одну из старейших
проблем нефтедобывающей промышленности. Это явление подвергалось тщательному и
всестороннему изучению, включающему широко поставленные эксперименты на
промыслах. Однако универсального способа борьбы с пескопроявлением не найдено.
Известно, что причиной разрушения коллектора являются напряжения в
породе, возникающие при фильтрации жидкостей. С уменьшением скорости фильтрации
(дебита скважины) в результате уменьшения депрессии на пласт напряжения
снижаются. Поэтому, в принципе, существует возможность избежать разрушения
пород призабойной зоны поддержанием дебитов на определенном допускаемом уровне.
Однако в условиях слабоцементированных коллекторов эксплуатация скважин
на таких режимах нередко оказывается экономически нерентабельной. Вследствие
этого к ограничению дебитов прибегают сравнительно редко, предпочитая применять
те или иные методы борьбы с выносом песка.
Известно, что песок, поступающий вместе с жидкостью из пласта в скважину,
приводит к усиленному износу эксплуатационного оборудования; осаждаясь на
забоях скважин, образует пробки, ликвидация которых требует трудоемких работ и
связана с неизбежными и иногда весьма значительными потерями добычи нефти;
приводит к нарушению устойчивости пород в призабойной зоне, к обвалу пород и,
как следствие этого, к деформациям эксплуатационных колонн и нередко к выходу
из строя скважин.
2.3.1.1 Существующие методы борьбы с пескопроявлением.
Методы предотвращения поступления песка в скважину
Добиться продуктивности скважин особенно трудно там, где пластовые пески
склонны к разрушению. Механизм выноса песка необычайно сложен, на него
оказывает влияние каждая операция при закачивании скважин: от первоначального
вскрытия пласта долотом до освоения скважин для отбора или закачки.
При выносе песка наиболее существенным осложнением является образование
песчаных пробок в эксплуатационной и лифтовой колоннах скважин, которые
ограничивают ее производительность. Для восстановления продуктивности скважин
обычно используют следующие на данный момент существующие эффективные методы
борьбы с пескопроявлением:
методы, препятствующие поступлению песка из пласта в скважину;
методы, направленные на вынос песка на дневную поверхность при допустимых
отборах жидкости и приспособление оборудования к работе в пескопроявляющих
скважинах;
методы сепарации и изоляции песка в специальных защитных устройствах
методы ликвидации образовавшейся песчаной пробки.
К первой группе методов относится применение забойных
фильтров различных конструкций (щелевых, дырчатых, проволочных и т.д.),
применение гравийных фильтров, ограничение отбора жидкости, крепление пород
призабойной зоны различными цементирующими песок веществами, закачка в
призабойную зону крупнозернистого песка и т. д
При использовании методов второй группы создают высокие скорости откачки,
подбирают соответствующие диаметры труб и конструкции подъемников (при
фонтанной и компрессорном эксплуатации), используют трубчатые штанги при
насосной эксплуатации, подлив и подкачку жидкости в скважину и т. д.
К третьей группе методов относится применение различных защитных
приспособлений при штанговой насосной добыче нефти (фильтров, газопесочных
якорей и т. д.).
К четвертой группе методов относятся различные способы удаления из
скважины уже образовавшейся песчаной пробки гидробуром и промывкой ее водой,
нефтью и другими жидкостями.
Методы первых трех групп направлены на предотвращение пробкообразования и
других неполадок и обеспечение нормальной работы скважин.
Однако в силу ряда обстоятельств (недостаточный объем и эффективность
применяемых мероприятий и т. д.) указанные методы не всегда достигают своей
цели и в скважинах нередко образуются песчаные пробки, ведущие к срыву
эксплуатации. В этих случаях для восстановления эксплуатации приходится
прибегать к четвертой группе методов -к ликвидации песчаной пробки.
Одним из эффективных способов борьбы с пескопроявлением является
оборудование продуктивных интервалов скважин противопесочными фильтрами
Противопесочные фильтры применяемые в нефтяных скважинах, должны отвечать
следующим требованиям :
должны отвечать высокой пропускной способностью ;
поры ячеек не должны заливаться или закупориваться песком и илистыми
частицами ;
быть прочными ,антикоррозионными ,дешевыми и проытми по конструкции .
При применении гравийных фильтров в виде щелевых с гравийной обсыпкой в
соответствии с мировой практикой для месторождения Кумколь можно дать следующие
рекомендации по конструктивным размерам щелей и диаметру гравия:
диаметр щелей принимать равным двукратному диаметру 50 % отсева песка
(медианный диаметр) или 0,5 мм;
диаметр гравия принимать равным 8-10 кратному диаметру 90%-ного отсева на
кривой гранулометрического состава пластового песка (0,25 мм) или 2,0-2,5 мм.
Один из противопесочных фильтров -гравийные фильтры могут выполнить свое
назначение только при правильном подборе размеров зерен гравия с учетом
фракционного состава пластового песка. Размер зерен гравия должен быть таким,
чтобы через фильтр не выносились из пласта частицы, составляющие скелет породы,
т. е. фильтр должен задерживать по массе 70-80 % крупных частиц породы пласта и
пропускать не более 20-30 % мелких частиц. При этом условии будет сохранена
устойчивость скелета пласта.
Гравийный противопесочный фильтр состоит из наружной трубы 4 с
отверстиями 8,служащими для входа жидкости из скважины в фильтр. К трубе 4 в
верхнем конце присоединен переводник 3, а в нижнем -седло песочного клапана.
Средняя труба 6 с отверстиями 9 приварена к проводнику 3. Верхним концом труба
6 ввертывается в муфту 1 штангового насоса ,а нижним входит в седло 10
песочного клапана фильтра. Внутренняя труба 7 с мелкими отверстиями верхним
концом ввертывается через ниппель в конус приемного клапана штангового насоса.
Конус 11 песочного клапана прижимается к своему седлу специальной пружиной 12,
имеющейся на штоке 13. Пространство 5,образуемой между средней и наружными
трубами, заполняется гравием.
Пройдя отверстие наружной трубы 4, жидкость поступает в пространство,
заполненное гравием , и, дойдя до отверстия 9, перетекает внутрь средней трубы
6, являющейся сборной камерой. Отверстия 2 служат для выхода газа, скопившегося
в верхней части фильтра. Из сборной камеры жидкость через отверстия внутренней
трубы поступает в прием штангового насоса. Патрубок 14,имеющей боковые окна,
соединяет между собой седло 10 и башмак песочного клапана. При очистке камеры
между трубами 4 и 6 или зарядке ее новым гравием отвертывают седло 10. В
сборной камере песок , шедший через фильтр, осаждается и по мере накопления,
осаждается и по мере накопления сбрасывается а забой.
При применении этого метода борьбы с пескопроявлением важным
конструктивным аспектом является правильный выбор ширины щелей или размера пор
гравия по отношению к диаметру частиц выносимого из пласта песка.
Для выноса мелких частиц необходимо одновременное соблюдение двух
условий:
Размеры пор, образованных крупными зернами песка (или гравия), должны
быть больше мелких частиц, выносимых фильтрационным потоком. Соотношение между
размерами крупных и мелких частиц породы, при которых возможен вынос мелких
частиц, называется структурным критерием
Скорость фильтрационного потока должна быть достаточной, чтобы не только
сдвинуть с места мелкие частицы, но и придать им на весьма малом участке пути
скорость, равную средней скорости потока.
Скорость потока, удовлетворяющая этим условиям, называется критической
скоростью выноса (механическим критерием выноса).
Применение щелевых фильтров с гравийной насыпкой не требует специальной
конструкции забоя скважин.
Гравийные фильтры могут длительно и эффективно работать при небольшой
концентрации песка и ила ( менее 0,2, %) в жидкости либо в скважинах с
относительно большим содержанием песка, но эксплуатирующихся периодически.
Проволочный противопесочный фильтр состоит из корпуса с продольными
щелями шириной 3-4 мм и длиной 150 мм. На корпус, имеющий наружную резьбу
,наматывают проволоку d2 мм. При этом между проволоки образуется щель шириной
0,25-0,30 мм и длиной 3-4 мм. Проволочные фильтры можно использовать в
скважинах с небольшим содержанием песка.
Наряду с остальными методами для борьбы с вредным влиянием песка
применяют приспособления, устанавливаемые перед приемным патрубком насоса,
называемые песочными якорями. В песочном якоре жидкость изменяет направление
движения на 180°, песок отделяется и скапливается в специальном кармане в
нижней части якоря. При заполнении кармана песком якорь извлекают на
поверхность и очищают. Условием эффективной работы песочного якоря является
существование в якоре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости
оседания частиц песка. По опытным данным эффективность обращенного якоря выше
прямого, так как в нем благодаря насадке создается повышенная скорость потока с
песком, направленная вниз. В результате условия оседания песка улучшаются.
В условиях интенсивного пескопроявления для защиты приема насоса
рекомендуется газопесочный скважинный сепаратор N-3268 с пружинным
противопесочным фильтром и контейнером для сбора песка. Активная часть фильтра
регулируется в зависимости от фракционного состава песка и снабжена узлом
гидроимпульсной регенерации, обеспечивающим декольлматацию фильтрующего
элемента. Сепарационная способность по газу-до 150 мі/ мі свободного газа.
Поставщик предлагаемого скважинного оборудования -малое предприятие
“Нефтемикс ”(г.Актау).
За последние годы в нефтепромысловой практике получил довольно широкое
распростронение метод борьбы с песком, заключающийся в закачке в пласт (в
призабойную зону) грубозернистого песка или даже гравия в смеси с вязкой
жидкостью; после задавливания его за колонну в скважину спускают хвостовик или
сетку для удержания песка в пласте.
Многочисленные мероприятия по борьбе с песком, применяемые в практике,
носят сугубо профилактический характер, т.е. применяются, как правило, до ввода
скважин в эксплуатацию и составляют неотъемлемую часть работ по закачиванию
скважин. Под этим термином подразумевают все операции по вызову притока
жидкости с момента вскрытия продуктивного объекта. Сюда входят:
разбуривание продуктивного горизонта;
спуск и цементирование эксплуатационной колонны;
установка гравийного фильтра (или других фильтров для борьбы с песком);
освоение скважины.
Осуществление различных профилактических методов борьбы с песком с самого
начала ввода скважины в эксплуатации обеспечивает высокую эффективность этих
методов.
2.3.1.2 Методы ликвидаций песчаных пробок
Выбор оборудования и технологии очистки пробок
обусловлен типом пробки, местом ее расположения, состоянием эксплуатационной
колонны (степенью ее герметичности и износа), пластовым давлением.
Технологию очистки пробок выбирают таким образом,
чтобы, с одной стороны, ее удалить, а с другой-свести к минимуму ухудшение
гидродинамических свойств пласта, например в результате попадания в него
технологических жидкостей, используемых для промывки.
Образующиеся в процессе эксплуатации скважины песчаные
пробки бывают забойными, образующимися на забое скважины, и патронными,
располагающимися в средней и верхней части колонны. Пробки бывают рыхлыми и
плотными.
