Анализ, контроль и регулирование процесса разработки нефтяных месторождений на примере месторождения им. Ю. Корчагина

метки: Геология, Дипломный, Работа, Скважина, Месторождение, Запас, Часть, Пласт

Перечень применяемых сокращений. 10

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 11

1.1 Геолого-геофизическая изученность месторождения. 12

1.2 Литолого – стратиграфическая характеристика разреза. 15

1.3 Тектоническое строение. 22

1.4 Нефтегазоностность, свойства пластовых флюидов. 24

1.5 Гидрогеологические и термобарические условия месторождения. 28

1.6 Подсчетные параметры и запасы нефти и растворенного газа. 30

1.7 Перспективы развития месторождения. 40

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 41

2.1 Анализ процесса разработки нефтяных месторождений. 42

2.1.1 Разведка и добыча нефти и газа на месторождении Ю.Корчагина за 2010 год. 43

2.1.2 Запасы нефти и газа группы «Лукойл» за 2010 год. 44

2.1.3 Разработка месторождений и добыча нефти 2010 год. 45

2.1.4 Разведка и добыча нефти и газа 2011 год. 47

2.1.5 Запасы нефти и газа группы «Лукойл» за 2011 год. 47

2.1.6 Разработка месторождений и добыча нефти 2011 год. 47

2.2 Контроль за процессом разработки нефтяных месторождений. 50

2.2.1 Первая информация о месторождении им. Ю. Корчагина. 52

2.3 Регулирование процесса разработки месторождения. 54

3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 59

3.1 Месторождение имени Юрия Корчагина. 60

3.2 Объекты обустройства. 60

3.3 Проектирование ЛСП-1 и ЛСП-2. 62

3.4 Строительство ЛСП-1 и точечного причала. 67

3.5 Плавучее нефтехранилище. 72

3.6 Способ добычи нефти. 73

3.7 Конструкция скважин. 75

3.8 Наземное оборудование. 78

3.9 Функциональная схема комплекса машин и оборудования для добычи нефти и газа. 79

3.10. Конструкция оборудования забоев скважин. 81

3.11 Внутрискважинное оборудование. 84

3.11.1 Комплекс термостойкого оборудования для добычи нефти и газа: 84

Труба теплоизолированная внутрискважинная ТК-114-73-350. 84

3.11.2. Пакер термостойкий ПТК 3К -140-350. 85

3.11.3 Пакер термостойкий ПТК 2- 140-350; ПТК 118-350. 86

3.11.4 Арматура термостойкая паровая АТПК -65-16-350. 88

4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 90

4.1 Цель работы.. 91

4.2 Расчет стоимости основных производственных фондов. 91

4.2.1 Расчет капиталовложений. 91

4.3 Затраты на проектную эксплуатацию.. 93

Сланцевая нефть в современном мире:методы добычи

... столь радикальным методом. Имени Гагарина Ю.А.» Кафедра: РЕФЕРАТ По дисциплине: Нетрадионные источники углеводородов, Тема: Сланцевая нефть в современном мире:методы добычи заочная Факультет УРБАС Группа б-НФГДипу- ... промышленное производство сланцевого газа было начато компанией Devon Energy в США в начале 2000-х, которая на месторождении Барнетт (англ.)русск. в Техасе в 2002 году впервые ...

4.3.1 Затраты на освещение платформы.. 93

4.3.2 Затраты на отопительные цели, на технологию и на заработную плату. 93

4.3.3 Затраты на обслуживание и ремонт платформы.. 94

4.3.4 Затраты по охране труда. 94

4.3.5 Прочие расходы.. 94

4.3.6 Амортизационные отчисления. 95

4.4 Расчет прибыли. 96

5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ. 98

5.1.2 Пожарная безопасность. 100

5.2 Экологичность проекта. 108

5.2.1 Мероприятия по охране недр. 109

5.2.2 Мероприятия по охране недр при эксплуатации скважин. 110

5.2.3 Мероприятия по охране недр при консервации и ликвидации скважин. 112

Заключение. 114

Список литературы.. 116

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/referat/geologiya-nefti-i-gaza-2/

Введение Месторождение им.Ю.Корчагина, расположенное в российском секторе Каспийского моря, стало первым нефтегазоконденсатным месторождением в регионе, введенным в промышленную эксплуатацию ОАО «ЛУКОЙЛ».

Весной 2010 года на месторождении получена первая промышленная нефть. Освоение месторождения планируется вести системой сверхувеличенных скважин длиной от 3000 до 7000 м с стационарной платформы, установленной в купольной зоне сооружения.

Месторождение было открыто в 2000 году и является одним из крупнейших по запасам в российском секторе Каспийского моря. Месторождение расположено в 180 км от Астрахани и 240 км от Махачкалы. Компания намерена довести в кратчайшие сроки уровень добычи на месторождении более, чем 2,4 млн т нефти в год.

Залежь нефти на месторождении им.Ю.Корчагина по своему типу относится к сводчатой ​​формации с газовой шапкой и заключена в слегка наклонной антиклинальной структуре. Основной продуктивный горизонт представлен слабосцементированными высокопористыми и высокопроницаемыми кварцевыми песчаниками, мощность которых местами достигает 70 м.

Разработка месторождения предусмотрена системой горизонтальных скважин сверхбольшой протяженностью более 5 км, уникальной для Российской Федерации. При строительстве горизонтального участка скважины планируется проведение каротажа во время бурения. Радиальное расположение скважин позволит получить одновременное вскрытие всех продуктивных пластов. Компания продолжила работу по повышению эффективности разработки месторождения и сдерживанию операционных расходов. Для выполнения программы добычи нефти в 2010 году добывающие компании Группы «ЛУКОЙЛ» реализовали комплекс мероприятий по увеличению продуктивности эксплуатационных скважин и нефтеотдачи.

Перечень применяемых сокращений им. Ю.Корчагина– имени Юрия Корчагина

км – километры

м- метров

мм- миллиметры

м/сек – метров в секунду

р.Волга- река Волга

см – сантиметров

т.д. — так далее

млн – миллионы

куб м –кубических метров

рис. – рисунок

чел.- человек

т/сут – тонн в сутки

руб. – рублей

Астраханский Государственный Технический Университет

Институт нефти и газа

Кафедра «Геология нефти и газа»

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2013

1 Геологическая часть

1.1 Геолого-геофизическая изученность месторождения

Месторождение им. Ю.Корчагина расположено в центре северной части Каспийского моря в 175 км от г. Астрахань (рисунок 1.1) [16].

Специфика формирования технологической части дипломного проекта

... с ограничением сроков реализации и оформления результатов. Роль технологической части дипломной работы Технологический раздел дипломной работы играет важнейшую роль в подготовке и оценке новоиспеченного специалиста. ... цикла и пр.). Какие источники информации кладут в основу технологической части дипломной работы? Технологическая часть ВКР представлена в виде всевозможных расчетов, схем и графиков, ...

Рисунок 1.1 – Обзорная схема района работ

Северное побережье Каспийского моря включает в себя территорию Астраханской области в центральной части; восточная часть принадлежит Казахстану; западная часть является территорией республики Калмыкия; юго-западная – территорией Дагестана (рисунок 1.2) [16].

Рисунок 1.2 – Физико-географическая схема региона Северного и Среднего Каспия

Морская инфраструктура в районе месторождения им. Ю. Корчагина отсутствует.

Северный Каспий является самой мелководной частью Каспийского моря. Максимальная глубина 26 м.

Северная часть Каспийского моря расположена в зоне умеренного континентального климата. Характерными особенностями климата являются преобладание антициклонических погодных условий, сухих ветров и резких перепадов температуры воздуха.

Среднегодовая температура – плюс 10.1 оС. Летний максимум – плюс 36 оС, зимний минимум – минус 32 оС. Среднемесячная летняя температура (июль-август) – плюс 24-26 оС. Температура поверхностного слоя воды в этот период – плюс 24 оС. Среднегодовое количество осадков составляет 145 мм.

Ледообразование на акватории начинается в ноябре-декабре, в суровые зимы промерзает вся акватория Северного Каспия, отмечается интенсивное торошение. С конца января по март происходит дрейф плавучего льда. Лед сходит в марте-апреле.

Глубина промерзания воды от 0.4-0.6 до 1.3 м. С ноября по февраль может наблюдаться морское брызговое обледенение. Продолжительность зимнего периода в году — 52 дня, продолжительность отопительного сезона — 158 дней. С октября по апрель преобладают ветры с востока, а с мая по сентябрь — с северо-запада. Скорость ветра над морем в среднем составляет 10 м/сек., наибольшая скорость ветра 37.2 м/сек. (порывы до 43.8 м/сек.).

Сильные штормовые ветры наблюдаются чаще всего зимой и весной. Высота волн на Северном Каспии во время сильного ветра достигает 6.0 м. Колебания уровня моря, вызванные штормовыми нагонами, неодинаковы в разных частях моря. Наибольшие наблюдаются в мелководной северной части, где под влиянием восточных и юго-восточных штормовых ветров, сгонно-нагонные колебания уровня моря могут меняться довольно резко: повышаться на 2.0-4.5 м при нагонах и понижаться на 1.0-2.5 м при сгонах. Средняя продолжительность пиков и спадов колеблется от 10-12 до 24 часов, реже 48 часов. Колебания уровня моря, также

связаны с изменением стока рек Волга, Урал, Терек, дающих до 90 % годового стока. Максимальный уровень характерен в июне-июле, минимальный – в феврале; размах внутригодовых колебаний составляет 30-35 см. Течения в Каспийском море формируются под воздействием ветрового режима, разницы в плотности воды в различных районах, а также стока почти 130 рек. В северной части моря воды, выносимые р. Волга, разделяются на две ветви. Одна из них проходит вдоль северного берега на восток, сливаясь с водами р. Урал и образуя небольшой замкнутый круговорот. Основная часть идет на юг вдоль западного берега. Преобладающие скорости течений – 10-15 см/сек., в открытых районах Северного Каспия – до 30 см/сек. Приливные (полусуточные) колебания уровня моря выражены достаточно четко и достигают 3-7 см в Северном и 10-15 см в Среднем Каспии [4,2].

Нефть и экология моря

... так же сохраняются гидроизоляционные свойства на долгие годы службы шламовых амбаров. 4. Ликвидация шламовых амбаров Процесс ликвидации шламовых амбаров с последующей утилизацией бурового шлама можно условно разделить на ... на нефтяных месторождениях являются поглощения бурового раствора затраты, на борьбу с которыми составляют свыше 85 % всего времени, затрачиваемого на борьбу с осложнениями. Для ...

Месторождение им. Ю. Корчагина расположена в районе с нестабильным сейсмическим режимом. На него оказывают воздействие: с юго-запада – Махачкалинская, а с юго-востока – Мангышлакская сейсмоактивные зоны, где сила землетрясений достигает 6-8 баллов, а в эпицентре – свыше 9 баллов по шкале MSK-64. По данным Объединенного института физики Земли РАН, сейсмический риск рабочей зоны составляет 4-5 баллов. Интенсивность сейсмической активности снижается с юго-запада на северо-восток. Фоновая сейсмичность по шкале МSК-64 один раз в 100, 500 и 1000 лет составляет 4, 5 и 6 баллов соответственно [19].

1.2 Литолого – стратиграфическая характеристика разреза

Литологическая характеристика пород и их стратиграфическое расчленение (рисунок1.3) базируются на керновом материале отобранном в процессе строительства скважин [6,7]. Всего по скважинам 1 и 2-Широтным с отбором керна пробурено 220.1 м, вынос керна составил 189.94 м (55.35 м по скважине 1-Широтной и 134.4 м по скважине 2-Широтной) или 86 %, в т.ч. по продуктивным отложениям с отбором керна пройдено 37.65 м, вынос керна составил 100 %. По скважине 3-Широтной всего с отбором керна пройдено 53.75 м, вынос керна составил 48.35 м или 75.8 %, в том числе по неокомским отложениям пройдено 20.7 м, вынос керна составил 15.35 м или 74 %.

Керном охарактеризована толща аптских глин с прослоями и линзами глинистых алевролитов и песчаников, которая характеризуется как покрышка

Индекс стратиграфичес кого подразделения

Интервалы по вертикали (по стволу), м

Горна порода

Стандарное описание горной породы, полным названием, характерные признаки (текстура, структура, минеральный состав и т.д.)

от (верх)

до (низ)

краткое название

% в интервале

1

2

3

4

5

6

Q1

453

557

пески

60

Переплетение песков, алевритов и глин с редкими слоями известняка и гравия. Пески серые, серовато-коричневые, пестрые, полиптиховые с высоким содержанием обломков ракушек. Алевролиты серые, крупнозернистые, полимиттовые, местами карбонизированные. Глины темно-серые, буровато-серые, серые, известковистые. Известняки серые, беловато-серые, обломочные, органогенно-детритные, слабоглинистые.

457

568

алевриты

25

глины

10

известняки гравий

5

P3

557

720

глины

90

Глины от серых до темно-серых, серо-коричневатые, слегка алевритистые, с тонкими и известковыми, пластичными, вязкими срезами. Алевролиты серые, мелко- и среднезернистые.

568

749

алевролиты

10

P3+1

720

800

известняки

60

Чередование известняков и мергелей с пропластками глин. Известняки бывают белые, светло-серые, бежевые, меловые, со скрытой текстурой, плотные. Мергели серые до светло-серых, мелоподобные, плотные. Глины темно-серые, извест-ковистые, уплотненные.

749

841

мергели

25

глины

15

К2

800

1290

известняки

65

Нижняя часть разреза ~20м (датируемая как сеноманский ярус) представлена пачкой алеврито-глинистых пород с пластами базального песчаника в подошве яруса. Белые, серые, светло-серые, преимущественно меловые известняки, белый писчий мел. Мергели серые, пятнистые плотные. Глины серые, алевролиты до темно-серых, известковистые, алевритистые и алевритистые, уплотненные.

Анализ деятельности среднего предприятия на примере строительной ...

... цели в работе необходимо решить следующие задачи: раскрыть понятие малого и среднего бизнеса; определить правовые основы деятельности малых и средних предприятий; исследовать деятельность среднего предприятия на примере строительной компании ООО " ... 50-70% трудового населения, при этом объем производства в этой сфере составляет от 33 до 66% ВНП. Мировая практика также показывает прочную зависимость ...

841

1402

мел

20

мергели

10

глины песчаники алевролиты

5

К1

1290

1420

глины

65

Интервал сложен переслаиванием глин, алевролитов, песчаников. В основании яруса залегает пласт песчаника. Глины от темно-серых до черных, алевритистые и алевритистые, нечетко слоистые, с включениями обломков раковины, пиритизированные, плотные. Алевролиты серые, глинистые и известковистые, плотные и слабопористые. Песчаники серые, темно-серые, слабоцементированные, содержат небольшое количество крупнообломочного материала и органогенных остатков.

1402

1572

алевролиты

25

песчаники

10

Рисунок 1.3 – Литолого – стратиграфическая характеристика разреза

неокомских отложений с ухудшенными экранирующими свойствами. По материалам анализа керна открытая пористость изменяется от 5 до 15 %,

проницаемость — от 0.001?10-3 до 0.2?10-3 мкм2.

Неокомские отложения. В скважине 2-Широтная керн был взят из газонасыщенной части пласта в интервале 1501.4-1528.0 (-1478.1-1504.7) м и из водонасыщенной части в интервале 1582-1585 (-1558.7-1561.7) м, вынос керна 26.6 и 3.0 м соответственно. В скважине 3-Широтная, пробуренной в водоносный горизонт, керн был взят из водонасыщенных интервалов 1576.0-1579.0 (-1552.7-1555.7) м и 1632.0-1644.4 м (-1608.7-1621.1) м, вынос керна 3 и 12.35 м соответственно.

В таблице 1.1 приведены средние величины газопроницаемости, пористости и остаточной водонасыщенности по каждому выделенному слою [25].

Таблица 1.1 – Исследования керна I пласта неокомских продуктивных отложений скважины 2-Широтной.

Интевал, м

Толщина,

м

Пористость,

%

Газопроницаемость,

10-3мкм2

Водонасыщенность, %

остаточ.

(центр.)

на параф. керне

1501.4-1503.0

1.6

25.2

420.7

19.8

45.2

1503.0-1507.5

4.5

23.0

141.1

30.2

54.5

1507.5-1509.0

1.5

15.4

0.5

73.4

78.8

1509.0-1523.0

14.0

24.4

400.9

16.2

49.1

1523.0-1524.2

1.2

13.1

0.2

81.5

1524.2-1528.55

4.35

24.6

295.3

19.3

Пласт обладает высокими ФЕС. Коэффициент газопроницаемости составляет в среднем 0.304 мкм2, преимущественные значения находятся в пределах 0.1-0.5 мкм2, на их долю приходится 67.1 % от общего числа определений. Среднее значение пористости – 23.5 %. Преобладающие величины пористости находятся в диапазоне 20-25 % (54.2 % от общего количества образцов), что характеризует данные породы как высокопористые.

I пласт также охарактеризован керном в скважине 3-Широтной из интервала 1576.0-1579.0 (-1552.7-1555.7) м. Сопоставимые интервалы первого пласта в обеих скважинах характеризуются высокими показателями коллекторских свойств:

Описание месторождения

... и разработки месторождения составила 10546,45 м, вынос керна 4457,19 м или в среднем от проходки 42%. Данные о выносе керна из продуктивных пластов приведены в таблице 1.1. ... История поисковых, разведочных, эксплуатационных и научно-исследовательских работ и состояние изученности района работ В период поискового этапа геологоразведочных работ на нефть и газ в Прикумской равнине был выполнен ...

• газопроницаемость достигает 1 мкм2;
• пористость 20–25 %;
• содержание остаточной

воды –13-30 % .

II пласт охарактеризован керном из скважины 3-Широтной в интервале 1632.00-1644.35 (-1608.70-1621.05) м. Верхняя часть пласта в интервале 1632.0-1637.2 (-1608.7-1613.9) м. сложена алевролитами с прослоями песчаников. Диапазон изменения коэффициента газопроницаемости находится пределах от 0.3?10-3 до 0.145 мкм2 и в среднем составляет 0.0197 мкм2. Пористость варьирует от 15 до 22.2 %, среднее значение равно 18.6 %. Величина остаточной водонасыщенности изменяется от 41.4 до 83.5 %, составляя в среднем 67.2 %.

Ниже, до глубины 1640.45 (-1617.15) м залегают песчаники алевритистые и алевритовые, до перехода в алевролиты. Коэффициент газопроницаемости меняется от 1 до 0.146 мкм2, в среднем составляет 0.039 мкм2. Пористости варьирует от 13.4 до 23.3 %, в среднем равен 19.7 %. Содержание остаточной воды меняется от 32.8 до 72.3 % и составляет в среднем 54.8 %.

В подошве II пласта, в интервале глубин 1640.45-1641.6 (-1617.15-1618.3) м отложения представлены алевролитами и слойками глин. Коэффициент газопроницаемости в среднем составляет 0.001 мкм2, пористость – 16.8 %, остаточная водонасыщенность – 81.8 %.

Для II пласта характерны повышенные значения пористости – количество образцов пористостью от 15 до 20 % составляют 61.4 % от общего числа. Преобладающие значения газопроницаемости находятся в диапазоне от 0.001 до 0.010 мкм2, на их долю приходится 38.5 % от общего количества определений.

III пласт охарактеризован керновым материалом из скважины 2-Широтной в нижней части в интервале 1582-1585 (-1558.7-1561.7) м. Большая часть данных отложений представлена глинами (2.0 м) и в меньшей степени уплотненными разностями алевролитов (1.0 м).

Фильтрационные свойства алевролитов низкие. Коэффициент газопроницаемости изменяется от 0.01 до 1.5?10-3 мкм2 и в среднем равен 0.5?10-3мкм2. Пористость меняется от 12.1 до 15.7 % и в среднем составляет 14.1 %. Величина остаточной водонасыщенности варьирует от 70 до 96.5 %, среднее значение равно 78.7 %.

Парные значения проницаемости неокомской формации параллельно и перпендикулярно подстилке определены по керну из скважины 2-Широтная из интервала 1504.5-1512.6 (-1481.2-1489.3) м и из скважины 3-Широтной. из интервалов 1576.7-1578.0 (-1553.4-1554.7) м, 1632.3-1639.6 (-1608.7-1616.3) м, всего 11 определений. Средние значения проницаемости параллельно и перпендикулярно напластованию составили соответственно 0.277 и 0.176 мкм2 [16].

Анизотропия () варьирует от 1.1 до 2.4 и в среднем составляет 1.6, что может свидетельствовать об изотропности пласта в этих интервалах. Анизотропия обусловлена ​​наличием в составе пород горизонтальных слоев глин, которые приводят к снижению вертикальной проницаемости по сравнению с горизонтальной. Для более надежной оценки этого параметра требуется большая выборка.

Промежуточный между неокомскими и волжскими отложениями 3-5 метровый прослой глинистого алевролита переходящего местами в глинистый песчаник, залегающий в подошве нижнемеловых отложений, является локальной покрышкой разделяющей газоконденсатнонефтяную залежь волжского яруса от вышезалегающей газоконденсатнонефтяной залежи неокомского надъяруса. По результатам анализа керна он характеризуется открытой пористостью 12-15 % и проницаемостью – 0.01-0.6?10-3 мкм2. Этот прослой относится к промежуточному комплексу горных пород, который обладает как изолирующими, так и коллекторскими свойствами.

Добыча нефти на месторождении Кашаган

... млн твг. Если исходить из этой цифры, то на первом этапе развития Кашагана нефть с месторождения может быть «пристроена» в нефтепровод Баку-Джейхан. Но в дальнейшем, по ... пятью условиями, выдвинутыми Назарбаевым: начать добычу на Кашагане в 2005 году; обеспечить транспортировку и продажу не только нефти, но и газа; обеспечить казахстанские предприятия подрядами; дать госкомпании ...

Волжский ярус. Отбор керна проводился в скважине 1-Широтной в интервале глубин 1615-1619 (-1592-1596) м, вынос керна 4.0 м; продуктивный пласт керном не охвачен. В скважине 2-Широтная, вскрывшей только водонасыщенный пласт, морковь брали с интервалами глубин 1585.0-1587.3 (-1561.7-1564.0) м и 1598.0-1615.0 (-1574.7-1591.7) м, вынос керна — 2.3 и 17.0 м соответственно. Осадки вульгарного яруса представлены в основном кавернозно-пористыми доломитами, слабо известковистыми, но продуктивная часть не освещена керном.

Все карбонатные слои, характеризующиеся ядром, представлены чередованием тонких прослоев доломитов и известняков, резко отличающихся друг от друга по параметрам фильтрационного объема.

В таблице 1.2 представлено распределение по глубине коэффициентов [16,17].

газопроницаемости, общей пористости и остаточной водонасыщенности, приводятся средние величины основных физических параметров по каждому выделенному прослою.

Таблица 1.2 – Исследования керна волжских отложений

Интервал,м

Толщина,

м

Литоло-

гический

тип

Газопроницае-мость,

10-3мкм2

Пористость, %

Водонасыщенность, %

УВ-

насыщен-ность,

%

общая

кавер-новая

остаточная

(центри-фуг.)

на параф. керне

2-Широтная

1585.0-1587.3

2.3

доломит

169.5

18.46

2.02

32.8

36.6

11.2

1598.5-1603.0

4.5

доломит

357.4

26.94

0.51

8.8

39.7

33.1

1603.0-1605.0

2.0

известняк

2.1

16.70

0

22.7

1605.0-1606.0

1.0

доломит

194.8

29.12

0.98

17.2

1606.0-1607.4

1.4

известняк

1.2

14.96

0

23.5

1607.4-1609.1

1.7

доломит

252.8

25.80

1.12

11.7

1609.1-1610.2

1.1

известняк

1.6

18.20

0.33

19.7

1610.2-1612.0

1.8

доломит

483.2

26.86

1.85

7.0

1612.0-1615.0

3.0

известняк

0.6

14.49

0.22

34.2

71.2

6.3

1-Широтная

1615.0-1619.0

4.0

известняк

0.08

5.36

0.0

83.5

Как в доломитах, так и в известняках отмечаются незначительные микротрещины. Рассчитанные величины трещинной проницаемости и пористости равны соответственно 0.003?10-3мкм2 и 0.03 % .