Существуют три основных метода очистки скважины -
удаление песчаных пробок желонками и промывкой и гидробуром. В первом случае в
колонну труб на канате последовательно опускают и поднимают желонку -
цилиндрическую емкость, снабженную каналами и рядом устройств для захвата
материала пробки, например песка, подъема его на поверхность и быстрого
опорожнения.
Во втором случае в засоренные подъемные трубы или
эксплуатационную колонну спускают колонну промывочных труб и специальными
промывочными насосами создают циркуляцию жидкости для размывания пробки и
выноса составляющих ее материалов на поверхность.
В третьем случае для разбуривания плотных пробок применяют инструмент,
называемый беструбным гидробуром, который может разбуривать песчаные пробки в
скважинах на глубинах до 1000 м.
Необходимо иметь ввиду, что при образовании песчаной
пробки в случае полного прекращения подачи пластовой жидкости давление в нижней
части колонны увеличивается и в процессе удаления пробки может произойти выброс
части пробки, нефти, а иногда и оборудования, спущенного в скважину. Поэтому
при удалении пробки следует строго выполнять правила техники безопасности.
Удаление песчаных пробок желонками. Преимущества
этого метода-простота применяемого оборудования и процесса очистки, исключения проникновения
в призабойную зону пласта технологических жидкостей; возможность очистки
скважин с негерметичными эксплуатационными колонными.
Недостатки метода: длительность процесса; возможность
протирания эксплуатационной колонны; возможность обрыва каната, на котором
спускается инструмент; загрязнение территории вокруг устья скважины извлеченным
материалом пробки; невозможность чистки желонкой колонн, имеющих смятие или
сломы.
При очистке желонкой скважины она должна быть
оборудована подъемником, колонна подъемный труб должна быть поднята и уложена
на мостки; рядом с устьем скважины установлен отбойный ящик для сбора материала
пробки. Диаметр желонки выбирается исходя из диаметра колонны, в которой
образовалась пробка.
Диаметр труб, мм :114 127 140 146 168 и более
Диаметр желонки, мм: 73 89 89 89 114
В зависимости от характера пробки используют следующие
типы желонок: для рыхлых пробок -простые, при плотных - поршневые, в
специальных случаях - автоматические.
Простую желонку подвешивают на тартальном канате
диаметром 16 или 19,5 мм при оснастке талевой системы «на прямую». В процессе
работ следует систематически проверять надежность крепления каната к желонке и
состояние каната.
Длина каната, намотанного на барабан лебедки, должна
быть такой, чтобы при самом нижнем положении желонки в скважине на барабане
оставалось бы не менее одного ряда каната. Простая желонка представляет собой
трубу диаметром 73-114 мм и длиной 8-12 м с тарельчатым или шариковым клапаном
на нижнем конце и душкой для крепления каната на верхнем конце. Хотя желонки
подобной конструкции малоэффективны, но из-за простоты конструкции их часто
применяют на промыслах.
В процессе работы желонку опускают на канате со
средней скоростью. За 10-15 м до пробки скорость увеличивают и желонка
врезается в пробку, клапан в нижней части открывается и песок вместе с
жидкостью заполняет ее внутренний объем. Для надежного закрытия клапана желонку
отрывают от забоя на максимальной скорости подъема.
Подняв желонку из скважины, ее с помощью крючка
отводят от устья к отбойному ящику, в дне которого укреплен стержень.
Установленный на стержне клапан открывается, и песок вместе с жидкостью стекает
в ящик. Освобожденную желонку опускают в скважину и повторяют процесс ее
заполнения.
Поршневые желонки отличаются от простых наличием в них
поршня,установленного на штоке, свободно проходящем через верхнюю крышку
корпуса. Шток поршня должен быть достаточно массивным, чтобы обеспечить его
движение вниз относительно корпуса желонки при провисании каната. Для
амортизации удара на шток надеты две пружины - одна снаружи, другая внутри
корпуса.
Для обеспечения перетока жидкости из поршневой полости
в надпоршневую в поршне имеется ряд осевых каналов, закрытых сверху эластичной
шайбой. Клапан в нижней части желонки снабжают штоком с пикообразным
наконечником.
При достижении желонкой забоя клапан открывается, а
поршень опускается вниз, пока верхняя пружины не упрется в пробку.
Во время подъема каната сначала начинает двигаться
вверх поршень, в результате давление под поршнем уменьшается и песок с
жидкостью через открытый клапан засасывается внутрь корпуса. После отрыва
корпуса желонки от забоя клапан закрывается и предупреждает освобождение
желонки от песка.
Для хорошего наполнения желонки ее несколько раз
сажают на забой, опуская поршень в нижнее положение.После подъема желонки на
поверхность ее крючком отводят к отбойному ящику, опирают штоком клапана на его
дно. После вытекания жидкости с песком процесс повторяют.
Автоматическая желонка имеет более сложное устройство.
Принцип ее действия основан на использовании двух герметичных камер - воздушной
и песочной. Эти камеры имеют герметичные клапаны. Приемный клапан при
достижении желонкой песчаной пробки открывается и, поскольку давление в
скважине значительно превышает давление воздуха во внутренней полости желонки,
песочная камера интенсивно заполняется материалами, образовавшими пробку. При
заполнении песочной камеры воздух, находящийся в воздушной камере, сжимается,
при подъеме желонки на поверхность давление в ней сохраняется и поддерживается
на уровне 1 МПа.
После извлечения желонки из скважины ее отводят в
сторону от скважины и устанавливают в отбойный ящик. При открытии нижнего
спускного отверстия содержимое желонки давлением сжатого воздуха, находящегося
в воздушной камере, интенсивно вытесняется из внутренней полости песочной
камеры желонки. Во время открытия спускного отверстия под действием реактивной
силы желонка смещается вбок, поэтому ее необходимо надежно упереть в дно
ящика-отбойника и предусмотреть меры, исключающие попадание выбрасываемого
содержимого желонки на рабочих.
Автоматические желонки работают тем лучше, чем выше
столб жидкости в скважине над пробкой. Однако эффективность их работы в
основном зависит от герметичности клапанов. Даже незначительная утечка воздуха
или жидкостно-песочной смеси приводит к резкому уменьшению степени ее
наполнения и скорости опорожнения.
.Способ промывки, при котором промывочная жидкость нагнетается в трубы, а
смесь размытой породы и жидкости выходит на поверхность по межтрубному
пространству между обсадной колонной и промывочными трубами, называется прямой
промывкой.
При таком методе по мере вымывания пробки промывочные трубы опускают все
ниже с таким расчетом, чтобы их башмак все время находился непосредственно над
пробкой.
Жидкость прокачивают насосом через промывочную линию, стояк, гибкий шланг
и вертлюг в трубы. Восходящий поток жидкости вместе с размытой породой
поднимается по межтрубному пространству и выливается в ящик, установленный у
устья скважины, откуда течет по желобам.
По мере размывания пробки промывочные трубы медленно опускают, пока
вертлюг или фланец на трубах не дойдет до устья скважины. После этого
продолжают прокачку, пока из затрубного пространства не будет выходить
сравнительно чистая жидкость. Тогда наращивают новую трубу или двухтрубку в
зависимости от высоты вышки.
Существенным недостатком прямой промывки, значительно снижающим ее
эффективность, является сравнительно низкая скорость восходящей струи жидкости,
вследствие чего размытый песок медленно поднимается вверх. При большом диаметре
эксплуатационной колонны скорость восходящего потока жидкости может оказаться
недостаточной для выноса крупных частиц песка
Скоростная промывка предусматривает такое же, как и
при простой промывке, направление потоков жидкости, но позволяет ускорить
разрушение пробки за счет исключения полного выноса печка из кольцевого
пространства между НКТ и промывочными трубами перед ее наращиванием.
Это достигается при включении в специальную обвязку
промывочной головки 15, которая позволяет после посадки на нее трубы и
отсоединения вертлюга восстановить циркуляцию жидкости в течение времени, пока
очередная труба не будет подготовлена для наращивания. В результате перерыва в
циркуляции жид кости обусловлены только временем развинчивания и свинчивания
резьбового соединения колонны промывочных труб, а количество песка, осажденного
на пробку, незначительно.
В процессе промывки жидкость от насоса через задвижки
21, 19, стояк, промывочный шланг 7 и вертлюг 9 поступает в колонну промывочных
труб. При подходе муфты к промывочной головке в ее корпус вставляют вкладыш 16
(показан пунктиром) и при дальнейшем спуске сажают торец муфты 18 на вкладыш
16. После этого набрасывают ключи на патрубок, установленный ниже вертлюга и
муфты трубы. После этого подача насоса прекращается, резьбовое соединение
раскрепляют, отвинчивают и на промывочной головке 15 закрепляется крышка 17.
Открыв кран 14, и закрыв кран 19, 21 возобновляют промывку, однако теперь
жидкость от насоса попадает в колонну промывочных труб, минуя стояк, промывочный
шланг и вертлюг.
Подготовив очередную трубу к спуску, т.е. соединив
патрубок, установленный ниже вертлюга, с лежащей на мостках трубой, поднимают и
подводят ее к устью скважины. После этого циркуляция опять прекращается либо
остановкой насоса, либо открытием кранов 21,20 и закрытием кранов 14, 19.
Крышку 17 с головкой 15 снимают, очередную трубу свинчивают с муфтой спущенной
трубы, после чего возобновляют циркуляцию жидкости через стояк, промывочный
шланг, вертлюг и новую трубу.
Обратная промывка скважин предусматривает закачку
жидкости в кольцевое пространство между колонной НКТ и промывочными трубами и
подъем ее вместе с размытым песком по промывочным трубам. Это позволяет
достигнуть более высоких скоростей восходящего потока жидкости и ускорить
разрушение пробки.
Схема обвязки устья включает в себя промывочную
головку 22 для герметизации устья скважины. Промывочная головка крепится к
фланцу тройника и крестовика и состоит из корпуса, в котором установлено
манжетное уплотнение 23. Ус манжеты достаточно эластичен и может пропускать
муфты, соединяющие трубы промывочной колонны. Промывочная жидкость направляется
от насоса через патрубок, приваренный к корпусу головки, или через крестовик.
Предварительный натяг манжеты и давление жидкости
прижимают ее к наружной поверхности промывочных труб, обеспечивая таким образом
герметичность внутренней полости, что позволяет спускать трубы при постоянной
циркуляции жидкости.
Для обеспечения свободного пропуска муфты через
уплотнение головки ее крышку отворачивают на несколько оборотов, уменьшая таким
образом предварительный натяг уплотнения.
Жидкость из полости промывочных труб отводят либо с
помощью вертлюга, либо специальной отводной головки, ввинчиваемой в муфту,
опертую на элеватор, на котором подвешена колонна промывочных труб. Отводная
головка соединяется шлангом с обвязкой.
После спуска крюка в нижнее положение проводят
промывку до появления чистой воды. Так как объем внутренней полости промывочных
труб меньше объема кольцевого пространства, то продолжительность обратной
промывки меньше, чем прямой.
После появления чистой воды колонну промывочных труб
наращивают и продолжают процесс разрушения пробки. Поскольку в кольцевом
пространстве находится чистая жидкость, прихват труб исключается.
Обратная промывка позволяет обеспечить более
эффективный вынос песка, но вместе с тем снижается интенсивность разрушения
пробки.