Рассматривая карбонатные слои яруса Вульгар в целом, было установлено, что прослои доломита характеризуются лучшими коллекторскими свойствами.

Коэффициент газопроницаемости в доломитах меняется от 0.008 до 1.416 мкм2, в среднем составляет 0.345 мкм2, преимущественные значения фильтрационных свойств находятся в диапазоне изменения от 0.1 до 0.5 мкм2, на долю которых приходится 47.8 % от общего количества определений. В известняках коэффициент газопроницаемости варьирует от 0.04?10-3 до 0.011 мкм2, в среднем равен 1.2?10-3 мкм2, преобладают значения, находящиеся в пределах от 0.1?10-3 до 0.001 мкм2 и составляет 61.9 % от общего числа образцов.

Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа

... г. Нарьян-Мара, административного центра округа, и в 80 км к северо-западу от п. Харьягинский. нефть газ месторождение геологический Непосредственно на территории рассматриваемой площади ... сменой тектонических режимов, отмечавшейся в разрезе осадочного чехла структурными ярусами и разделяющими их угловыми и стратиграфическими несогласиями. В пределах верхнего структурного этажа Тимано-Печорской ...

Общая пористость в доломитах варьирует в пределах 14.1 — 39.3 %, среднее значение – 27.3 %, преобладающими являются значения, находящиеся в диапазоне 30- 35 %, на долю которых приходится 32.8 %.

В известняках пористость колеблется от 8.7 до 22.1 %, среднее – 15.2 %, преимущественные показатели находятся в пределах 15-20 % и составляют 60.9 % от общего количества образцов.

На глубине 1615-1619 (-1592-1596) м в скважине 1-Широтной отмечается ухудшение фильтрационно-емкостных свойств известняков. Преимущественные значения коэффициента газопроницаемости данных известняков находятся в диапазоне от 0.001 до 0.01?10-3 мкм2 (72.7 % от количества определений), 90.1 % исследованных образцов имеют пористость менее 10 %.

1.3 Тектоническое строение Исследуемая площадь в тектоническом отношении расположена на южном склоне крупного тектонического элемента Скифской платформы — кряжа Карпинского, а в региональном плане — в области сочленения Скифской и Туранской плит — Центрально-Мангыпшакской антеклизы. Кряж Карпинского (структура 1-го порядка) выделен по поверхности герцинского фундамента и повторен в строении мезозойских отложений [14].

В структуре осадочного чехла установлено несколько валообразных поднятых систем, сформированных в результате пликативных движений (структуры 2-го порядка).

В истории развития этого региона выявлено четыре основных этапа. Два из них — палеозойский и средний — относятся к доюрскому структурному этапу. На первом формировался герцинский (палеозойский) фундамент. На втором этапе было сглажено заполнение эрозионно-тектонических депрессий пермо-триасовыми отложениями. На третьем этапе был сформирован платформенный чехол. он представлен отложениями юрско-миоценового возраста, в общих чертах повторяющими структуру герцинского основания. Завершающий четвертый этап это — формирование покрова. Этап охватывает плиоцен и продолжается до настоящего времени.

Асимметричное строение кряжа Карпинского повторяется в асимметричном строении всей Ракушечной системы поднятий (выступов).

Особенно отчетливо это видно на доюрской поверхности, где есть более пологие южные стороны и более крутые северные. Последние контролируются сбросами, заложенными в период формирования ПСЭ.

Ракушечная система выступов (или валов или поднятий) расположена на южном склоне морского продолжения вала Карпинского. это сложный субширотный подъемник, состоящий из двух систем линейно вытянутых выступов: Северо-Ракушечной и Южно-Ракушечной.

В пределах Ракушечной системы выступов (валов) выделены следующие локальные структурные поднятия (с запада на восток): на Северо-Ракушечном валу — Северо-западное, Промежуточное, Центральное-Северное и Центральное-Северное-2, Северо-Восточное и Восточное; на Южно-Ракушечном валу — Западное, Юго-Западное, Центральное-Южное и Юго-Восточное. Восточнее лежит широтное поднятие, которое в широкой тектонической плоскости также относится к южно-Ракушечной системе поднятия.

Крупное, сложнопостроенное Широтное поднятие было выявлено в 2000 г. сейсморазведочными работами МОГТ-2D, проводимыми ООО «СК Петроальянс» и названо Широтной площадью. Это антиклинальное поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку субширотного просгирания линейно вытянутой формы, осложненную тектоническими нарушениями (рис. 1.4) [3].

Курсовая работа введение экологические последствия добычи нефти газа

... работ, отвечающих требованиям прогрессивной экологически чистой малоотходной ресурсо- и природосберегающей технологии нефтедобычи, является основной причиной создания напряженной экологической обстановки в районах разработки и эксплуатации месторождений нефти. ... нем нефть. В зависимости от способа добычи отдача нефти составляет 40 %, редко - до 60 % ее запасов в пласте. Увеличить отдачу нефти удается ...

На площади

Рисунок 1.4- Структурная карта по кровле неокомских отложений

пробурены 2 поисково-оценочные скважины № 1, 2 Широтная. Скважина № 1 Широтная явилась первооткрывательницей месторождения им. Ю. Корчагина. По данному месторождению проведен подсчет запасов нефти, газа и конденсата, где на заподной части месторождения подсчитаны запасы по категории С1, а на восточной по С2

Согласно технологической схеме разработки месторождения им. Ю. Корчагина выделены два основных объекта самостоятельной разработки: газоконденсатнонефтяная залежь в неокомских отложениях и газоконденсатнонефтяная залежь в волжском ярусе; системы размещения скважин – не регулярные, добывающие скважины рассредоточены по площади; общий фонд скважин – 37, из них добывающих 33, водопоглощающих 3 скважины и 1 газопоглощающая скважина.

По результатам интерпретации новейших сейсмических данных, система оболочек выступов приурочена в основном к терригенным отложениям средне-нижнемеловой юры и карбонатным отложениям верхней юры-верхнему мелу.

Также существуют две принципиально разные структурные фазы: юрско-миоценовая и плиоцен-четвертичная. Для юрско-миоценового яруса наблюдается общее моноклинное проседание поверхности с северо-северо-востока на юг-юго-запад. нарушаемое субширотно вытянутой осложняющей зоной, включающей .две наиболее крупные параллельные системы поднятий. План плиоцен-верхнечетвертичной плоскости гораздо проще и представляет собой моноклину падения запад-юго-запад.

Для всех высот Северо-Ракушечного волнового движения распространены сдвиговые разломы растяжения.

1.4 Нефтегазоностность, свойства пластовых флюидов

Физико-химические свойства нефти, газа и конденсата исследовались на глубинных, рекомбинированных и поверхностных образцах. Глубинные пробы отбирались при испытании скважин в эксплуатационных колоннах с помощью специального подземного оборудования фирмы «Халибертон», поверхностные

пробы — из сепарационной установки на платформе.

В ходе исследовательских работ при испытании неокомских отложений в скважине 2-Широтная была отобрана глубинная проба нефти. Пластовые свойства нефти волжского яруса месторождения им. Ю.Корчагина изучались по одной рекомбинированной пробе из данной залежи, отобранной в скважине 1-Широтной [25].

Глубинная проба нефти исследовалась в соответствии с ОСТ 39-112-80.

Свойства нефти неокомского надъяруса в пластовых условиях, изученные по глубинной пробе приведены в таблице 1.3, физико-химическая характеристика дегазированной нефти — в таблице 1.4. Компонентный состав растворенного в нефти газа, разгазированной и пластовой нефти неокомского надъяруса представлен в таблице 1.5.

Физико-химические свойства смеси нефтей неокомского и волжского ярусов в соотношении 9:1, приведены в таблице 1.6.

Свойства газа и конденсата неокомского надъяруса представлены в таблице 1.7 [14].

Компонентный состав газа и конденсата неокомского надъяруса месторождения им. Ю. Корчагина представлены в таблице 1.8.

Свойства нефти волжского яруса в пластовых условиях, по данным исследования рекомбинированной пробы представлены в таблице 1.9. Физико-химические свойства дегазированной нефти волжского яруса месторождения им. Ю. Корчагина представлены в таблице 1.10. Компонентный состав нефтяного

газа, дезгазированной и пластовой нефти волжского яруса месторождения им. Ю. Корчагина представлены в таблице 1.11.

Свойства пластового газа и конденсата волжского яруса, представленный в таблице 1.12. Компонентный состав газа и конденсата волжского яруса, приведенные в таблице 1.13, и приняты по аналогии со свойствами газа из неокомского надъяруса, отобранного из интервала 1510-1528 м в скважине 1-Широтной.

Таблица 1.3 — Свойства пластовой нефти неокомского надъяруса месторождения им. Ю. Корчагина.

Таблица 1.4 — Физико-химическая характеристика дегазированной нефти

неокомского надъяруса месторождения им. Ю. Корчагина

Таблица 1.5 — Компонентный состав нефтяного газа, дезгазированной и пластовой нефти неокомского надъяруса месторождения им. Ю. Корчагина 1.5 Гидрогеологические и термобарические условия месторождения

Гидрогеологические условия разреза месторождения им.Ю.Корчагина изучались по материалам пробуренных скважин и отражены в таблице 1.14 [25,19]. Химический анализ и свойства пластовой воды изучались на пробах с поверхности скважины 2-Широтная, в том числе трех проб из интервалов 1546-1550.4, 1550-1555, 1559-1562.5 м неокомского надъяруса и по трем пробам из интервала 1588-1610 м волжского яруса.

Свойства пластовой воды, содержание ионов и примесей в пластовой воде по неокомскому надъярусу приведены в таблице 1.15 [25], по волжскому ярусу — в таблице 1.16 [25].

Среднее начальное пластовое давление по залежи составляет 16,5 МПа, а пластовая температура — 68° С. Распределение давления и температуры по разрезу горных пород месторождения им.Ю.Корчагина сведены в таблице 1.17 [25].

Таблица 1.6 — Физико-химические свойства смеси нефтей неокомского и волжского ярусов в соотношении 9:1.

Наименование

Показатели

Вязкость эффективная, мПа*с при температуре

200С

14

100С

37

00С

138

Температура застывания, 0С

3

Плотность нефтей, кг/м3

818

Массовое содержание, %

смол силикагелевых

2.7

асфальтенов

0.1

парафинов

9.0

солей

10.0

воды

отс.

мехпримесей

0.05

Температура плавления парафина, 0С

54

Объемный выход фракций, %

н.к. 1000С

6

до 2000С

28

до 3000С

52

до 3500С

66

Классификация нефти (товарной)

1.0.1.1.1 ГОСТ Р 51858-2002

Таблица 1.7 — Свойства газа и конденсата неокомского надъяруса месторождения им. Ю. Корчагина.

1.6 Подсчетные параметры и запасы нефти и растворенного газа

Месторождение им. Ю. Корчагина характеризуется как нефтегазоконденсатное. В разрезе месторождения промышленная газоносность обнаружена в пластах-коллекторах палеогеновой системы, альбского и аптского ярусов нижнего мела, келловейского яруса средней юры. Отложения неокомского надъяруса нижнего мела и волжского яруса верхней юры нефтегазоносны [25].

Впервые оперативно подсчитаны общие запасы нефти, растворенного и свободного газа, конденсата для всех месторождений месторождения на основе данных сейсморазведки 2D и буровых материалов разведочной скважины 1-Широтная и нефтяной скважины. 2-Широтная разведка. Геологические извлекаемые запасы УВ по месторождению подсчитаны по состоянию изученности на 01.01.2002 г. и

Таблица 1.8 — Компонентный состав газа и конденсата неокомского надъяруса месторождения им. Ю. Корчагина.