Обратная промывка по сравнению с прямой имеет ряд преимуществ:
при одинаковой производительности промывочного насоса скорость
восходящего потока при обратной промывке в несколько раз больше скорости при
прямой промывке, а от этого в значительной степени зависит срок ликвидации
песчаной пробки.
почти полностью предотвращается прихват труб, так как в данном случае
выносимая порода проходит через промывочные трубы, а в межтрубном пространстве
движется чистая жидкость.
обратную промывку можно производить при меньших давлениях на выкиде
насоса, так как потребная для выноса песка скорость струи может быть достигнута
при сравнительно небольших расходах жидкости.
Наряду с этими преимуществами обратная промывка имеет свои недостатки:
необходимо применять специальное оборудование для герметизации устья скважины;
скорость нисходящей струи в кольцевом пространстве мала и не всегда может
обеспечить размыв породы.
Способ обратной промывки нельзя применять для
ликвидаций очень плотных пробок, когда требуется сильное размывающее действие
струи. В таких случаях надо применять комбинированную промывку.
Комбинированная промывка заключается в попеременной
работе оборудования в режимах прямой и обратной промывок. В зависимости от
имеющегося оборудования обвязка устья скважины может быть выполнена либо с
использованием промывочной головки, либо с использованием крестовины. Обвязка ,
используемая при комбинированной промывке, наиболее сложная, она должна
обеспечивать изменение направления течения жидкости в промывочных трубах.
В процессе промывки пробки после наращивания очередной
трубы или колена жидкость нагнетают в промывочные трубы. При этом краны 26, 4,
28 открыты, а кран 27 закрыт. Жидкость от насоса через стояк, промывочный шланг
и вертлюг поступает в промывочные трубы и, пройдя через насадок, размывает
пробку, т.е. работа идет по прямой схеме. Жидкость вместе с песком поднимается
по кольцевому пространству и через краны 4 и 28 выходит в емкость.
После посадки планшайбы на фланец - тройника их
соединяют болтами, прекращают промывку, отвинчивают пробку 25 и соединяют
отверстие гибким шлангом 24 с емкостью. Краны 26, 28 закрывают, а кран 27
открывают. После этого возобновляют работу насоса, но уже по схеме обратной
промывки, т.е. чистая жидкость подается в кольцевой пространство, а песок
выносится через боковой отвод в гибкий шланг. После появления чистой воды
циркуляцию жидкости в скважине прекращают, разбирают фланцевое соединение,
приподнимают колонну промывочных труб, под муфту подводят элеватор и сажают
колону на него.
Отвинтив промывочное колено, его спускают в шурф или
укладывают на мостки. На крюк подвешивают элеватор для подачи к устью следующей
трубы. После свинчивания ее с колонной верхний элеватор приподнимают,
освобождают нижний элеватор и опускают колонну вниз до посадки верхнего
элеватора на тройник. Крюк освобождают от штропов элеватора и на него
набрасывают серьгу вертлюга.
После подъема вертлюга с трубой из шурфа ее соединяют
с колонной промывочных труб, колонну приподнимают, освобождают элеватор и
промывку скважины возобновляют.
Комбинированную промывку можно осуществить с еще более
сложной схемой обвязки, при которой исключается использование пробки 25 и дополнительного
гибкого шланга 24. В этом случае при работе в режиме обратной промывки жидкость
из промывочных труб удаляется через вертлюг и гибкий шланг, а далее через
дополнительную задвижку направляется в емкость. При подобной схеме в моменты
изменения режима промывки достаточно только закрыть и открыть соответствующий
задвижки.
.В качестве промывочной жидкости применяют воду, нефть и реже глинистый
раствор. Наиболее удобным и дешевым промывочным агентом является вода; воду
легче подать к скважине, она безопасна в пожарном отношении, при использовании
воды не требуется специальной желобной системы и отстойников, так как
отработанную воду можно выпускать из скважины прямо в промысловую канализацию.
Однако применение воды в большинстве случаев осложняет последующее
освоение и эксплуатацию скважин и приводит к частым повторным образованием
песчаных пробок. Поэтому выбор промывочной жидкости прежде всего зависит от
характера скважины.
Глинистый раствор для промывки применяют в исключительных случаях, когда
промываются фонтанные скважины с большим пластовым давлением и в скважине
требуется держать жидкость повышенной плотности во избежание выбросов и
фонтанирования. Промывка фильтровой зоны скважины часто сопровождается
настолько сильным поглощением промывочной жидкости, что циркуляция прекращается
и не восстанавливается. Тогда для ликвидации песчаных пробок применяют способ
обратной промывки аэрированной жидкостью с подкачкой в затрубное пространство
сжатого воздуха, продувку скважины сжатым воздухом или механически удаляют
пробку при помощи желонки.
В качестве промывочных труб используют обычные насосно-компрессорные
трубы. Основное оборудование - передвижные насосы, смонтированные на автомашине
или на тракторе и работающие от их двигателя. Такие установки называют
промывочными агрегатами.
Для разбуривания плотных пробок применяют также инструмент, называемый
беструбным гидробуром. Им можно разбуривать песчаные пробки в скважинах на
глубинах до 1000 м.
Гидробур состоит из следующих основных узлов: долота 1 ударного типа,
служащего для разрушения пробки; желонки 2, в которой собирается песок;
плунжерного насоса 3, создающего циркуляцию жидкости в призабойной зоне.
Принцип действия гидробура следующий. После падения инструмента на забой
плунжер насоса 4 под действием своей силы тяжести и инерции при ударе
двигается вниз, вытесняя жидкость из корпуса 5 через отверстия бокового
плоского клапана 6.
При подъеме инструмента над забоем (рис. 2,б) вначале выдвигается
плунжер, происходит всасывание жидкости из корпуса желонки 7 через
шариковый клапан 8. Одновременно с этим в желонку через центральную
трубу 9 всасывается жидкость с забоя из-под долота 10. Жидкость,
поднимаясь с забоя, увлекает с собой частицы песка, которые после выхода из
центральной трубы вследствие резкого падения скорости потока оседают на дне
желонки. После нескольких ударов по забою желонка заполняется песком.
При разгрузке гидробура долото снимается и через образовавшееся отверстие
песок выходит из желонки. После окончания разбуривания для удаления из скважины
взмученной жидкости к гидробуру вместо долота присоединяют обратный клапан и
инструмент работает как обычная пневматическая желонка.
Такой метод рекомендуется только для неглубоких скважин при небольшой
мощности пробок. Предпочтительнее удалять песчаную пробку из скважины
промывкой. Способ ликвидации песчаных пробок в скважинах при помощи промывки их
водой или нефтью заключается в следующем.
В скважину до пробки спускают колонну промывочных труб. Через эти трубы
или по затрубному пространству прокачивают под давлением жидкость. Под
действием струи пробка размывается. Размытая порода вместе со струей жидкости
поднимается по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и
колонной промывочных труб или непосредственно по трубам.
2.3.1.3 Промывочные агрегаты и насосы для борьбы
с пескопроявлением
Для промывок скважин применяют передвижные насосы, смонтированные на
тракторе или автомашине и работающие от их двигателя. Такие установки
называются промывочными агрегатами.
Стационарные и передвижные насосы входят в комплекс оборудования для
капитального ремонта скважин. При их помощи на забой под необходимым давлением
закачивается вода, нефть или глинистый раствор.
Промывочный агрегат "Азинмаш-32М", смонтированный на гусеничном
тракторе Т-100М, состоит из следующих основных узлов: монтажной базы; коробки
передач для изменения частоты вращения вала двигателя трактора при передаче его
насосу; цепной передачи для вращения трансмиссионного вала насоса;
трехплунжерного горизонтального насоса марки 1НП-160 одинарного действия и
пульта управления, размещенного в кабине тракториста.
Промывочные агрегаты, смонтированные на автомашинах, отличаются от
тракторных высокой маневренностью благодаря более высоким скоростям
передвижения. Использование автомобильной коробки передач для привода насоса
создает возможность изменения производительности и давления на выкиде насоса в
широком диапазоне. Однако применение таких агрегатов требует наличия хороших
дорог и подъездных путей к скважинам.
Агрегат "Азинмаш-35A" предназначен для нагнетания жидкостей при
промывке песчаных пробок в скважинах, цементировании скважин, гидроразрыве
пластов и других работах. Он смонтирован на двухосном грузовом автомобиле марки
ЗИЛ-130. На платформе автомобиля размещен трехплунжерный горизонтальный насос
одинарного действия марки 2НП-160.
Стационарные насосы в основном устанавливают на скважинах, где
производятся работы по зарезке и бурению второго ствола, а также при бурении
эксплуатационных скважин силами бригад по капитальному ремонту.
Буровой насос 9МГр (модернизированный Грозненский) имеет стальную литую
клапанную коробку, что позволяет создавать повышенное давление. Для увеличения
гидравлической мощности в этом насосе по сравнению с ранее применявшимся типа
9Гр усилена приводная часть. Улучшена конструкция станины. В целях повышения
производительности в конструкции насоса 9МГр путем уменьшения диаметра
приводного шкива предусмотрено увеличение скорости хода поршня с 55 до 90
двойных ходов в минуту.
Буровой насос 12Гр - двухцилиндровый, двойного действия, снабжен тремя
напорными колпаками диафрагменного типа объемом 5 л каждый, рассчитанный на
заполнение газообразным азотом с доведением максимального давления до 50
кгс/см2. Передача от электродвигателя к насосу осуществляется клиновидными
ремнями.
В системе обвязки буровых насосов устанавливают компенсаторы и задвижки.
Компенсаторы воздушные устанавливают для смягчения гидравлических ударов.
На практике большое распространение получили трехкамерные пневматические
компенсаторы Уралмашзавода, устанавливаемые на модернизированных насосах типа
У8-3 и У8-4.
Компенсатор представляет собой блок воздушных колпаков, монтируемых на
нагнетательной трубе. В каждом из колпаков помещен перфорированный баллон
диаметром 78 мм, на который надет резиновый чехол. Через специальный фланец
пространство между перфорированным баллоном и чехлом заполняется. сжатым
воздухом или азотом, тем самым создается предварительное давление газа в
компенсаторе, равное 35 кгс/см2.
Трехкамерный компенсатор рассчитан на рабочее давление 150 кгс/см2.
адвижки служат для изменения направления движения жидкости при промывке
пробок в скважине, разбуривании цементного стакана, прокачке цементного
раствора и др. (например, из чанов в приемную емкость и наоборот; в трубы и
затрубное пространство и т.д.).
По своему назначению задвижки подразделяются на проходные, пусковые и
разобщающие.
Из сделанных анализов можно привести некоторые выводы
и предложения по повышению эффективности борьбы с выносом песка.
Вынос песка и разрушение пород влияют на работу
скважин: снижается производительность, возникают заклонные и межклонные
перетоки нефти, воды и газа, происходит разрушение обсадных колонн в
продуктивном интервале, возникает необходимость частных ремонтов.
Выбор метода борьбы с песком зависит от количества
выносимого песка режима работы скважины, стоимости метода задержания песка и
технической возможности его осуществления.
Достижение высокой эффективности возможно при знании
причин выноса песка на данном участке, высокого качества работ при заканчивании
скважин и правильного выбора метода задержания песка.
Наиболее эффективным методом борьбы с выносом песка
является создание внутренних напряжений в ПЗС при использовании пакера с
закачиваемым цементным раствором, который устанавливается в зоне перфорации.
Крепление ПЗС не только способствует ограничению
выноса песка, но и оказывает большой эффект, уменьшая скорость возрастания
водопритока, что очень актуально для месторождения Кумколь.
2.3.2 Технологический расчет
промывки скважины для удаления песчаной пробки
Произвести гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной
пробки.
Исходные данные:
глубины скважины Н = 1120 м;
диаметр эксп. Колонны D = 146 мм;
диаметр промывочных труб d =60 мм;. размер песчинок d = 1,0 мм;
глубина фильтра скважины 1100 - 1080 м;
уровень песчаной пробки равен 1000 м;
Определить:
- Давление на выкиде насоса;
- Давление на забое скважины;
- Необходимую мощность двигателя;
- Время на промывку скважины для удаления пробки;
- Разрушающее действие струи при промывке скважины;
Для промывки используется насосная установка УН1Т = 100х200.
В таблице 2.11. приведена характеристика насоса НП-100ХЛ1 насосной
установки при частоте вращения вала двигателя = 1070 об/мин, общем коэффициенте
полезного действия h=0,8
и Æ плунжера = 125 мм.
Таблица 2.11
Подача и давление развиваемые насосом НП-100ХЛ1
|
Скорость коробки передач
|
Число двойных ходов
плунжера в минуту
|
Подача, дм3/с
|
Давление, мПа
|
|
І ІІ ІІІ ІV
|
49,8 72,8 110,0 168,0
|
3,8 5,6 8,4 12,9
|
20,0 17,1 11,3 7,4
|
2.3.2.1 Прямая промывка водой
Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении
жидкости в промывочных трубах диаметром 73 мм по формуле:
,
(2.6)
где, l- коэффициент трения при движении воды в трубах,0,037;в - внутренний
диаметр промывочных труб, 60 мм;н - скорость нисходящего потока жидкости, м/с
(таблица 2.12.).
По графику путем
интерполирования находим скорости нисходящего потока воды при соответствующей
подаче насоса .
Подставив значения, находим потери напора по формуле (2.6.) при работе на
ІV скоростях:
Таблица 2.12.
Скорость нисходящего потока воды при соответствующей подаче насоса
|
Подача
|
vн
|
|
І 3,8 дм3/с ІІ 5,6 дм3/с
ІІІ 8,4 дм3/с ІV 12,9 дм3/с
|
1,911 м/с 2,812 м/ 4,225
м/с 6,489 м/с
|
Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении
смеси жидкости с песком в затрубном пространстве:
, (2.7.)
где j - коэффициент,
учитывающий повышение гидравлических потерь напора в результате содержания
песка в жидкости. Находится в пределах 1,1 ¸1,2, принимаем j=1,02;
l - коэффициент трения при движении воды в затрубном
пространстве, определяется по разновидности диаметров 146 мм (Dв=128 мм) и 60
мм (dн=60 мм) труб: 128 -60 мм, для которых l=0,035;н- наружный
диаметр промывочных труб.в- скорость восходящего потока жидкости в затрубном
пространстве, м/с. (Например, q=3,8 дм3/с 146х60 мм Þ vв=0,365 м/с).
Для
расходов жидкости на І, ІІ, ІІІ и ІV скоростях насосной установки (см. таблицу
2.12.) находим соответствующие значения скоростей восходящего потока для 60 мм
промывочных труб, спущенных в 146 мм колонку; они равны 
м/с.
Подставляя
значения в формулу (2.7.), получим потери напора h2 при движении
жидкости с песком в затрубном пространстве:
Определяем
потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в пром.
трубах и в затрубном пространстве по формуле К.А. Апресова:
, (2.8.)
где
m - пористость песчаной пробки m=0,3;площадь поперечного сечения 146 мм эксп.
колонны F=129 см2;высота пробки промытой за один прием (длина двух трубкок
равна 14 м);- площадь поперечного сечения кольцевого пространства между 146 мм
и 60 мм трубами f=101 см2;
rп - плотность песка rп = 2600 кг/м3
rж - плотность пром.
жидкости - воды rж=1000 кг/м3;кр - скорость свободного падения песчинок
в воде для песчинок размером d=1,0 мм равна 9,5 см/с ( таблица
2.13.);в - скорость восходящего потока жидкости, см/с.
Таблица
2.13
Скорость
свободного падения песчинок в воде vкр
|
Размер зерна, мм
|
Скорость свободного падения
см/с
|
|
1,00
|
9,50
|
Определяем потери напора на гидравлические сопротивления в шланге и
вертлюге при движении воды. Эти потери находим по таблице 2.14. путем
интерполирования
Подставляя значения в формулу (2.8.) находим потери напора h3 при
работе установки:
Таблица
2.14
Гидравлические
потери напора в шланге и вертлюге
|
Расход воды дм3/с
|
Потери напора, м
|
Расход воды дм3/с
|
Потери напора, м
|
|
3
|
4
|
8
|
29
|
|
4
|
8
|
9
|
36
|
|
5
|
12
|
10
|
50
|
|
6
|
17
|
12
|
104
|
|
7
|
22
|
15
|
186
|
Потери напора возникающие в шланге h4 и вертлюге h5 ,
составляют в сумме при работе:
на І скорости (h4+h5)I =7,2 м;
на ІІ скорости (h4+h5)II = 15 м;
на ІІІ скорости (h4+h5)III = 31,8 м;
на ІV скорости (h4+h5)IV = 128 м;
Находим потери напора h6 на гидравлические сопротивления в 73 мм
нагнетательной линии от насоса агрегата до шланга. Принимаем длину этой линии
l= 50 м. По формуле (2.9.) находим потери напора:
Определяем
давление на выкиде насоса (мПа):
рн=
, (2.10.)
Подставляя
значения, имеем:
Определяем
давление на забое при работе установки:
,
(2.11.)
где
Н - глубина скважины, м;
Подставляя
данные в формулу (2.11.), получаем:
Определяем
мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки по формуле:
,
(2.12.)
где
hа - общий механический к.п.д. насосной установки hа=0,8.
Подставив
в формулу (2.12.), имеем:
Так
как насосная установка УН1Т - 100х200 имеет номинальную мощность 83 кВт, то
работа ее на ІV скорости невозможно. Поэтому расчеты будем вести только для
трех скоростей.
Определим
коэффициент использования максимальной мощности насосной установки:
,
(2.13.)
Определим
скорость подъема размытого песка, который находится как разность скоростей:
п=vв-vкр
, (2.14.)
Подставляя
фактические данные, получим:
Продолжительность
подъема размытой пробки после промывки на длину колена (двух трубок) до
появления чистой воды вычисляется по формуле:
,
(2.15.)
Итак,
продолжительность подъема песка:
Определяем
размывающую силу жидкости по формуле:
,
(2.16.)
где
Q - подача агрегата, дм3/с;- площадь поперечного сечения струи жидкости,
нагнетаемой в скважину, т.е. площадь поперечного сечения промывочных труб;-
площадь проходного сечения эксплуатационной колонны (для 168 мм колонны равна
129 см2).
Подставляя
значения в формулу (2.16.), получим значения Р:
2.3.2.2 Обратная промывка водой
Определяем
потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в затрубном
пространстве между 168мм и 73мм трубами по формуле:
,
(2.17.)
Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (2.17.) будем
иметь для работы агрегата:
Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении
смеси жидкости с песком в 60 мм трубах по формуле:
(2.18.)
где
vв- скорость восходящего потока (равна скорости нисходящего потока vн при
прямой промывке). В расчетах воспользуемся значениями скоростей.
Подставляя
значения в формулу, получим:
Определяем
потери напора на уравновешивание разности плотности жидкостей в промывочных
трубах и в кольцевом пространстве по формуле К.А. Апресова, в которую вместо
площади сечения кольцевого пространства подставляют площадь внутр. Сечения 60
мм труб, равную 28см2. Следовательно имеем следующее значение h3
Гидравлические
потери напора в шланге и вертлюге при обратной промывке отсутствуют h4 + h5
=0.
Определяем потери напора h6 на гидравлические сопротивления в
нагнетательной линии. Они будут такими, как и в прямой промывке:
на І скорости h6 I =7,17 м;
на ІІ скорости h6 II = 15,58 м;
на ІІІ скорости h6 III = 35,06 м;
на ІV скорости h6 IV = 82,71 м;
Определяем давление на выкиде насоса по формуле (2.19.) при прямой
промывке:
Определяем давление на забое скважины при обратной промывке:
Определяем
мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки :
Работа
установки на ІV скорости невозможно. Сравнивая мощности, необходимые для
промывки при прямой и обратной промывках, можно убедиться что мощности при
обратной промывке больше, чем при прямой.
Коэффициент
использования максимальной мощности установки определяем по формуле (2.13.):
Определяем
скорость подъема размытого песка по формуле (2.14.):
п=vв-vкр
Продолжительность
подъема размытого песка вычисляем по формуле(2.15.):
Размывающую
силу струи жидкости по формуле (2.16), в которой вместо f представляем значение
площади кольцевого пространства между 146мм эксплутационной колонны и 60мм
промывочными трубами (f=101 см2):
2.3.3 Расчет с использованием компьютерных
программ
Технологический расчет промывки скважин для удаления песчаной пробки на
программе Excel (Таблицы 2.15.-2.17.)
Таблица 2.15
Исходные данные для расчета
|
Название параметра
|
Ед. изм.
|
Значение
|
|
Глубина скважины, Н
|
м
|
1120
|
|
Диаметр эксплуатационной
колонны, D
|
мм
|
146
|
|
Диаметр промываочных труб,
d
|
мм
|
60
|
|
max. Размер песчинок, δ
|
мм.
|
1,0
|
|
Уровень песчаной пробки, m
|
м.
|
1000
|
|
Глубина фильтра скважины
|
м
|
1100-1080
|
Таблица 2.16
Результаты расчета для прямой промывки
|
Название параметра
|
Ед.изм.
|
Значение
|
|
|
I
|
II
|
III
|
IV
|
|
Давление на выкиде насоса
|
мПа
|
3,94
|
8,71
|
20,86
|
|
Давление на забое скважины
|
мПа
|
11,139
|
11,21
|
11,337
|
11,72
|
|
Необходимая мощность
двигателя
|
кВт
|
8,8
|
27,58
|
91,45
|
336,36
|
|
Время на промывку скважины
для удаления песчаной пробки
|
с
|
4148
|
2528
|
1573
|
|
|
Разрушающее действие струи
при промывке скважины
|
кПа
|
0,221
|
0,48
|
1,083
|
|
Таблица 2.17
Результаты расчета для обратной промывки
|
Название параметра
|
Ед.изм.
|
Значение
|
|
|
I
|
II
|
III
|
IV
|
|
Давление на выкиде насоса
|
мПа
|
2,36
|
4,39
|
9,078
|
20,48
|
|
Давление на забое скважины
|
мПа
|
13,2
|
14,85
|
19,5
|
30,3
|
|
Необходимая мощность
двигателя
|
кВт
|
11,21
|
30,73
|
95,319
|
330,24
|
|
Время на промывку скважины
для удаления песчаной пробки
|
с
|
616,74
|
411,462
|
271,186
|
|
|
Разрушающее действие струи
при промывке скважины
|
кПа
|
0,221
|
0,48
|
1,083
|
|
3. Экономическая часть
.1 Технико-экономические показатели разработки
месторождения
На месторождении Кумколь на 1 января 2009 года в эксплуатации пребывает
311 скважин, из которых 40 находятся в бездействии. Фактическая добыча нефти за
2005 год составила 1177 тыс. тонн нефти и 91 млн. м3 газа. С начала
деятельности АО «Кумколь-ЛУКойл» добыл 2 161 тыс. тонн нефти, 24353 тыс.м3
газа, выручка от реализации товарной продукции составило более 8083,8
млн.тенге.