Таблица 1.9 — Свойства пластовой нефти волжского яруса месторождения им. Ю. Корчагина.

утверждены ЦКЗ МНП РФ (протокол № 204 (м) от 02.04.02 г.) в количестве: нефти по категории С1 – 22 279 / 6 685 тыс.т, по категории С2 – 141 953 / 42 586 тыс.т; растворенного газа по категории С1 – 2 496 / 749 млн.м3, по категории С2 – 14 870 / 4 461 млн.м3; газа газовых шапок по категории С1 – 38 260 млн.м3, по категории С2 – 19 126 млн.м3; конденсата по категории С1 – 2 899 / 1 885 тыс.т, по категории С2 – 1 447 / 940 тыс.т. [25].

В 2002 — 2003 гг. на месторождении проведены высокоразрешающие сейсморазведочные работы МОГТ по сети профилей 3D (ООО СК «ПетроАльянс») и в 2003 г. пробурена разведочная скважина 3-Широтная. По результатам интерпретации новых сейсморазведочных работ, с учетом трех пробуренных

Таблица 1.10 — Физико-химическая характеристика дегазированной нефти волжского яруса месторождения им. Ю. Корчагина.

Таблица 1.11 — Компонентный состав нефтяного газа, дезгазированной и пластовой нефти волжского яруса месторождения им. Ю. Корчагина.

геологическое строение залежей неокомского надъяруса и волжского яруса.

По состоянию изученности на 01.09.2003 г., выполнен пересчет запасов УВ по газоконденсатнонефтяным залежам в отложениях неокомского надъяруса и волжского яруса, пересмотрены подсчетные параметры. Геологическое строение, расчетные параметры и запасы углеводородов газовых залежей палеогеновых отложений, конденсированных газовых залежей в отложениях альба и апта нижнего мела, келловейского яруса верхней юры не изменились и запасы углеводородов не пересчитывались.

Таблица 1.12 — Свойства газа и конденсата волжского яруса месторождения им. Ю. Корчагина.

Согласно бассейну неокомского яруса, наиболее изученная территория от линий OWC и GOC до сейсмической линии INL 2720 относится к категории C1. В скважинах, пробуренных

как в контуре нефтеносности (скважины 1 и 2-Широтные), так и за контуром (скважина 3-Широтная), продуктивные пласты неокомского надъяруса уверенно коррелируются и выдерживаются по площади, в разрезах скважин их общие и эффективные толщины близки по значениям. Остальная площадь залежи отнесена к категории С2.

Таблица 1.13 — Компонентный состав газа и конденсата волжского яруса месторождения им. Ю. Корчагина.

В пределах нефтяной части волжского яруса запасы нефти, сосредоточенные в верхнем слое доломита, относятся к категории С1, так как приток безводной нефти был получен из этого пласта при испытаниях в колонке скв. 1-Широтная.

Таблица 1.14 – Гидрогеологическая характеристика пластовых вод по разрезу месторождения.

Индекс

графичес-

кого подразде-

ления

Интервалы, м

Тип

коллек-

тора

Плотность

кг/м3

Свобод-

ный

дебит

м3/сут

фазовая

Химический состав породы

Степень

минера-

лизации

мг*экв

Тип воды

по

Сулину

Относится

питьевого

водоснаб-

жения

(ДА/НЕТ)

анионы

катионы

от

(верх)

до

(низ)

Cl

SO4

HCO3

Ca**

Mg

(Na+K)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Q

P

K2

K1+K1nc

44

Поровый

Порово-

трещиный

Порово-

трещиный

поровый

1000-

1020

1040

1060

1061

до 500

100-200

до 100

до 500

нет

данных

то же

то же

то же

73,32

1266,74

1497,42

487,5-

1025

29,148

—

2,082

22,76-

83,67

4,917

1,639

6,556

17,6-

25

24,95

149,7

129,74

9,0-

67,5

16,448

32,896

49,344

15,0-41

48,342

873,009

1049,71

996,89-

1165,56

197,125

2346,58

2734,85

1566,75-

2407,17

ХЛК

ХЛК

ХЛК

ОФН

Нет

Нет

Нет

Нет

Лежащий на разрезе известняково-доломитовый слой также в своем гипсометрическом положении насыщен нефтью. По степени изученности запасы нефти в нем отнесены к категории С2. По площади запасы категорий С1 и С2 занимают площади в пределах принятой нефтяной границы. Запасы газа газовой шапки отнесены к категории С2, т.к. ее наличие определено по косвенным признакам.

Геологические / извлекаемые запасы утверждены ЦКЗ МПР РФ (протокол №

308 от 17.09.2003) в количестве: нефти по категории С1 – 69 893 / 20 968 тыс.т, по категории С2 – 20 660 / 6 198 тыс.т; растворенного газа по категории С1 – 7 461 / 2 239 млн.м3, по категории С2 – 2 204 / 661 млн.м3; газа газовых шапок по категории С1 – 37 266 млн.м3, по категории С2 – 26 030 млн.м3; конденсата по категории С1 – 2 734 / 1 708 тыс.т, по категории С2 – 1 299 / 655 тыс.т. Коэффициент нефтеизвлечения составил 0.3, коэффициент конденсатоотдачи 0.65.

Основные изменения связаны с уточнением геологических моделей залежей в

отложениях неокомского надъяруса и волжского яруса. В результате новых конструкций с учетом дополнительных данных изменились геометрические размеры резервуаров, что привело к уменьшению линейных размеров и площади залежей.

При подсчете запасов коэффициенты пористости и насыщенности нефти и газа изменились незначительно за счет уточнения петрофизических зависимостей с вовлечением материала керна в скважину 3-Широтная. При подсчете запасов свободного и конденсированного газа поправочные коэффициенты и значение потенциального содержания C5 + B в газе изменились из-за использования других методических приемов при усреднении этих параметров.

Промышленное содержание ценных неуглеводородных компонентов в нефти, растворенном газе, свободном газе, конденсате и пластовой воде не обнаружено, поэтому запасы по ним не подсчитывались.

Таблица 1.17 – Распределение давления и температуры по разрезу горных пород месторождения им.Ю.Корчагина.

Индекс

фического

подразде-

ления

Интервал, м

Градиент давления

Градиент

Температура в

конце интервала

пластового

порового

от

(верх)

до

(низ)

см3 на 10м

получе-ния

см3 на 10м

получе-ния

Источ-ник

получе-ния

Источ-ник

получе-ния

С°

Источ-ник

получе-ния

от

(верх)

до

(низ)

от

(верх)

до

(низ)

от

(верх)

до

(низ)

от

(верх)

до

(низ)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Q13

Q13ap

P mk

44

453

557

720

800

1290

1420

1530

453

557

720

800

1290

1420

1530

1567

1,05

1,07

1,07

1,04

1,065

1,16

1,16

1,14

Скв. №1, 2, 3 Широтная

1,04

1,3**

Скв. №1, 2, 3 Широтная

2,26*

1,59

1,59

1,67

1,82

1,82

1,85

1,86

1,86

Скв. №1, 2, 3 Широтная

1,83

1,83

1,85

1,86

1,91

1,93

1,95

1,96

Скв. №1, 2, 3 Широтная

33

43

49

50

65

70

74

78

Скв. №1, 2, 3 Широтная

1.7 Перспективы развития месторождения Месторождение им. Ю. Корчагина введено в эксплуатацию одним из первых, в 2010 году. В дальнейшем, по оценке компании на протяжении 15-20 лет уровень добычи здесь будет составлять в среднем около 1,1 млрд кубометров газа и 2,2 млн тонн нефти в год.

Предполагаемая добыча нефти за 30 лет составит 28,8 млн тонн. [19].

Астраханский Государственный Технический Университет

Институт нефти и газа

Кафедра «Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2013

2 Технологическая часть

2.1 Анализ процесса разработки нефтяных месторождений. В результате анализа следует выявить основные тенденции развития явлений в пласте, обосновать причины сложившегося хода процесса и способы его регулирования. Важной частью анализа является сравнение фактических показателей развития с данными проекта предыдущего анализа, выяснение причин изменения каждого показателя, выявление взаимосвязи и влияния основных факторов. Отклонение фактических показателей разработки от проектных может быть вызвано неправильными исходными данными проекта, невыполнением проектных решений (режимов работы скважин, темпов добычи нефти и закачки воды), допущениями расчетной методики и др. большая достоверность выводов анализа может быть достигнута при выполнении раздельных расчетов и исследований процесса разработки с использованием уточненных исходных данных.

Спектр аналитических работ в основном определяется режимом эксплуатации месторождения и стадией процесса разработки. В общем при водонапорном режиме анализ процесса разработки может включать следующие задачи (по В. Р. Вороновскому и М. М. Максимову).

Анализ геологической модели пласта: уточнение геологического строения пласта, свойств пласта и жидкости.Анализ технологических показателей разработки (по месторождению, отдельным объектам и участкам): а) динамики добычи жидкости, нефти и газа (сопоставление добычи флюидов с закачкой воды, текущих и накопленных отборов с гидропроводностью пласта); фондов добывающих и нагнетательных скважин (с установлением динамики добычи флюидов и фонда скважин по способам эксплуатации); распре деления добычи флюидов по площади и толщине пласта (соотношения накопленной и текущей добычи и закачки по месторождению и пласту с выделением характерных участков месторождения по интенсивности их разработки);

• б) энергетического состояния месторождения (сопоставление динамики пластового давления с динамикой добычи нефти и закачки воды, фактического и расчетного пластовых давлений с установлением характера распределения фонда нагнетательных скважин и количества закачиваемой воды по площади и толщине пласта, количества перетекающей жидкости в другие пласты и за контур нефтеносности, взаимодействия пластов, месторождения с соседними месторождениями и скважин, характерных участков месторождения по распределению пластового давления, степени охвата пласта влиянием закачки);

• в) состояния обводненности месторождения (определение влияния текущих темпов разработки на обводненность продукции;
• изучение степени и характера обводнения скважин по площади и толщине месторождения, влияния отборов и закачки жидкости на перемещение и скорость продвижения контуров нефтеносности;
• оценка степени обводненности продукции в зависимости от отобранных запасов;
• получение зависимости обводненности продукции от отбора нефти и закачки воды);

г) состояния выработки запасов нефти (определение текущего коэффициента нефтеотдачи по промысловым данным и картам изохрон обводнения, потерь нефти в зависимости от плотности сетки скважин, коэффициента охвата и начальных балансовых, извлекаемых и текущих запасов по участкам) [33]

2.1.1 Разведка и добыча нефти и газа на месторождении Ю.Корчагина за 2010 год. Группа «Лукойл» добыла первую нефть на месторождении им. Ю.Корчагина в Российском секторе Каспийского моря. Объем запасов углеводородов на месторождении по категориям 3Р превышает 250 млн.барр. н.э. Максимальный уровень добычи на месторождении составит 2,4 млн. т/год нефти и 1 млрд м3/год газа. Инвестиции в освоение месторождении в 2004-2009 годах составили около 1,2 млрд долл.

Таблица 2.1- Показатели сегмента «Геологоразведка и добыча» ООО «Лукойл»

Наименование показателя

2010 год

Выручка, млн. долл

36 976

EBITDA млн. Долл.

11 390

Чистая прибыль, млн. долл.

6 226

Капитальные затраты, млн. долл.

4 933

Важнейшим событие 2010 года стало начало добычи нефти на месторождении имени Ю.Корчагина в Каспийском море и получение налоговых льгот по проекту. С декабря 2010 г нефть, экспортируемая с этого месторождения, облагается экспортными пошлинами по льготной ставке, аналогичной ставке для месторождений Восточной Сибири.

2.1.2 Запасы нефти и газа группы «Лукойл» за 2010 год

Таблица 2.2- Запасы нефти и газа группы «Лукойл» за 2010 год

На 1 января 2011 года

Нефть

газ

Нефть + газ

млн барр.