На данный момент существующий фонд скважин позволяет АО добывать более
1,5 млн.тонн нефти в год, при этом численность работников АО насчитывает около
300 человек.
По итогам 2009 года на долю АО «ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз» пришлось
немногим менее 10% добычи казахстанской нефти. Предприятие входит в число пяти
крупнейших нефтедобывающих компаний Казахстана.
Средняя цена реализуемой нефти за период с 2007 года по 2009г. составил
7150 тенге или 55 долл. США.
За период с 1996 года компания увеличила добычу в 2,8 раза. В 2009 году
АО «ПетроКазахстан» планировал добыть 5,34 млн тонн нефти (без учета нефти,
добываемой совместными предприятиями), увеличив годовую добычу на 8% по
сравнению с предыдущим годом. Однако по итогам семи месяцев отставание от
графика достигло 142 тыс. тонн, а по сравнению с таким же периодом прошлого
года добыча снизилась почти на 10%. Возможно это связано с претензиями
природоохранных органов, которые применяли к предприятию санкции в виде
приостановки деятельности производственных объектов (в I квартале были временно
закрыты 19 скважин на месторождении Кумколь Южный, аналогичные проблемы имели
место на месторождении Восточный Кумколь).
Издержки разработки месторождений Южно-Тургайского бассейна низкие:
производственные затраты на добычу в 2009 году составили 1,19 долларов США на
баррель против 1,22 долларов США в 2009 году. Низки и операционные издержки (до
4 долларов США на баррель).
Стоимость транспортировки нефти на экспорт по-прежнему остается самой
значительной статьей издержек компании. Она достигает 13 долларов США на
баррель.
Технико-экономические показатели представлены в таблице 3.1.
Таблица 3.1
Технико-экономические показатели АО «ПККР»
|
Показатели
|
2009год
|
|
|
план
|
факт
|
|
Товарная продукция в
действующих ценах тыс.тг.
|
6604441
|
6780571
|
|
Фактическая реализация
тыс.тг.
|
|
6309197
|
|
Добыча нефти тыс.тонн
|
1857
|
1930,7
|
|
Товарный объем нефти
тыс.тонн
|
1843,12
|
1914,7
|
|
Потери: а) на магистральном
нефтепроводе б) на промысле
|
4,2 6,02
|
2,836 7
|
|
На собственные нужды
тыс.тонн
|
8,38
|
8,33
|
|
Добыча нефти по способам
эксплуатации а) фонтанным тыс.тонн б) ШГН тыс.тонн
|
1857
|
1930,76 1844,32 86,44
|
|
Добыча попутного газа
млн.м3
|
54,6
|
59,5
|
|
Объем закачки воды тыс.тонн
м3
|
2463,3
|
2500,02
|
|
Производительность труда
тг.
|
|
5216
|
|
Среднесписочная численность
чел. в том числе: ППП. чел. рабочих чел.
|
1240 1068 0
|
1300 1109 736
|
|
Фонд потребления тыс.тг.
|
1032200
|
1166986
|
|
Среднемесячная зарплата тг.
|
69368
|
74807
|
|
Объем капвложений тыс.тг.
|
|
1992620
|
|
Балансовая прибыль тыс.тг.
|
|
3932003
|
|
Рентабельность по
реализации нефти %
|
70
|
|
|
Рентабельность по товарной
продукции %
|
43
|
|
|
Себестоимость 1-й тонны
нефти тг.
|
2489
|
|
|
Себестоимость реализованной
продукции тыс.тг.
|
3712057
|
|
|
Примечание -*- используются
данные за 2009 год из-за невозможности использования более новых данных из-за
их конфиденциальности
|
|
|
|
|
|
|
3.1.1 Анализ капитальных вложений
Объем капитальных вложений включает в себя:
Бурение эксплутационных и нагнетательных скважин;
- Затраты на внутрискважинное оборудование;
- Нефтепромысловое оборудование, строительство вахтового
поселка и базы промысла;
- Внешнепромысловые коммуникации.
В таблице 3.2. приведены основные показатели по месторождению за 2009 г.
Таблица 3.2
Основные показатели по месторождению за 2009 год
|
Показатели
|
Ед. изм.
|
по м/р
|
|
Добыча нефти
|
тыс.т
|
1177.9
|
|
Продолжение таблицы 39-
Основные показатели по месторождению за 2009 год.
|
|
Показатели
|
Ед.из
|
По м/р
|
|
Добыча жидкости
|
тыс.т
|
6463.0
|
|
Добыча газа ( ресурсы )
|
млн.м3
|
90.7
|
|
Время эксплуатации
добывающих скв.
|
дни
|
38747
|
|
Кол-во эксплуатационных
нефтяных скв.
|
скв.
|
191
|
|
Кол-во действующих нефтяных
скв.
|
скв.
|
154
|
|
Накопленная добыча нефти
|
тыс.т
|
30825,5
|
|
Накопленная добыча жидкости
|
тыс.т
|
56260,1
|
|
Закачка воды
|
тыс.м3
|
8209.1
|
|
Кол-во действующих
нагнетательных скв.
|
скв.
|
64
|
|
Время эксплуатации
нагнетательных скв.
|
дни
|
20277
|
|
Накопленная закачка воды
|
тыс.м3
|
51025,2
|
Капитальные вложения предполагалось осуществить в течении первых шести
лет эксплуатации месторождения. Срок вложения средств связан с поэтапным
разбуриванием территории согласно технологической схеме разработки.
Капитальные вложения рассчитаны с учетом, что большая часть оборудования,
материалов и сооружений должна приобретаться за пределами Республики Казахстан.
Предприятие также будет использовать оборудование, конструкции и
особенно, местные строительные материалы, изготовленные в Республике Казахстан,
если оно соответствует мировым аналогам, а также не могут быть приобретены
своевременно и по конкурентоспособным ценам.
Основой для калькуляции явилась расчетные показатели по технологии и
технике добычи, подготовки и транспорта нефти и газа, данные по удельным
объемам строительства, рассчитанные на основе проектов-аналогов, выполненных
для месторождения Кумколь.
Суммарные капитальные вложения для обустройства месторождения и расчет
капитальных вложении по показателям приведены в таблицах 3.3 и 3.4.
Таблица 3.3
Суммарные капитальные вложения для обустройства месторождения Кумколь
|
Стоимость бурения доб. и
нагнет. скважин
|
Стоимость надземного
оборудования
|
всего капитальных вложений
|
|
всего
|
в том числе
|
|
|
|
промысел
|
подготовка нефти и газа
|
инфраструктура
|
внешние коммуникации
|
|
|
тыс.
|
тыс.
|
тыс.
|
тыс.
|
тыс.
|
тыс.
|
тыс.
|
|
97296,9
|
155552
|
85742
|
46272,3
|
8837,5
|
14700,4
|
252849
|
Таблица 3.4
Расчет основных вложений по показателям
|
Наименование работ и затрат
|
количество
|
Стоимость единицы тыс.
|
Стоимость всего тыс.
|
|
Строительство скважин
надземное строительство
|
304
|
300
|
91200
|
|
Обустройство нефтяных
скважин
|
244
|
42
|
10248
|
|
Прочие объекты промысла %
|
5%
|
77308
|
3865
|
|
Итого промысел
|
|
|
81173
|
|
Итого ЦППН
|
|
|
43390
|
|
Итого инфраструктура
|
|
|
8552
|
В целом порядка 95% всех строительных работ производились силами
казахстанских подрядчиков, что само является очень важным показателем как для
данного региона так и всей промышленности РК.
3.1.2 Анализ эксплуатационных затрат
Эксплуатационные затраты включают в себя затраты на обслуживание скважин,
электроэнергию на механизированную добычу и другие нужды, добычу и закачку
воды, внутрипромысловый сбор и транспорт нефти и газа, технологическую
подготовку нефти, амортизационные отчисления, текущий ремонт, оплата труда
персонала.
За весь срок разработки, структура эксплуатационных затрат, включая
налоги, характеризуется следующим образом (таблица 3.5.):
Таблица 3.5
Производственные (эксплуатационные) затраты
|
Наименование показателя
|
Ед. измерения
|
Ориентировочная структура
себестоимости
|
|
Вспомогательные материалы
|
%
|
0.70
|
|
Электроэнергия
|
%
|
1.51
|
|
Фонд оплаты труда
|
%
|
7.8
|
|
Отчисления на социальный
налог
|
%
|
1.64
|
|
Амортизация ОПФ
|
%
|
15.5
|
|
Амортизация нематериальных
активов
|
%
|
1.32
|
|
Аренда основных средств
|
%
|
0.69
|
|
Аренда земли
|
%
|
0.02
|
|
Расходы на ТБ и охрану
труда
|
%
|
0.27
|
|
Страхование
|
%
|
3.0
|
|
Мониторинг
|
%
|
0.5
|
|
Платежи за выбросы (ФОП)
|
%
|
2.0
|
|
Топливо
|
%
|
0.8
|
|
Расходы на НИОКР
|
%
|
1.2
|
|
Налоги
|
%
|
41.1
|
|
Услуги производственного
характера
|
%
|
21.94
|
|
ВСЕГО
|
%
|
100
|
Для определения эксплуатационных расходов по добыче, сбору, транспорту и
подготовке нефти и газа в целом по месторождению, а также по отдельным
процессам составлен перечень эксплуатационных затрат.
. Рабочих дней - 345
. Количество поступающего сырья и выход товарной продукции по
технологической схеме с учетом использования сырья на собственные нужды.
. Расход электроэнергии, газа, реагентов и воды принят по материалам
расчетов.
. Обслуживающий персонал рассчитан по нормативам предприятия.
. Среднемесячная зарплата рабочего в размере 59200 тенге.
. Стоимость технической и питьевой воды, реагентов и материалов на
основании данных производственных нефтедобывающих объединений.
Нормативы для расчета эксплуатационных затрат приведены на таблице 3.6.