млрд барр.

млн барр. н.э.

Доказанные запасы

в том числе:

разрабатываемые

неразрабатываемые

13 319

8 790

4 529

23 615

8 882

14 733

17 255

10 270

6 985

Вероятные запасы

6 474

11 888

8 455

Возможные запасы

2 780

2 318

3 167

Таблица 2.3-Распределение доказанных запасов нефти и газа по регионам деятельности группы «Лукойл» в 2010 году

Нефть, млн барр.

Газ, млрд фут3

Доля в запасах углеводородов

Западная Сибирь

7 222

2 354

44,1%

Предуралье

1 940

558

11,8%

Поволжье

623

1 332

4,9%

в т.ч. Северный Каспий

429

1 165

3,6%

Тимано — Печора

2 445

527

14,7%

Большехетская впадина

236

12 064

13,0%

Прочее

221

12

1,3%

Международные проекты

632

6 768

10,2%

ИТОГО

13 319

23 615

100%

Из таблицы можно сделать вывод, что за 9 месяцев добычи нефти на месторождении им. Ю Корчагина 4,9% от всего количества добытой нефти и газа [ 23 ]

2.1.3 Разработка месторождений и добыча нефти 2010 год

Таблица 2.4 Распределение добычи нефти группой «Лукойл» по регионам

тыс.т

Доля в добыче

Западная Сибирь

50 934

53,1%

Тимано- Печора

21 175

22,1%

Поволжье

3 137

3,3%

Предуралье

12 500

13,0%

Международные проекты

6 225

6,5%

Прочие

2 021

2,0%

Итого

95 992

100%

Добыча нефти группо «Лукойл» в 2010 году составила 95 992 тыс.т ( 1 940 тыс. барр/сут) среднесуточная добыча нефти сократилась на 1,6% по сравнению с уровнем 2009 года.

Основным достижением компании в сегменте « Геологоразведка и добыча» в 2010 году сталао начало добычи нефти на месторождении им. Ю. Корчагина. Максимальный уровень добычи нефти составит около 2,4 млн. т/год, газа- 1 млрд м3/год. Месторождение им. Ю. Месторождение Корчагина было первым из целой группы месторождений, расположенных на российской стороне Каспийского моря, введенных в эксплуатацию Компанией. Освоение этих месторождений станет основным фактором роста добычи нефти Компанией в среднесрочной перспективе. Основной прирост добычи нефти обеспечат месторождения им. Ю. Корчагина и им. В. Филановского, которые вводятся в эксплуатацию в первую очередь. Разработку месторождений предусмотрено осуществлять системой горизонтальных скважин сверхпротяженной длины ( более 5 000м ), что является уникальным для Российской Федерации. При строительстве горизонтального участка скважины планируется проведение каротажа во время бурения. Радиальное расположение скважин позволит получить одновременное вскрытие всех продуктивных пластов. В 2010 году темпы разработки месторождения были несколько замедленны по причине снижения коммерческой скорости бурения скважин и увеличение потерь времени на 14% от календарного за счет роста аварийного и непроизводительного времени [ 23]

Таблица 2.5- Распределение добычи газа группой «Лукойл» по регионам

Млн. м3

Доля в добыче

Западная Сибирь

3 492

18,7%

Большехетская впадина

8 146

43,9%

Поволжье

529

2,9%

Предуралье

921

5,0%

Международные проекты

4 919

26,5%

Темано-Печора

536

2,9%

Прочие

11

0,1%

Итого

18 554

100%

2.1.4 Разведка и добыча нефти и газа 2011 год. Таблица 2.6-Показатели сегмента «Геологоразведка и добыча» ООО «Лукойл»

Наименование показателя

2010 год

2011 год

Прирост в %

Выручка, млн. долл

36 976

44858

22,8

EBITDA млн. Долл.

11 390

12125

11,8

Чистая прибыль, млн. долл.

6 226

6665

8,6

Капитальные затраты, млн. долл.

4 933

6629

35,1

2.1.5 Запасы нефти и газа группы «Лукойл» за 2011 год.

Таблица 2.7- Запасы нефти и газа группы «Лукойл» за 2011 год.

На 1 января 2011 года

Нефть

газ

Нефть + газ

млн барр.

млрд барр.

млн барр. н.э.

Доказанные запасы

в том числе:

разрабатываемые

неразрабатываемые

13 403

8 772

4 631

23 196

9 478

13 718

17 269

10 352

6 917

Вероятные запасы

6 669

10 476

8 415

Возможные запасы

3 530

2 453

3 939

Таблица 2.8-Распределение доказанных запасов нефти и газа по регионам деятельности группы «Лукойл» в 2010 году

Нефть, млн барр.

Газ, млрд фут3

Доля в запасах углеводородов

Западная Сибирь

13 283

4 917

47,6%

Предуралье

2 741

1 116

9,9%

Поволжье

296

299

1,2%

Северный Каспий

1 228

2 831

5,7%

Тимано — Печора

4 214

835

14,7%

Большехетская впадина

754

19 196

13,3%

Прочее

315

20

1,1%

Международные проекты

771

6 911

6,5%

ИТОГО

23602

36125

100%

2.1.6 Разработка месторождений и добыча нефти 2011 год Таблица 2.9-Распределение добычи нефти группой «Лукойл» по регионам

тыс.т

Доля в добыче,%

Западная Сибирь

49 102

54

Тимано- Печора

17 547

19,3

Поволжье

3 426

3,8

Предуралье

12 937

14,2

Международные проекты

5 951

6,5

Прочие

1 954

2,2

Итого

90 917

100

Добыча нефти на территории Поволжья выросла на 9,2% по сравнению с 2010 годом и составила 3,4 млн.т

Основным фактором роста добычи нефти в регионе стала разработка месторождения им. Ю. Корчагина В 2011 году годовая добыча нефти по месторождению увеличилась до 338,1 тыс.т. Увеличение добычи нефти достигнуто за счет эксплуатационного бурения — введены в эксплуатацию 3 новые скважины. Длина горизонтальной части ствола скважин достигла более 1 000м. средний дебет нефти новых скважин составил 432 т/сут. Добыча нефти из новых скважин за отчетный период составила 215,4 тыс.т

В рамках технического перевооружения бурового комплекса морской платформы им. Ю. Корчагина циркуляционная система бурового раствора модернизирована для возможности работы с буровым раствором на инвертной основе, что позволит осуществлять бурение горизонтальных скважин сверхпротяженной длины, более 5 км.

На 2012 год запланировано пробурить и ввести в эксплуатацию одну газопоглащающую и четыре нефтедобывающие скважины, при этом длина горизонтального участка будет достигать до 4 000 м. всего на месторождении им. Ю. Корчагина к 2017 году проектом предусмотрено бурение 33 эксплуатационных скважин. Максимальный прогнозный уровень добычи нефти более 2,4 млн.т, газа – около 1,0 млрд м3 [24]

Таблица 2.10-Распределение добычи газа группой «Лукойл» по регионам

Млн. м3

Доля в добыче

Западная Сибирь

3 470

18,6%

Большехетская впадина

8 273

44,4%

Поволжье

522

2,8%

Предуралье

945

5,1%

Международные проекты

4 826

25,9%

Темано-Печора

573

3,1%

Прочие

12

0,1%

Итого

18 621

100%

2.2 Контроль за процессом разработки нефтяных месторождений. Решения о выборе метода контроля и оценке эффективности процесса разработки основываются на данных мониторинга и анализа. Под контролем процесса разработки понимается сбор, обработка и обобщение первичной информации о нефтяном месторождении с целью получения информации о текущем состоянии и динамике показателей разработки. Процесс разработки контролируется систематически. По мере накопления данных периодически, а также перед составлением каждого проектного документа выполняют анализ процесса разработки, включающий комплекс исследований, расчетов и логических выводов.

Задача контроля — обеспечение высокого качества первичной информации. Оно определяется перечнем, объемом, представительностью информации, точностью измерений и методом обработки. Информация должна включать весь перечень необходимых для анализа сведений. Объем информации по месторождению определяется объемом информации по каждой скважине, который зависит от выбора периодичности замера показателей, а представительность — от выбора момента времени (периодичности) и продолжительности проведения измерений в скважине. Для определения объема информации и повышения ее точности следует использовать методы математической статистики, теории случайных функций, теории ошибок и др. Внедрение автоматизированной системы сбора и обработки информации как подсистемы автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) повысило качество информации и надежность принимаемых решений. Эта система в общем случае включает Главный (ГИВЦ), кустовые (КИВЦ) и районные (РИВЦ) информационно-вычислительные центры, территориальный информационный центр (ТИЦ) и на предприятиях информационные пункты (ИП), а также абонентские пункты (АП), через которые осуществляется ввод текущей информации в ЭВМ. Автоматизированное информационное обеспечение сводится к хранению на машинных носителях, обработке, поиску и выдаче информации при решении конкретных задач управления. Например, для анализа влияния наклона скважин на эксплуатацию водонефтяных зон пласта АВ4-5Самотлорского месторождения данные по скважинам брали из банка ЭВМ ЕС-1030. На основании промысловой информации был сделан вывод о положительном влиянии наклонного вскрытия пласта на показатели разработки (увеличивается накопленная безводная добыча нефти, особенно с уменьшением отношения толщин нефте- и водонасыщенных слоев; уменьшается темп обводнения скважин).

Задачи контроля в начальный период эксплуатации сводятся к подготовке исходных данных для составления проекта разработки. В последующий период основными задачами являются исследование характеристик процессов выработки запасов нефти; определение показателей эффективности систем разработки и методов ее регулирования. По применяемым четырем видам контроля процесса разработки можно назвать следующие частные задачи, решаемые нефтепромысловыми службами с применением гидродинамических, геофизических и лабораторных методов:

1. Контроль выработки запасов: учет количества продукции и объема закачки воды (газа); изучение перемещения ВНК и ГНК; изучение полноты выработки продуктивных пластов (охват закачкой и заводнением, текущая и конечная нефтеотдача, начальная и остаточная нефтенасыщенность пласта).

Контроль эксплуатационных характеристик пластов и энергетического состояния залежи: исследование профиля притока и приемистости; определение пластового, забойного, устьевого и затрубного давлений; изучение изменений пластовой температуры; исследование пластов и скважин гидродинамическими и промыслово-геофизическими методами; изучение изменения физико-химических свойств нефти, газа и воды (в пластовых и поверхностных условиях).Контроль технического состояния скважин и работы технологического оборудования: выявление негерметичности, смятия обсадных колонн, износа оборудования, эффективности использования оборудования и др.,Контроль осложняющих условий добычи нефти: изучение условий выпадения парафина и солей в пласте, призабойной зоне и скважине; определение условий разрушения пласта и образования песчаных пробок; определение анизотропии, трещиноватости пласта, начальных градиентов сдвига, предельных безводных и безгазрвых дебетов и др. Основные способы получения информации при контроле — измерение продукции скважин на поверхности, исследование мест притока и состава жидкости в стволе скважины, исследование пластов в разрезе скважин. Следовательно, задачи решаются и по отдельным скважинам (оперативный контроль) и по залежам (месторождениям) в целом (системный контроль) [ 32]

2.2.1 Первая информация о месторождении им. Ю. Корчагина. При проведении спутникового мониторинга Каспийского моря в казахстанском секторе к северо-западу от п-ова Тюб-Караган (Мангышлак) на поверхности моря были обнаружены регулярно появляющиеся малоразмерные нефтепроявления (рисунок. 3.1) Они, по мнению специалистов ИТЦ «СКАНЭКС», свидетельствуют об активизации грифонов. Пятна обнаружены в ходе спутникового мониторинга нефтяных загрязнений морской поверхности, который выполняет Центр «СКАНЭКС» по заказу компании «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть».

Рисунок. 3.1 Нефтяные пятна в Каспии со снимка спутника.

Обнаруженные пятна, как правило, появляются повторно в одном и том же месте, создавая на поверхности моря двойные-тройные сигнатуры, имеют форму изогнутых нитей шириной 50-150 м, длиной 0,3-3 км и площадью менее 0,5 кв. км. Отмечена их пространственно-временная группировка в трех районах моря в секторе Казахстана. Наличие пятен было выявлено при съемках 20, 25, 29 мая и 1 июня. Причина появления пятен, а точнее причина того, почему подводные источники на дне стали активно выбрасывать из недр порции нефти, выясняется.

С 2007 года после начала регулярного спутникового мониторинга нефтяных загрязнений Северного Каспия специалисты Центра «СКАНЭКС» фиксировали в определенных местах на поверхности моря как отдельные небольшие слики, так и их скопления. Возникло подозрение, что эти пятна имеют грифонное происхождение, что может быть связано с процессами в осадочных породах. Подобные пятна, но в значительно меньшем количестве в этом же районе были обнаружены на радиолокационных изображениях в 2010-2011 гг. Однако веских доказательств тогда найти не удалось. Последовательные съемки конца мая – начала июня 2012 г. подтвердили наши предположения,

Грифоны приурочены к осевой зоне морского продолжения Тюб-Караганского вала и флексуры его южного крыла на границе с Беке-Башкудукским валом. Глубины моря здесь 10-20 м. Крупных залежей нефти и газа на этом участке, несмотря на бурение ряда скважин, пока не удалось обнаружить. Однако доказана нефтегазоносность отложений мезозоя и кайнозоя на локальных структурах как в открытой части моря на месторождениях им. Ю. Корчагина и «Хвалынское», так и на соседних участках. Данные геолого-геофизических исследований показывают, что благоприятные предпосылки для инъективных дислокаций недр с образованием грифонов, а также выбросов пластовых флюидов (вод, нефтей и газов) существуют, прежде всего, в водо-газонасыщенных пластичных глинистых толщах майкопской свиты (олигоцен), а также в глинистых толщах аптского, альбского и апшеронсокого ярусов. Какой из этих горизонтов или их совокупность сработал в настоящее время — сказать пока, трудно.

Нужны дополнительные данные геолого-геохимических и геофизических исследований. Причиной активизации грифонов может быть совокупность разных факторов.

Принятая компанией «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» стратегия спутникового мониторинга Северного Каспия с высокой частотой съемки (2 раза в 3 дня) позволяет с высокой вероятностью обнаруживать нефтяные загрязнения, которые могут сохраняться на поверхности моря в течение нескольких суток [ 29].

2.3 Регулирование процесса разработки месторождения. Под регулированием разработки нефтяных месторождений понимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологических решений (при проектировании и анализах разработки) с целью достижения возможно высоких технологических (коэффициент нефтеотдачи, темп отбора нефти) и экономических показателей разработки.

Регулирование (оптимизацию) процесса разработки проводят на основе большого числа частных критериев, среди которых можно выделить следующие:

• технологические — обеспечение максимального текущего уровня добычи нефти, максимального накопленного отбора нефти, минимального объема добываемой или закачиваемой воды, максимальных коэффициентов охвата вытеснением и др.;

— экономические — обеспечение минимальных капитальных вложений или эксплуатационных затрат, минимальной себестоимости и др. Множество частных критериев обусловлено сложностью решения задач оптимизации разработки, однако все они должны подчиняться основному принципу разработки, включающему следующие критерии: выполнение заданного плана добычи нефти при минимальных народнохозяйственных затратах и максимально возможном коэффициенте нефтеотдачи. Поскольку задача многокритериальна с противоречивыми критериями, то внедрение каждого метода регулирования в условиях конкретного месторождения должно обеспечить народнохозяйственную и экономическую эффективность.

По признаку изменения системы воздействия методы регулирования можно разделить на две группы (по Б. Т. Баишеву): без изменения системы воздействия и добуривания новых скважин; частичное или полное изменение системы воздействия, добуривание новых добывающих и нагнетательных скважин.

К первой группе можно отнести такие методы регулирования:

• воздействие на призабойную зону пласта, которое обеспечивает улучшение гидродинамического совершенства и увеличение продуктивности скважин, изоляцию (ограничение) притока воды в добывающих скважинах, выравнивание и расширение профиля притока нефти и закачки воды (газа) по толщине пласта в добывающих и нагнетательных скважинах;

• изменение технологических режимов работы скважин: добывающих (увеличение или ограничение подачи подъемного оборудования вплоть до отключения скважин или форсированного отбора жидкости, периодическое изменение отборов), нагнетательных (увеличение или ограничение расходов закачки, повышение давления нагнетания, перераспределение закачки по скважинам, периодическая или циклическая закачка, создание повышенных давлений нагнетания и др.);

• одновременно-раздельная эксплуатация (отбор, закачка) нескольких пластов в одной скважине на многопластовых месторождениях.

Во вторую группу могут входить следующие методы регулирования:

• добуривание добывающих и нагнетательных скважин, число которых определено в проектном документе (резервные скважины), или возврат скважин с других пластов;
• частичное изменение системы воздействия (организация очагового заводнения, приближение к зоне отбора линии нагнетания добуриванием новых скважин и переносом закачки в существующие скважины, применение физико-гидродинамических и физико-химических методов повышения нефтеотдачи);
• полное изменение системы воздействия (переход с законтурного на внутриконтурное заводнение, разрезание залежи на отдельные блоки и др.).

Регулирование разработки осуществляется в течение всей «жизни» (продолжительности эксплуатации) .месторождения. Круг решаемых методом регулирования задач определяется преимущественно стадией процесса разработки. Применительно к режиму вытеснения нефти водой можно назвать такие основные задачи регулирования.

На первой стадии может возникнуть необходимость увеличения гидродинамического совершенства и продуктивности скважин, выравнивания и расширения профиля притока нефти.

На второй стадии разработки одна из главных задач регулирования— обеспечение возможно длительного периода стабильной добычи нефти. Для этого используют различные методы, обеспечивающие решение ряда частных задач. Наибольшее применение находят бурение резервных скважин, изменение режимов их работы, воздействие на призабойную зону пласта.

Эффективны также ограничение дебитов высокообводненных скважин внешних рядов или даже их остановка и увеличение отборов по безводным и малообводненным скважинам внутренних рядов. Этим будут решаться также задачи предупреждения или сокращения преждевременного прорыва воды по отдельным направлениям («языки» обводнения) или пластам. Целесообразно также применение методов второй группы. Необходимость изменения системы воздействия или системы разработки может быть вызвана требованием повышения текущей добычи нефти из залежи в связи с ростом потребностей страны в нефтепродуктах изменением представления о геологическом строении и запасах месторождения, несовершенством проектных решений в силу ограниченности и неточности исходной информации.

На третьей стадии основные задачи регулирования заключаются в замедлении темпов падения добычи нефти и обеспечении заданной ее добычи при возможно меньших объемах добываемой воды. Широкое применение находят методы регулирования, связанные с изоляцией обводнившихся пропластков и выравниванием профилей притока жидкости и закачки воды по толщине пласта.

Задача регулирования на четвертой завершающей стадии — дренирование невыработанных пропластков и участков залежи, что можно достичь изменением направления фильтрационных потоков, организацией очагового заводнения, применением форсированного отбора жидкости, добуриванием скважин и др.

Поскольку процесс добычи нефти характеризуется гидравлически неразрывной связью системы «пласт—скважины—нефтегазоводосборные трубопроводы — установка подготовки нефти и воды — водотрубопроводы утилизации попутной воды», то пределы и возможности методов регулирования обусловлены ограничивающим действием этих элементов общей системы. Учет их влияния необходим при выборе методов регулирования. Различают технологические, технические и планово-экономические ограничения методов регулирования.

К основным технологическим ограничениям можно отнести следующие: число скважин, их размещение и очередность ввода; тип системы заводнения; ограничения по давлению и дебитам скважин. По мере сгущения сетки скважин дебит залежи сначала увеличивается, достигая максимума, а затем может уменьшаться при фонтанной эксплуатации скважин. С разрежением сетки скважин ценность каждой скважины и требования к ее техническому состоянию возрастают, увеличиваются удельные отборы на одну скважину, что приводит к уменьшению «запаса прочности» системы разработки и возможностей маневрирования отборами по скважинам и регулирования процессом разработки.

Чем интенсивнее система заводнения, тем выше темпы отбора. Ограничения давления и дебитов скважин определяются условиями фонтанирования скважин (минимальное забойное давление фонтанирования), выноса песка (разрушение слабосцементированного пласта), конусообразования подошвенной воды и верхнего газа, недопущения значительного выделения газа из нефти в пласте (рз?0,75рн), срыва подачи насоса из-за вредного влияния свободного газа и др.

Технические ограничения накладываются системой ППД (максимальные давления и подачи насосов, ограниченность ресурсов воды, мощность установок подготовки воды, оборудования для совместно-раздельной закачки воды и др.); подъемным оборудованием скважин (максимальная производительность); системой сбора и транспорта продукции (максимальная пропускная способность трубопроводов, мощность насосных станций); системой подготовки нефти (максимальная производительность установок, зависящая от обводненности и стойкости эмульсии, требований по кондиции товарной нефти); системой очистки и утилизации пластовой попутной воды (мощность установок и пропускная способность).

К планово-экономическим ограничениям можно отнести годовой план добычи нефти (предельный минимальный отбор из залежи), экономические показатели (капитальные вложения, себестоимость и др.).

Проявление рассмотренных ограничений связано со стадией процесса разработки и обусловливает выбор метода регулирования [31].

Государственный Технический Университет

Институт нефти и газа

Кафедра «Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2013

3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Месторождение имени Юрия Корчагина. Ввод в эксплуатацию первого северокаспийского месторождения имени Юрия Корчагина (названо в честь бывшего секретаря Совета директоров ОАО «ЛУКОЙЛ») введен в декабре 2009 года. Месторождение расположено в 180 км от Астрахани и 240 км от Махачкалы. Глубина моря в районе месторождения составляет 11-13 метров. Запасы месторождения по категориям 3Р оцениваются в 570 млн барр. н.э. Максимальный уровень добычи нефти и газового конденсата составляет 2,3 млн тонн в год и 1,2 млрд куб. м газа в год.

Оператором месторождения Корчагина является компания «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» — дочернее предприятие ОАО «ЛУКОЙЛ». На месторождении построена эксплуатационная скважина и получен промышленный приток нефти. Месторождение имени Юрия Корчагина — уникальный морской объект. Во-первых, почти все работы — от создания проектной документации до ввода в эксплуатацию морской ледостойкой платформы — выполняются российскими компаниями, в отличие от платформ, сооружаемых на шельфе Сахалина. Во-вторых, именно с месторождения имени Корчагина будет осуществлено комплексное обустройство других залежей каспийского шельфа с единой транспортной структурой и береговыми сооружениями [21]

3.2 Объекты обустройства Комплекс объектов обустройства месторождения им. Ю. Корчагина состоит из следующих технических средств освоения:

ледостойкая стационарная платформа ЛСП-1,жилая ледостойкая платформа ЛСП-2,точечный причал с мягкой системой захвата,плавучее нефтехранилище,подводный трубопровод. Стационарная платформа ЛСП-1 (рисунок. 3.1) , предназначенная для бурения и эксплуатации скважин, сбора и подготовки пластовой продукции. На ЛСП-1 установлен буровой комплекс грузоподъемностью 560 тонн для бурения скважин с максимальной длиной по стволу до 7400 м. Количество скважин — 30, из них 26 добывающих, 3 водонагнетательных, 1 газонагнетательная. Платформа также оснащена двумя кранами грузоподъёмностью 70 тонн. Длина платформы составляет 95,5 м, ширина — 72,2 м. Высота ЛСП-1 от уровня моря составляет 86,6 м. Масса платформы при стоянке на грунте с жидким балластом — 25 655 тонн.

Рисунок 3.1 ЛСП-1

В создании большей части этих объектов принимали непосредственное участие предприятия группы «Каспийская энергия» (ООО «Группа КНРГ»).