Таблица 3.6
Нормативы для расчета эксплуатационных затрат
|
Наименование
|
Величина
|
|
Производственно-технические
материалы для эксплуатации, дол/тонна
|
5.03
|
|
Электроэнергия, дол/1000
КВтч
|
12.9
|
|
Вода, дол/1000 м3
|
487.8
|
|
Текущий ремонт (от
стоимости производственных фондов), %
|
1.5
|
|
Отчисления на кап. ремонт
скважин (в год), %
|
3
|
|
Амортизационные отчисления
на восстановление скважин (в год), %
|
6.3
|
|
Отчисления на кап. ремонт
надземных сооружений (в год), %
|
2.2
|
|
Амортизационные отчисления
на восстановление надземных сооружений (в год), %
|
8
|
|
Прочие расходы (от прямых
эксплуатационных затрат), %
|
7
|
|
НДС (коэффициент 20)
|
1.2
|
|
Цена реализации нефти с НДС
и транспортировкой, долл/тн
|
63.7
|
|
Коэффициент реализации
нефти
|
0.996
|
|
Расходы на транспорт нефти
(без НДС), долл./тн
|
5.2
|
3.1.3 Анализ себестоимости единицы продукции
Себестоимость промышленной продукции это выраженное в денежной форме
затраты на производство и реализацию продукции.
Себестоимость является важным экономическим показателем для планов и
технико-экономических расчетов, а один из основных элементов, определяющих цен.
В 2008 году себестоимость составила 1416 тенге или 34,5$, а в 2009 году -
1848 тенге или 38,6 $, что объясняется увеличением капитальных вложений на
обустройство и разбуривание месторождения.
В 2006 году себестоимость нефти снизилась до 31,5$, что связано с
увеличением добычи нефти и уменьшением эксплутационных затрат. В 2007 году
также наблюдается снижение себестоимости до 26,8$, а в 2006-2009 годах рост до
32,7 из-за увеличения затрат на ППД.
3.2 Расчет экономической эффективности
В процессе расчета экономической эффективности ,учитывается повышение
повышение межремонтного периода , понижение числа подземных ремонтов скважин,
технологических затрат на транспорт, дополнительное повышение добычи нефти. На
месторождении Кумколь убедительными результатами прошли испытание гравийные
фильтры. При расчете мы убедимся в эффекивности гравийных фильтров, по
сравнению с другими. К преимуществам этих фильтров относятся кроткие сроки
текущих ремнтов скважин ( в среднем 690 дней), удобство монтажа , сборки
конструкции, так же приемлемая цена. На скважинах месторождении Кумколь
экономическая эффективность данных фильтров рассчитывается нижеприведенной
формулой (3.1.):
Э=(C₁-C₂)·ΔQ-E Н·ΔК , (3.1.)
где C₁- себестоимость нефти до внедрения гравийных фильтров, тг/т.;₂- себестоимость нефти после внедрения
гравийных фильтров тг/т;
ΔQ -дополнительная добыча нефти после
применении гравийных фильтров ,т. ;н-нормативный коэффициент капитальных
вложений, Eн =0,15;
ΔК - Цена гравийных фильтров.
Рассчитаем экономическую эффективность применения гравийных фильтров за
2009 год.
Затраты на подземный ремонт- 161550 тысяч тенге;
Количество скважин подключенных к работе - n- 215;
Затраты на ремонт одной скважины З₁=215.
Определим дополнительную добычу нефти после внедрения гравийных фильтров:₁=1,0·365·0,84=307 т.₂=1,0·365·0,91=332 т.= Q₂- Q₁=332-307=25 т.
Себестоимость нефти до внедрения гравийных фильтров (3.2.):
C₁= З1/Q1 , (3.2.)
Себестоимость нефти после внедрения:
= З2/Q2 , (3.3.)
=35000/332=105 тг/т.
Экономический эффект при применении гравийных фильтров:
Э=(700-105) ·25-0,15·43250=8387 тг.
На месторождении Кумколь данные фильтры применены на 36 скважинах.
Годовой экономический эффект данных фильтров (3.4.):
Э год. =8387·36=301932 тг. (3.4)
После внедрения гравийных фильтров, в течения года значительно
уменьшилось количество ремонтов скважин. В таблице 3.4 приведены
технико-экономические показатели разработки в сравнении “до” и “после” применения
гравийных фильтров.
Таблица 3.7
Расчет экономической эффективности
|
Технико-экономические
показатели разработки
|
|
Показатель
|
Текущее состояние
эксплуатации(до примнения гравийных фильтров )
|
Эксплуатация с применением
гравийных филтров
|
|
Добыча нефти, т.
|
307
|
332
|
|
Себестоимость нефти, тг/т.
|
700
|
105
|
|
Затраты на ремонт одной
скважины,тыс. тг.
|
215000
|
35000
|
|
Цена одного фильтра, тыс.тг
|
51000
|
43250
|
|
Годовой экономический
эффект , тыс.тг
|
|
301932
|
|
Общие затраты, тыс. тг
|
4 475 097
|
6 436 939
|
|
Выручка от реализации
продукции, тыс. тг
|
11 687 562
|
15 763 345
|
|
Объемы инвестиций, тыс. тг
|
2 346 859
|
3 950 000
|
|
Начислено налогов и
отчислений, тыс. тг
|
4 090 647
|
5 000 000
|
|
Численность работников,
чел.
|
215
|
300
|
|
Среднемесячная зарплата,
тыс.тг.
|
59 189
|
60000
|
|
Фонд оплаты труда, тыс.тг.
|
152 708
|
186 400
|
|
Чистый доход, тыс.тг.
|
5 361 983
|
9 326 405
|
Сделав анализ можно отметить , что именно гравийные фильтры по сравнению
с остальными являются экономически эффективными и рентабельными, так как цены
на них приемлемы, не увеличивает время на текущий ремонт скважин, и отличается
простой сборкой конструкций, и удобством монтажа.
4. Охрана труда
.1 Опасные и вредные факторы на предприятии
К производственным опасностям и профессиональным вредностям на
нефтегазодобывающих предприятиях относятся: неблагоприятные метеорологические
условия (ветер, пыль, туман), вредные вещества, шум, вибрации, взрывоопасные
вещества.
В системе поддержания пластового давления рабочий агент нагнетают в пласт
под высоким давлением (до 15 Мпа) и при высокой температуре (70-80о С). Поэтому
основное внимание с точки зрения техники безопасности обратим на прочность,
герметичность и теплоизоляцию насосных и технологических установок, водоводов,
контрольно-измерительных приборов и другого применяемого при заводнении
оборудования.
К сооружениям поддержания пластового давления относят водозаборы,
бассейны для сбора воды, отчистные сооружения, кустовые насосные станции,
водопроводные линии и т.д. Опасные и трудоемкие моменты во время обслуживания
перечисленных сооружений связаны с работой на высоте при очистке и промывке
фильтров и загрузке коагулянтов затворный бак.
Фактор опасности и вредности нефти зависит от количества тяжелых и легких
углеводородных фракций. Метан, этан, пропан, бутан относятся к числу неядовитых.
Вдыхание их в небольшим количестве не оказывает заметного действия на организм
человека. При содержании их в воздухе около 10 % человек испытывает недостаток
кислорода, а при большом содержании может произойти удушье.
Допустимые предельно взрывоопасные концентрации углеводородов приведены в
таблицах 4.1. - 4.2.
Таблица 4.1
Предельно взрывоопасные допустимые концентрации веществ в воздухе рабочей
зоны
|
Вещество
|
ПДВК
|
Вещество
|
ПДВК
|
|
Общий %
|
мг/м3
|
мг/л
|
|
Общий %
|
мг/м3
|
Мг/л
|
|
Аммиак
|
0.75
|
5500
|
5.50
|
Н-пентан
|
0.07
|
2050
|
2.05
|
|
Бензол
|
0.07
|
2250
|
2.25
|
Пропан
|
0.11
|
1900
|
1.90
|
|
Бутан
|
0.09
|
2250
|
2.25
|
Метан
|
0.30
|
4600
|
4.60
|
|
Метан
|
0.25
|
1650
|
1.65
|
Этан
|
0.15
|
1800
|
1.80
|
|
Керосин
|
0.07
|
3700
|
3.7
|
Этилен
|
0.15
|
1700
|
1.70
|
Таблица 4.2
Пределы взрываемости некоторых газо-воздушных смесей
|
Название смеси
|
Пн. %
|
Пв. %
|
|
Бензин
|
1.1
|
5.4
|
|
Бензол
|
1.4
|
9.5
|
|
Ацетилен
|
1.5
|
82.0
|
|
Водород
|
4.1
|
75.0
|
|
Метан
|
5.0
|
16.0
|
4.2 Мероприятия по обеспечению безопасности
труда
.2.1 Защитные меры. Производственная санитария
Санитарная характеристика данного предприятия в соответствии со СНиП
2.09.04.87 относится к категории Г.
Все производственные помещения обеспечиваются центральным отоплением,
принудительной вентиляцией с постоянным подпором свежего воздуха для
предотвращения возможности попадания в них вредных газов и сигнализаторами
опасной концентрации вредных веществ в соответствии со СНиП 2.04.09.84.
Для всех групп рабочих, работающих на открытых площадках,
предусматриваются санитарно-бытовые помещения, расположенные в административных
зданиях каждого участка промысла в соответствии с РД-39-22-358-80 и СНППО - 96.
в их состав входят душевые, умывальники, гардеробы для чистой и спецодежды.
Во время приготовления химикатов и при работе с ними необходимо надеть
очки и противопылевые респираторы.
На территории цеха поддержания пластового давления имеется различное
оборудование и располагаются различные технологические процессы, находящиеся на
значительной площади и требующие различной освещенности. Поэтому в цехе
поддержания пластового давления применяют прожекторное освещение территории и
местное освещение отдельных рабочих мест и помещений. Кроме того, при
прожекторном освещении освещаемая территория значительно меньше загромождается
опорами и воздушной проводкой. Во многих случаях размещение технологического
оборудования или условия выполнения работ не позволяет устанавливать на
освещаемой территории опоры со светильниками и прожекторное освещение является
единственно возможной системой освещения. Недостатком является возможность
освещения работающих, на освещаемой территории создаются более резкие тени,
мешающие рассматривать предметы. Однако, они значительно снижаются при
правильном выборе мест для их установки, угла их наклона и при правильном
выборе высоты установки. При проектировании прожекторного освещения необходимо
по углам площадки установить две прожекторные мачты М1 и М2 высотой 10 м.
Оптимальное освещение приведен в таблице 4.3.
Таблица 4.3
Оптимальное освещение
|
№
|
Расстояние до рассчетных
точек
|
Освещенность при угле
наклона, лк
|
|
|
θ = 10о
|
θ = 12о
|
θ = 15о
|
|
А
|
Б Б
|
В
|
ГГ
|
АА
|
ББ
|
ВВ
|
Г Г
|
АА
|
ББ
|
В В
|
ГГ
|
А А
|
ББ
|
ВВ
|
ГГ
|
|
М1
|
170
|
210
|
250
|
240
|
11
|
04
|
02
|
03
|
10
|
07
|
03
|
04
|
075
|
04
|
02
|
03
|
|
М2
|
170
|
140
|
120
|
185
|
11
|
14
|
.7
|
.1
|
.0
|
16
|
.1
|
08
|
075
|
14
|
22
|
05
|
Необходимо создать, по возможности, равномерную освещенность не менее 5
лк, так как цех поддержания пластового давления работает круглосуточно и с
большой загруженностью. При расчете выбираем для рассматриваемого проектного
случая угол наклона прожекторов θ = 12о, а значительно худшее при θ
=15о, тип прожектора
ПЗС-35 взрывозащищенные. На основании этого выбираем для рассматриваемого
проектного случая угол наклона прожекторов θ = 12о.