ОАО «ЦКБ «Коралл» осуществляло разработку проектной и конструкторской документации для добывающей платформы ЛСП-1 и жилой платформы ЛСП-2. Причем проектирование производилось на всех стадиях от ТЭО проекта до разработки эксплуатационной документации. Кроме того, в разработке проектной, конструкторской и технологической документации принимали участие и другие предприятия конструкторского дивизиона ООО «Группа КНРГ», возглавляемого Центром Морских Технологий «Шельф»: ОАО КБ «Вымпел» (Нижний Новгород), ЗАО «Астрамарин» (Астрахань), а также СКБ «Каспий» (Астрахань).

Весь цикл строительства ЛСП-1 и изготовления опорной конструкции точечного причала (ТП) выполнило Астраханское судостроительное ПО с субподрядчиками. На производственной площадке предприятия произведена также укрупнительная сборка опорного основания и верхнего строения ЛСП-2.

Компания «Крейн Марин Контрактор» (КМК) выполнила операции по речной и морской транспортировке и постановке «на точку» ЛСП-1. Ее плавучие краны установили и закрепили сваями опорное основание и верхнее строение ЛСП-2.

3.3 Проектирование ЛСП-1 и ЛСП-2 Освоение месторождения им. Ю.Корчагина определило необходимость создания специальных технических средств, обеспечивающих эксплуатацию месторождения. Для этой цели необходимо было спроектировать и построить морские ледостойкие стационарные платформы, так как район Каспия, где расположено месторождение, характеризуется сложными ледовыми условиями.

На начальной стадии проектирования было принято во внимание, что на акватории «АСПО» находилась недостроенная плавучая полупогружная буровая установка «Шельф-7» проекта 10170. В 1980-х годах 4 таких же установки были построены и переданы заказчику для работы в Каспийском море. Строительство последней ППБУ «попало» на период перестройки и распада СССР, это обстоятельство, в условиях отсутствия финансирования, не позволило довести строительство до конца. Использование корпуса данной установки в строительстве ЛСП-1 позволяло не только сэкономить на стоимости строительно-монтажных работ, но и сократить их сроки. Решение об использовании недостроенной ППБУ было принято после того, как результаты всестороннего обследования ее корпуса подтвердили возможность безопасной эксплуатации металлоконструкций в течение 30 лет.

ЛСП-1 представляет собой платформу массой около 16 тыс. тонн, на которой помимо судовых устройств размещено более 200 единиц бурового, эксплуатационно-технологического и энергетического оборудования (табл. 2).

Основной задачей ЛСП-1 является бурение, эксплуатация и капитальный ремонт сетки из 33 скважин с помощью одной передвижной буровой установки. Причем одновременно могут выполняться как буровые работы, так и эксплуатация готовых добывающих и нагнетательных скважин.

Таблица 3.1- Основные характеристики ЛСП-1

Характеристики

Значение

Длина габаритная (с факельной стрелой), м

около 115

Длина корпуса, м

95,5

Ширина габаритная (с кронштейнами для свай), м

72,2

Ширина корпуса

64,2

Глубина моря, м

11,2

Количество разбуриваемых скважин, шт.

33

Высота габаритная от уровня моря, м

около 90

Масса платформы (сухая), т

около 16 000

Масса платформы при стоянке на грунте с жидким балластом, т

25 655

Высокотехнологическое оборудование платформы предназначено для подготовки товарной нефти и обеспечения ее транспортировки по подводным трубопроводам на плавучее нефтехранилище. Предусматривается сбор, подготовка и закачка попутного газа в газонагнетательную скважину, а затем подача нефтяного газа в транспортный подводный трубопровод для доставки на головные береговые сооружения. Проект учитывает также прием нефтяного газа с месторождения Хвалынское.

На ЛСП-1 использована технология «нулевого сброса», обеспечивающая выполнение всех экологических требований.

При проектировании ЛСП-1 возникало множество новых конструкторских задач различной сложности. Пути решения некоторых из них стали для проекта определяющими.

К таким задачам, например, относилось размещение на платформе жилых помещений. Верхний корпус ЛСП-1 имеет очень плотное насыщение оборудованием добычи и переработки нефти и газа( рисунок. 3.2) Поэтому размещение на этой же платформе жилых помещений создавало серьезные трудности в обеспечении безопасности и комфортных условий проживания экипажа. Несмотря на то, что расположение всех комплексов в верхнем корпусе обеспечивало выполнение требований нормативных документов по промышленной безопасности, стало очевидным, что вынос жилого модуля за пределы ЛСП-1 является насущной необходимостью. Учитывая позитивный опыт проектирования ЦКБ «Коралл» платформы D-6 в Балтийском море, было принято решение строить отдельно стоящую стационарную платформу ЛСП-2 с жилым блоком, рассчитанным на 105 мест. ЛСП-2 ( рисунок. 3.3) предназначена для круглогодичного комфортного проживания всего персонала, работающего на объектах месторождения им. Ю.Корчагина. С установленной рядом ЛСП-1 ее соединяет переходной мост длиной 70 метров ( рисунок. 3.4)

Рисунок 3.2 Оборудованием добычи и переработки нефти и газа

Рисунок3.3 ЛСП-2

Рисунок 3.4 Соединительный мост между ЛСП-1 и ЛСП-2

При проектировании обеих платформ были учтены все особенности района предстоящей эксплуатации, в частности то, что месторождение им. Ю.Корчагина находится в зоне сложных ледовых условий, определяющих внешние нагрузки на морские сооружения. Таким образом, конструктивный тип платформ ЛСП-1 и ЛСП-2 определялся в первую очередь их способностью противостоять напору льда. Именно это сделало целесообразным использование при реализации проекта недостроенной ППБУ «Шельф-7», приспособленной для ледовых условий, а также оказало решающее влияние на разработку опорного блока жилого модуля.

Для снижения эффекта воздействия ледовых полей на ЛСП-1 специалисты ЦКБ «Коралл» рассчитали и приняли вариант с ледовым ограждением по всему периметру платформы с оборудованным подогревом гранью, имеющей угол наклона к горизонту – 660. Устойчивость ЛСП-1 на грунте обеспечивается свайным креплением, конструктивные элементы которого устанавливаются на наружных бортах понтонов.

В дополнение к расчетному способу определения ледовых нагрузок было проведено испытание модели ЛСП-1 в ледовом бассейне ЦНИИ им. Академика А.Н. Крылова. Полученные экспериментальные данные показали, что ограждение обеспечивает надежную защиту существующих конструкций и водоотделяющих колонн от воздействия льда.

Особое внимание заказчик и проектант уделяли экологической безопасности ЛСП-1. Поэтому ЛСП-1 стала одной из немногих платформ в Каспийском море, в которых реализована технология «нулевого сброса», полностью исключающая нанесение экологического ущерба окружающей среде.

Не менее сложной оказалась разработка проекта ЛСП-2 (табл. 3.2).

При выборе его архитектурно-конструктивного типа учитывались особенности производственной базы по изготовлению и монтажу элементов платформы, ледовые условия эксплуатации, а также характеристики выбранных судоходных фарватеров реки Волги и Каспийского морского канала, ограничивающих осадку судов при транспортировке до 4,2 м.

Таблица 3.2- Основные характеристики ЛСП-2

Характеристики

Значение

Количество проживающих, чел.

105

Длина габаритная, м

около 44

Ширина габаритная, м

37,3

Высота габаритная, м

около 51,5

Масса, т

около 2 780

На ЛСП-2 размещаются жилые, общественные, медицинские и служебные помещения, камбузный блок, провизионные кладовые. Количество мест в жилом блоке — 105. На пятой палубе ЛСП-2 установлена вертолетная площадка. Высота ЛСП-2 от уровня моря — 38 м. Длина платформы 41,5 м, ширина — 40,2 м.

В результате анализа исходных данных было решено строить опорный блок корпусного типа, который стал одним из наиболее значимых, с точки зрения инноваций, элементом ЛСП-2. В отличие от решетчатой конструкции, нуждающейся в понтонах для доставки к месту базирования, опорный блок корпусного типа может транспортироваться на плаву. Учитывалось также, что в колоннах и основаниях корпусного типа меньше точек, в которых необходимо рассматривать усталостную прочность по сравнению с фермами, в них лучше обеспечивается перераспределение нагрузок при гипотетических повреждениях, а благодаря гладкой наружной поверхности существенно снижается возможность скопления между опорами разрушенного льда [8]

3.4 Строительство ЛСП-1 и точечного причала ЛСП-1 и причал с системой захвата строились непосредственно на заводе «АСПО». Жилой блок и его опорное основание (ЛСП-2) на стапеле «АСПО» только укрупнялись из более чем двадцати транспортных элементов в два блока, которые в последствии были отгружены и смонтированы на месторождении.

Строительство ЛСП-1 осуществлялось в несколько этапов, каждый из которых был по-своему уникален и позволил коллективу завода и смежных организаций накопить большой опыт в формировании и монтаже крупногабаритных блок-модулей.

Первая стадия выполнения работ заключалась в демонтаже оборудования и систем трубопроводов, использование которых было невозможно, а также металлоконструкций, которые не вписывались в новый облик установки. На этом этапе в рамках подготовки производства были созданы все необходимые условия для проведения работ непосредственно на платформе:

плавучий объект обеспечен электроэнергией в пределах 2МВт,создана система доставки персонала на отметку 30 м и выше,выполнена надлежащая вентиляции отсеков и их отопление,создан «Южный» стапель, непосредственно примыкающий к воротам корпусного цеха, на котором в дальнейшем были построены основные крупногабаритные блоки. Созданные условия обеспечили возможность круглосуточного ведения работ по всему периметру и высоте объекта и привлечения к работе по строительству до 1300 человек в смену.

Особое значение при выполнении работ уделялось вопросам охраны труда, промышленной и экологической безопасности.

Первый этап строительства также заключался в изготовлении и монтаже металлоконструкций ледовой защиты и кронштейнов свайного крепления общим весом около 2 тыс. тонн. Их уникальность заключалась, как в применении высокопрочных сталей, так и в конструкции ледовой защиты, которая для повышения эффективности имеет подогрев. Он реализован путем интеграции каналов циркуляции теплоносителя в несущий каркас секций ледовой защиты. Строительство конструкции такой сложности поставило перед производством задачу, решить которую можно было только путем разработки особой технологии сварки секций и жестким контролем за ее выполнением. Успешное решение этой задачи подтверждают выполненные испытания на герметичность конструкции расположенных по периметру каналов обогрева. Для изготовления ледовой защиты использовался крупноблочный метод строительства. Монтаж секций ледовой защиты массой 250-300 тонн осуществлялся плавучим краном «Богатырь-3» (рисунок 3.5), принадлежащим «Крейн Марин Контрактору».

Рисунок 3.5 Плавучий кран «Богатырь-3»

Учитывая сжатые сроки строительства, метод крупномодульного монтажа был выбран и для последующих этапов строительства всей платформы. Он заключался в изготовлении и насыщении самостоятельных несущих модульных конструкций, строительство которых выполнялось на отдельных площадках. Такой метод позволил параллельно производить работы, одновременное выполнение которых на платформе было бы невозможно, и сократить тем самым сроки строительства. С его помощью были построены модули, каждый из которых представлял собой отдельный комплекс в составе ЛСП-1 (буровой комплекс, энергетический, эксплуатационный и т.д.).

Модули были максимально насыщены оборудованием, системами трубопроводов и кабельными трассами. Вес одного модуля мог доходить до 800 тонн. Монтаж таких модулей на платформу выполнялся плавучим краном «Волгарь» грузоподъемностью 1600 тонн (рисунок 3.6).

Рисунок 3.6 « Плавучий кран «Волгарь»

Крупномодульное строительство требовало модернизации производства. Для этой цели на предприятии был построен комплекс, включающий в себя две бетонированные строительные площадки и причальную стенку длинной 100 метров с возможностью швартовки плавучих кранов и транспортных плавучих объектов. Бетонированные стройплощадки (по 2250м2 каждая) обустроены системой судовозных рельсовых путей и имеют несущую способность в 50 т/м2.