Подставляя в формулу(4.1.):
τ = (10∙Еτ)/(ЕR∙K), (4.1.)
где Еτ = 4.0 и К = 1.5
Определяем необходимое значение угла τ для создания заданной нормативной
освещенности ЕR = 5 лк.
τ = 10∙4/5∙1.5 = 5.3 ,
(4.2.)
Угол действия группы прожекторов ω = 80о. Следовательно, количество
прожекторов группы, подлежащих установке на каждой мачте:
n= ω/τ = 80/5,3=15 (4.3.)
Всего на каждой (двух) мачтах должно быть установлено 2 ∙ 15= 30
прожекторов, общая установленная мощность 60 кВт.
Удельная мощность:
Р = 60000/40000 = 1.5 Вт/м3. (4.4.)
4.2.2 Техника безопасности
Так как при добыче нефти могут выделяться взрывоопасные, пожароопасные и
токсичные вещества, такие как нефть, сероводород, меркаптаны, деэмульгаторы,
различные реагенты и горюче-смазочные вещества в соответствии со СНиП
2.09.04.87 данное производство отнесено к категории II.
Учитывая высокую комплексную опасность производства и в целях
предупреждения несчастных случаев предполагается ряд типовых мероприятий по
технике безопасности.
Основными на этот счет решениями являются:
герметизированная система сбора и подготовки нефти, газа и воды с
технологическим режимом по ВНТПЗ-85;
обеспечение герметичности и прочности технологических установок, арматуры
и коммуникаций с учетом розы ветров, карт рассеивания выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу;
аппаратура, работающая под давлением, оборудуется предохранительными
клапанами, манометрами, указателями уровня регулятора давления в соответствии с
«Правилами устройства и безопасности обслуживания сосудов, работающих под
давлением»;
предусматриваются факельные и дренажные системы;
подвижные части оборудования выполняются в закрытом исполнении, имеются
ограждающие устройства;
для подготовки аппаратов к ремонту предусматривается система пропарки;
для ремонта и обслуживания оборудования предусматриваются соответствующие
грузоподъемные механизмы, установка которых должна соответствовать «Правилам
устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов»;
на непрерывных операциях предусматриваются резервные единицы
оборудования;
технологический процесс добычи, подготовки нефти, газа и воды, а также
вспомогательные процессы (производство электроэнергии, сжижение газа, выработка
тепла) предлагается полностью компьютезировать и управлять ими со щитов
операторов.
На всех объектах - кустовых насосных станциях (БКНС), печах подогрева
воды (ПТБ-10/160), нагнетательных скважинах, трубопроводах, колодцах и других
коммуникациях - независимо от их состояния или назначения запрещается
производить какие-либо работы.
Запрещается производить работы при:
обнаружении запаха газа на рабочем месте;
шуме и вибрации;
отсутствии освещения;
замазученности территории или рабочего места;
электроопасности;
взрывоопасности;
отсутствии или неисправности небходимых защитных средств;
неблагоприятных метеорологических условиях.
Рабочее помещение БКНС оборудуется приточно-вытяжной вентиляцией с
механическим возбуждением. Для легковоспламеняющихся веществ, материалов
устанавливаются емкости и контейнера вне помещения БКНС на расстоянии,
предусмотренном СН 433-79.
Все движущиеся и вращающиеся части механизмов, двигателей, трансмиссий и
насосов имеются надежные, прочные, съемные металлические ограждения. Выступающие
детали вращающихся частей (шпонки валов, болты муфтовых соединений и т.д.)
закрываются кожухами по всей окружности вращения. Ремонт и осмотр огражденных
частей механизмов и снятие ограждений допускается только после полной остановки
механизма.
Пусковые автоматы агрегатов располагаются на безопасном расстоянии от
напорных патрубков. Фланцевые соединения всех трубопроводов, находящихся под
давлением ограждаются металлическим кожухом. Для предотвращения самозапуска
агрегатов при отключении электроэнергии используют масляные выключатели. Чтобы
недопустить перепуск воды из нагнетательных скважин через монифольды кустовых
насосных станций, на выходе насосов устанавливают обратные клапана.
Электрораспределительные щиты имеют металлическое сетчатое ограждение.
Перед оборудованием устья арматуру испытывают на герметичность, а после
ее установки опрессовывают при давлении, предусмотренном в паспорте. При
обвязке нагнетательных скважин на фланцах водоводов, не имеющих уплотнительных
колец, устанавливают защитные кожухи.
Перед демонтажем оборудования устья необходимо отключить напорный водовод
и вывесить предупреждающий знак: «Не открывать».
При замене задвижек, заглушек, прокладок или уплотнительных колец не
разрешается стоять перед разъемной частью фланцевого соединения. Открывать и
закрывать задвижки следует с помощью штурвального ключа.
4.2.3 Пожарная безопасность
Наиболее частыми причинами возникновения пожара могут быть открытый
огонь,сильный нагрев, искры от электрооборудования, ударов, трения, разрядов статического
и атмосферного электричества.
В целях пожарной профилактики между отдельными объектами предусмотрены
противопожарные размеры. Например: от устья скважины до ГУ, котельных,
нефтесборных резервуаров, насосных станций расстояние 40 м, до компрессорных 60
м, до жилых и общественных зданий 500 м.
Высокий уровень электрофикаций нефтяных промыслов и тяжелые условия
эксплуатации электрооборудования (сырость, переменные температуры, наличие
взрывоопасных и агрессивных веществ), требует основного внимания к обеспечению
электробезопасности обслуживающего персонала. Особенностями действия
электрического тока на человека являются отсутствие явных признаков опасности,
неожиданность, внезапность поражения, большая вероятность смертельного исхода.
С развитием техники увеличивается уровень шума и вибрации. В
производственных условиях шум колебанием твердых, жидких и газообразных тел.
Вибрация возникает от неравномерности движущихся частей оборудования, от
пульсирующих потоков жидкостей и газов в трубопроводах.
При внутриконтурном заводнении осваиваются скважины под нагнетание воды в
нефтяную часть пласта. В этом случае особо необходимо соблюдать все правила
пожарной безопасности.
По взрывоопасности технологичекие участки производства отнесены к классу
В- 1Г и В-1 по АПУЭ-85, по характеру пожарной опасности - к категории 1 и 2-А
по СНиП 04.02.85.
Технологические установки оборудуются противопожарными системами:
пенными, газовыми и водяными в соответствии с ВНТПЗ-85 и противопожарной
автоматикой по СНиП 2.04.09.84, в том числе зарубежного производства.
Планировка и конструкция зданий и сооружений проектируются с учетом СНиП
2.01.02.85 и СНППО-96.
Пожары на скважинах могут нанести большой материальный ущерб и вызвать
несчастные случаи с людьми. Поэтому у устья запрещено пользоваться огнем,
курить, включать электрооборудование, проводить сварочные работы.
Загорание следует ликвидировать. Пламя можно погасить сбиванием его
сильной струей воды или инертного газа, изоляцией от воздуха и т.д. Так же
загорание ликвидируют с помощью первичного инвентаря пожаротушения, который
должен быть на пожарном посту и в автомашине для исследований скважин.
5. Охрана окружающей среды
.1 Охрана атмосферного воздуха
Основными источниками загрязнения воздуха является технологическое оборудование,
применяемое на месторождении Кумколь:
печи подогрева (продукты горения);
резервуары (испарения);
аппараты (испарения от буферных емкостей, сепараторов, соединений
трубопроводов);
газотурбинные двигатели (продукты горения);
котлы котельные (продукты горения);
факельные системы (продукты горения).
К причинам выделения выбросов вредных веществ из технологического
оборудования можно отнести: не герметичность соединений, аварии вследствие
коррозии, прорывы трубопроводов и тому подобное. При выбросе вредных веществ в
атмосферу поступают углероды, оксид азота, оксид углерода, сернистый газ.
Согласно РД 39-014789-005-88 и ГОСТ 17.2.3.02-78 предельно допустимые
концентрации рабочей зоны:
по углеводам 300мг/м3, класс опасности 4
по двуокиси азота 5мг/м3, класс опасности 2
по двуокиси углерода 30мг/м3, класс опасности 1
по сернистому газу 10мг/м3 класс опасности 3.
Предельно допустимые концентрации для населенных пунктов:
по углеводам 5мг/м3
по двуокиси азота 0,0085мг/м3.
Фоновые концентрации установлены Госкомитетом гидрометеорологии РК и
равны :
СО-1,5мг/м3; NO2-0,03мг/м3;
Наиболее губительными и агрессивными загрязнителями в числе вышеуказанных
компонентов с санитарной точки зрения являются соединения серы, а среди
углеводородных компонентов - пентан.
Охрана атмосферного воздуха от загрязнений выбросами вредных веществ
обеспечивается путем выбора оптимальной высоты вытяжных устройств, наличием
замкнутой системы сбора, отсутствием земляных амбаров и нефтеловушек, наличием
герметизации всех технологических процессов и их полная автоматизация.
5.1.1 Мероприятия по охране атмосферного воздуха
Для безаварийного проведения разработки месторождения в соответствии с
«Едиными правилами разработки нефтяных и газовых месторождений РК» должны быть
предусмотрены следующие оперативные решения:
предусмотреть герметизированную систему сбора и подготовки газа с
технологическим режимом по нормам проектирования; с целью уменьшения объема
выбросов вредных веществ в атмосферу при возможных авариях;
трапы, сепараторы и другие аппараты, работающие под давлением, должны
эксплуатироваться в соответствии с "Правилами устройства и безопасной
эксплуатации сосудов, работающих под давлением";
автоматизация технологических процессов подготовки нефти и газа,
обеспечивающая стабильность работы всего оборудования с контролем и аварийной
сигнализацией при нарушении заданного режима, что позволит обслуживающему
персоналу предотвратить возникновение аварийных ситуаций;
применение на всех резервуарах с нефтепродуктами устройств, сокращающих
испарение углеводородов в атмосферу;
конструкция факельной установки должна обеспечивать стабильное горение в
широком интервале расходов газов и паров, предотвращать попадание воздуха через
верхний срез факельного ствола;
материалы факельного оголовка, дежурных горелок следует выбирать с учетом
их возможного нагрева от теплового излучения факела;
факельная установка должна быть оснащена устройством регулирования
давления топливного газа, подаваемого на дежурные горелки;
высота факельного ствола определяется расчетом по плотности теплового
потока и с соблюдением условия исключения возможности загрязнения окружающей
территории продуктами сгорания;
применение прогрессивных технологий и материалов;
обучение обслуживающего персонала реагированию на аварийные ситуации;
проверка готовности систем извещения об аварийной ситуации;
усиление мер контроля работы основного технологического оборудования, а
также факельной системы;
временное прекращение плановых ремонтов, связанных с повышенным
выделением вредных веществ в атмосферу;
при нарастании неблагоприятных метеорологических условий - прекращение
работ, которые могут привести к нарушению техники безопасности (работа на
высоте, работа с электрооборудованием и т. д.);
проведение мониторинговых наблюдений за состоянием атмосферного воздуха.
5.2 Охрана водных ресурсов
Поверхностные водные источники на территории месторождения Кумколь
отсутствуют.
Воды являются загрязненными, если изменение их свойств (химических,
физических и биологических) по сравнению с фоновым состоянием делают эту воду
полностью или частично непригодной по хозяйственному назначению.
В результате бурения и опробования глубоких параметрических, поисковых,
гидрогеологических, структурных и разведочных скважин на площадях Кумколь
выделены водоносные комплексы протерозойских, юрских, меловых, палеогеновых,
неогеновых и четвертичных отложениях.
Из пород фундамента при испытании скважины 2 Кумколь из интервала
1416-1503м получен приток воды с минерализацией 76.6 г/л.
При эксплуатации месторождения источниками загрязнения подземных вод
может являться извлекаемая нефть (утечка сырой нефти при транспортировке,
хранении), места образования отходов - технологические резервуары, отстойники;
неочищенные или недостаточно очищенные производственные и бытовые сточные воды,
а также фильтрационные утечки вредных веществ из емкостей, трубопроводов и
других сооружений.
Основными источниками загрязнения подземных вод на месторождении будут
являться: системы факельных установок, нефтяные насосы, сепаратор, наземные
емкости для хранения нефти.
Следует различать два вида нефтяного загрязнения. К первому относятся
загрязнение, возникшее в результате просачивания сырой нефти. Загрязнения
второго вида наблюдается при просачивании в водоносные горизонты
минерализованных пластовых и сточных вод, содержащих нефть.
Загрязнение подземных вод может быть обусловлено межпластовыми
перетоками, а также процессами поглощения бурового раствора при проходке
скважин. Основными причинами возникновения межпластовых перетоков является
некачественный цементаж за колонного пространства и нарушения обсадной колонны.
Для предотвращения загрязнения подземных вод проектом предусматриваются
ряд мероприятий, обеспечивающий их безопасность. При соблюдении и выполнении
мероприятий, описанных ниже, воздействие на подземную гидросферу будет
минимальным и при безаварийном ведении работ исключается возможность
загрязнения подземных вод.
. Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин должна
проводится при соответствующем оборудовании скважин, предотвращающем возможность
выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.
. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин не должна
производиться с нарушением герметичности эксплуатационных колонн, отсутствием
цементного камня за колонной пропусками фланцевых соединений и так далее.
. Необходимым условием применения химических реагентов при разработке
месторождения является изучение геологического строения залежи и
гидрогеологических условий. При выборе химического реагента для воздействия на
пласт необходимо учитывать их класс опасности, растворимость в воде, летучесть.
. Необходимо предотвращать возможные утечки и разлив химических реагентов
и нефти, возникающие при подготовке скважин и оборудования к проведению
основной технологической операции, при исследовании скважин; предотвращать
использовании неисправной или непроверенной запорно-регулирующей аппаратуры,
механизмов, агрегатов, нарушение ведения основного процесса, негерметичности
эксплуатационных колонн.
. При обводнении эксплуатационных скважин помимо контроля за
обводненностью их продукции, проводятся специальные геофизические и
гидрогеологические исследования с целью определения места притока воды в
скважину через колонну, источника обводнения и глубины его залегания.
. Если в процессе разработки месторождения появились признаки подземных
утечек или межпластовых перетоков нефти, газа и воды, которые могут привести не
только к безвозвратным потерям нефти и газа, но и загрязнению водоносных
горизонтов, организация обязана установить и ликвидировать причину
неуправляемого движения пластовых флюидов.
. Пластовая вода, добытая вместе с нефтью, подлежит очистке в
соответствии с нормами содержания твердых взвешенных веществ и нефтепродуктов в
воде используемой, в системе поддержания пластового давления или с целью
захоронения закачивается в поглощающие горизонты.
. 3ахоронение жидких отходов производства, сброс сточных вод
регламентируется соответствующими статьями законодательных актов «О недрах и
недропользовании» и «Об охране окружающей природной среды».
. Запрещается размещение на территории промысла нефтешламовых амбаров,
содержимое имеющихся шламонакопителей подлежит переработке и утилизации с
последующей рекультивацией земли на территории ликвидированных амбаров.
. Обязательно должен осуществляться контроль через сеть инженерных
(наблюдательных) скважин за состоянием подземных вод (по периметру
месторождения).
5.3 Охрана земельных ресурсов
На территории месторождения Кумколь можно выделить следующие генетические
типы почв: серо-бурые пустынные; солонцы; солончаки обыкновенные; такыры и
пески.
В процессе разработки нефтегазового месторождения почва загрязняется
нефтью различными химическими веществами и высокоминерализованными сточными
водами. Нефть и другие компоненты, попадая в почву вызывают значительные, а
порой необратимые изменения влекут за собой ухудшение состояния растительности
и биопродуктивности земель. В результате нарушения почвенного покрова
происходит эрозия почв, дефляция криогенез.
Грунты месторождения представлены глинистыми и песчаными
фракциями-суглинок легкий, песок разнозернистый, глина пылевая и песчанистая.
Почва на территории месторождения-засоленные, содержание гумуса до 1,16%.
Территория месторождения, согласно схеме ботанико-географического
районирования входит в состав Азиатской пустынной области, Ирано-туранской
подобласти, Северо-туранской провинции, Западно-северотуранской подпровинции.
Район месторождения находится в зоне пустынь, подзоне средних
эфемерово-полынно-солянковых пустынь с серо-бурыми такыровидными почвами.
В настоящее время территория лицензионного участка подвержена следующим
видам воздействия:
пастбищный (выпас и перевыпас скота);
линейно-техногенный (дорожная сеть).
Пастбищный вид воздействия имеет место по всей территории обследования с
различной степенью нагрузки на растительность в зависимости от ее пастбищной
ценности. Более 30% территории пастбищ, главным образом полынных, злаковых,
кейреуковых, сбиты, засорены малопродуктивными, а иногда и ядовитыми видами
Дорожная сеть представляет собой линейно-локальный вид воздействия,
ведущий к полному уничтожению растительности. Относительно этого фактора
воздействия уязвимыми являются все растительные сообщества. Растительный покров
месторождения испытывает локальное и линейное механическое (техногенное)
воздействие в местах расположения буровых скважин и подъездных дорог.
В процессе разработки месторождения Кумколь неблагоприятные изменения в
почвенно-растительном покрове обусловлены: механическим воздействием;
техногенным загрязнением, в том числе нефтью и нефтепродуктами
Кроме строительных работ‚ фактором нарушения почвенно-растительного
покрова для данного района является дорожная дигрессия. Воздействие на
почвенный покров загрязнений связано с возможностью в результате утечек и
проливов ГСМ‚ складирования мусора и пыления дорог.
Следует отметить, что любое техногенное воздействие на много лет нарушает
почвенный и растительный покров. Поэтому в дальнейшем рекомендуется
рациональное использование природных кормовых ресурсов, при прокладке дорог,
трубопроводов и другой производственной деятельности соблюдение требований по
охране окружающей среды.
Согласно статье 104 Указа Президента Республики Казахстан “О земле”
собственники земельных участков и землепользователи обязаны проводить следующие
мероприятия по охране земель и меры для облагораживания территории
нефтепромысла:
Провести фитомелиоративные мероприятия по периметру буровых,
непосредственно в районе вахтового поселка и т.д.
Для дальнейшего прекращения уничтожения почвенно-растительного покрова упорядочить
использование только необходимых дорог, по возможности обустроив их щебнем или
твердым покрытием. На остальных неиспользуемых дорогах провести фитомелиорацию.
В районе действующих и законсервированных скважин необходимо закрепить
пески твердым или полимерным, в крайнем случае, битуминозным покрытием.
Строго регламентировать проведение работ, связанных с загрязнением
почвенно-растительного покрова при эксплуатационном и ремонтном режиме работ.
Произвести посев многолетних и однолетних видов растений на
рекультивированных землях, используя ассортимент видов местной флоры с учетом
их эколого-биоморфологических особенностей.
Осуществить мероприятия по озеленению вокруг жилых и
нефтеперерабатывающих объектов.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Месторождение Кумколь открыто в 1984 году, а в промышленную разработку
вступило в 1990 году. На месторождении выявлено четыре эксплуатационных объекта
в меловых и юрских отложениях.
В процессе эксплуатации продукция скважин обводняется, что приводит к
возникновению песчаных пробок. Также при смешении попутных вод с
альбсенаманскими водами вследствие их разных химических составов происходит
формирование нестабильных смесей в продуктивных пластах и при забойной зоне
скважин. Нефть месторождения Кумколь относится к нефтям с высокой степенью
насыщенности песка около 20%,что приводит к образованию песчаных пробок.,
особенно в меловых и юрских отложениях, так как в этих отложениях степень
динамической вязкости очень высок. В пластах, сложенных песчаниками вследствие
их разрушения на забое скважин возникают песчаные пробки и создаётся опасность
абразивного разрушения клапанов насосов и наземного оборудования.
Для предотвращения отложения песчаных пробок были предложены методы
предотвращающие образования песчаных пробок и ликвидации. В работе были
рассмотрены фильтры разных видов, песочные якоря, гидробуры и желонки, которые
были специально подобраны для условий месторождения Кумколь, прошли
опытно-промышленные испытания и успешно применяются в промышленных масштабах.
Проведен расчет промывки для ликвидации песчаной пробки, так как в скважинах
месторождения Кумколь часто образуются песчаные пробки, а промывка скважин
является самым универсальным и эффективным методом ликвидации песчаных пробок.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений -
М.:Недра,1986.
2 Гиматудинов Ш.К.,Ширковский А.И. Физика нефтяного и
газового пласта,- М.:Недра, 1982.
Хабибуллин З.А., Хусайнов З.М., Ланчаков Г.А. Борьба с
парафиноотложениями в нефтедобыче. Учебное пособие, - Уфа, 1992.
Токарев М.А., Комплексный геолого-промысловый контроль за
текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой, - М.: Недра, 1990.
Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория
эксперимента в добыче нефти и газа, - М.: Недра, 1977.
Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях - М: ООО
«Недра-Бизнесцентр», 2000.
Елеманов Б.Д., Герштанский О.С. Осложнения при добыче нефти -
М.:Наука, 2007.
Справочное руководство по проектированию разработки и
эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Гиматудинова
Ш.К., Андриасов Р.С., Мищенко И.Т., Петров А.И., и др., - М.: Недра, 1983.
9 Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти - М.:Недра,
1979.
Ибрагимов И.Г., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В. и др. Осложнения
в нефтедобыче - Уфа: Монография, 2003.
Технические документация по месторождению Кумколь.
Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, -
М.:Недра, 1983.
Корнеев Ю.С. Пожарная безопасность и производственная
санитария в нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производствах, -
М.:Недра, 1990.
Безопасность жизнедеятельности. Учебник для вузов /под ред.
Велова С.В., - М.:Высш. шк., 1999.
Родионов А.И. и др. Техника защиты окружающей среды,
-М.:Химия, 1989.
Булатов А.И. и др. Охрана окружающей среды в нефтегазовой
промышленности, - М.:Недра, 1997.