Не менее сложными были и другие проблемы, которые пришлось решить заводу-строителю. Одной из них является строительство на платформе комплекса перемещения бурового портала. Он представляет собой установленную на рельсы опорную раму, по которой передвигается буровой портал. Помимо применения высокопрочной стали, при строительстве этого комплекса также предъявлялись жесткие требования к геометрии конструкции. Допуск на отклонение от общего уровня плоскостности опорных поясков составлял не более 5 мм на 25 метров при габаритных размерах 27х13х2 м и весе конструкции около 100 тонн. Чтобы выдержать заданный допуск, потребовалась разработка отдельной технологии на сварку опорной рамы при сборке ее в объем и специальные мероприятия, предусматривающие механическую обработку опорных поясков. В результате конструкция бурового портала общим весом около 1 тыс. тонн получила возможность передвигаться при помощи мощных гидроцилиндров, обслуживая все 33 скважины.

Для заключительных этапов строительства ЛСП-1 на «АСПО» – пусконаладочные работы и испытания, – был разработан соответствующий проект. Эти этапы включали в себя проверку на прочность и плотность всех систем, подачу питания всем потребителям и ввод в действие оборудования и систем, обеспечивающих безопасность и живучесть ЛСП-1 при ее перегоне и постановке на грунт. Одним из главных элементов испытаний стала сдача Морскому Регистру и заказчику работы энергетической установки под полной нагрузкой в 22Мвт.

Параллельно ЛСП-1 на «АСПО» строился точечный причал ( рисунок 3.7), входящий в комплекс объектов месторождения им. Ю.Корчагина. При строительстве конструкций опорного основания точечного причала было освоено производство обечаек из высокопрочной стали толщиной до 50мм, диаметром до 2,5м и длиной 30 метров. В последствии из них формировался пространственный блок массой более 800 тонн и высотой более 27 метров. При этом сварные соединения подлежали неразрушающему контролю, в том числе и гаммографии, под надзором DNV и страхового сюрвейера. Эта задача также была успешно решена и конструкция с помощью плавкрана «Волгарь» была отгружена и впоследствии установлена в море [22]

Рисунок 3.7 Точечный причал.

3.5 Плавучее нефтехранилище.

Морской перегрузочный комплекс (МПК) включает в себя плавучее нефтехранилище (ПНХ) и очечный причал (ТП).

Комплекс предназначен для загрузки нефтью танкеров-челноков, обеспечивающих доставку сырья с месторождения имени Юрия Корчагина на береговые сооружения в районе порта Махачкалы и далее в систему трубопроводов ОАО «Транснефть». Плавучее нефтехранилище представляет собой нефтеналивное судно с двойным дном и двойными бортами, машинно-котельным отделением, жилой надстройкой и вертолетной площадкой ( рисунок 3.8).

Рисунок 3.8 Морской перегрузочный комплекс.

Дедвейт ПНХ 28 000 тонн, длина — 132 м, ширина — 32 м, высота борта — 15,7 м, экипаж — 25 человек. Точечный причал предназначен для загрузки нефти из подводного трубопровода в ПНХ и на танкеры-челноки. Нефть с ЛСП-1 на месторождении имени Юрия Корчагина поступает на морской перегрузочный комплекс по подводному трубопроводу протяженностью 58 км и диаметром 300 мм. Нефтепровод проложен по дну моря без заглубления в грунт. Толщина стенок трубопровода 16 мм [21]

3.6 Способ добычи нефти. Нефть и горючий газ накапливаются в пористых породах, называемых коллекторами. Хорошим коллектором является пласт песчаника, заключенный среди непроницаемых пород, таких как глины или глинистые сланцы, препятствующих утечке нефти и газа из природных резервуаров. Наиболее благоприятные условия для образования месторождений нефти и газа возникают в тех случаях, когда пласт песчаника изогнут в складку, обращенную сводом кверху. При этом верхняя часть такого купола часто бывает заполнена газом, ниже располагается нефть, а еще ниже — вода.

Как только нефть или газ обнаружены, следует оценить величину их запасов в пласте, величину извлекаемых запасов, их качество и способ безопасной транспортировки этих углеводородов до нефтеперерабатывающей установки или терминала дальнего транспорта. Другими словами, нужно оценить, является ли находка экономически перспективной. Если это так, принимается решение бурить следующие скважины и устанавливать на них эксплуатационное оборудование.

Коэффициент нефтеотдачи месторождения — отношение запасов нефти, которые можно извлечь экономически выгодными способами, к оценке общего количества нефти, залегающей под землей, — варьируется достаточно широко. Двадцать лет тому назад считалось нормальным значение коэффициента нефтеотдачи около 30 процентов. Сегодня средняя величина коэффициента нефтеотдачи — около 45 процентов. Развитие технологий, по-видимому, приведет к дальнейшему росту этого показателя.

В подземных резервуарах — ловушках — находят сырую нефть. Обычно месторождения содержат также газ и воду, как правило, под высоким давлением. Это давление иногда оказывается достаточным для вытеснения нефти к необорудованной стенке скважины, поэтому избыточное давление может стать источником проблем.

В других случаях сила пластового давления может быть недостаточной с самого начала эксплуатации, и уже сразу на забое скважины нужно устанавливать насосы. Жидкость, поступающая из скважины, обычно содержит нефть, газ и воду. Эта смесь нуждается в обработке для того, чтобы сырую нефть и газ можно было транспортировать по трубопроводу или в цистернах.

Процесс добычи нефти, начиная от притока ее по пласту к забоям скважин и до внешней перекачки товарной нефти с промысла, можно разделить условно на три этапа: движение нефти по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин; движение нефти от забоев скважин до их устьев на поверхности — эксплуатация нефтяных скважин; сбор нефти и сопровождающих ее газа и воды на поверхности, их разделение, удаление минеральных солей из нефти, обработка пластовой воды, сбор попутного нефтяного газа.

Задача извлечения нефти из пласта имеет всегда несколько решений. Применение тех или иных способов добычи и транспортировки обусловливается, в частности, местонахождением запасов нефти — найдены они на суше или под морским дном. Очевидный факт, что бурение нефтяных скважин в море для разработки подводных месторождений намного сложнее и дороже бурения на суше, и является одной из причин того, что большая часть используемой нами нефти добыта в прибрежной зоне.

Чтобы добраться до запасов на границах месторождения, скважины часто бурят под наклоном. Современные технологии позволяют бурить скважины вертикально вниз и затем горизонтально в стороны. Такой способ очень экономичен, поскольку он позволяет пробурить несколько скважин из одной точки и вести добычу нефти из тонких пластов породы.

Технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов, и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение нефти из недр Земли, называется нефтяным промыслом [27]

3.7 Конструкция скважин. Нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. С их помощью добывают нефть, нагнетают в пласты различные агенты, ведут контроль за разработкой месторождений и т.п. Незакрепленный ствол не всегда обеспечивает проведение этих операций. Поэтому возникает необходимость крепить ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные флюиды. С этой целью в скважину опускают обсадные трубы определенного назначения (рисунок 3.9):

• направление — самая большая обсадная колонна, предназначенная для предохранения устья скважины от размыва, предохранения стенок скважины от осыпания, направления промывочной жидкости в желобную систему. В зависимости от прочности пород глубина спуска составляет от 5 до 40 м;кондуктор — изолирует водоносные пласты, перекрывает неустойчивые породы, обеспечивает возможность установки противовыбросового оборудования. Глубина спуска от 200 до 800 м;техническая колонна — служит для перекрытия пластов при трудных геологических условиях бурения (несовместимые по пластовым давлениям пропластки, зоны высокого поглощения, отложения, склонные к набуханию, осыпанию и т.п.);эксплуатационная колонна — необходима для эксплуатации скважины. Она спускается до глубины залегания продуктивного пласта. Ввиду сложности ее назначения большое внимание уделяется прочности и герметичности колонны. Рисунок 3.9

При проектировании рациональной конструкции скважин учитывают:

• особенности геологического строения месторождения, изоляцию водоносных и газонефтеносных горизонтов друг от друга, а также возможные дебиты и методы эксплуатации скважины;целевое назначение скважины (разведочная, эксплуатационная и т.д.);способ вскрытия продуктивного горизонта и метод извлечения нефти или газа из него;максимальное снижение уровня нефти в колонне в период эксплуатации;минимальный расход металла и цемента без ущерба для последующей эксплуатации. Проектирование конструкции скважины ведут снизу (после выбора диаметра эксплуатационной колонны) вверх. При этом учитывается, что в газовой скважине:
• давление устья близко к забойному, что важно при расчете обсадных колонн;происходит значительное охлаждение колонны, растущее с увеличением перепада давлений.

Это создает дополнительные напряжения;при значительном увеличении диаметра газовых скважин в отдельных случаях дебит газа может снижаться за счет скопления газа у забоя (Саратовское месторождение);при неудачной конструкции или при некачественном цементировании возникают большие подземные потери газа. По назначению скважины делят на:

• поисковые (для поисков нефти и газа);разведочные (бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки запасов нефти и газа промышленных категорий в необходимомсоотношении и сбора исходных данных для составления проекта разработки месторождений);эксплуатационные. Эксплуатационные скважины, в свою очередь, включают:
• основной фонд добывающих (для извлечения из залежи нефти, газа, других компонентов) и нагнетательных (для закачки в продуктивные горизонты различных агентов с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождения) скважин;резервный фонд (для разработки отдельных линз, зон выталкивания и др.);контрольные наблюдательные (для периодического наблюдения за изменением положения водо-, газонефтяного контактов, а также нефтегазоводонасыщенности пласта) ипьезометрические (для систематического измерения пластового давления в законтурной области, газовой шапке и нефтяной зоне пласта) скважины;оценочные (для уточнения параметров и режима пластов);специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;скважины-дублеры (для замены ликвидированных добывающих и нагнетательных скважин).

Количество и местоположение эксплуатационных скважин определяется в проектных документах [20].

3.8 Наземное оборудование. Типовая наземная установка для погружного насоса состоит из устья скважины для фиксации насосно-компрессорной колонны и внутрискважинного оборудования и для обеспечения уплотнения насосно-компрессорной колонны и силового электрического кабеля, распределительной коробки для обеспечения атмосферозащищенно-го соединения внутрискважинного и наземного кабелей, распределительного щита для электроарматуры и группы трехфазных трансформаторов. Переключатели изготавливаются специально для каждого конкретного может потребоваться для снижения давления в скважине до достаточно низкого уровня для обеспечения искомого притока или для обеспечения максимального внутри-скважинного отделения газа в скважинах с высоким газовым фактором. Поток жидкости вокруг мотора в такой конфигурации может быть обеспечен с помощью установки кожуха вокруг приемного отверстия насоса, защитной секции и секции мотора. Если не учитывать кожуха, монтаж не отличается от обычного монтажа внут-рискважинного оборудования. Насосы в защитном кожухе не могут применяться в обсадных трубах с наружным диаметром менее 5,5 дюйма (137,5 мм).

Секция газосепаратора, присоединенная к приему насоса, отделяет значительную часть любого свободного газа от скважинных флюидов.

Как и в других системах механизированной добычи, в этом случае также нужно обеспечить удаление газа из обсадной колонны. Аналогично другим системам, отделение газа от жидкости в ограниченном пространстве не эффективно на 100%. Многоступенчатые центробежные насосы с открытым входом крыльчатки не очень чувствительны к образованию газовых пробок. Однако инжекция газа снижает суммарную производительность насоса и увеличивает расходы на перекачку.

В зависимости от требований, предъявляемых к потоку и оборудованию устья скважины, прием электрического погружного насоса может состоять из любого числа центробежных ступеней (от одной до нескольких сотен).

По сравнению с поршневыми насосами, одноступенчатый центробежный насос обычно дает высокие скорости потока при гораздо меньших давлениях нагнетания. Поскольку гидростатический напор, создаваемый одноступенчатым насосом, зависит от диаметра крыльчатки, гидростатический напор центробежного насоса в обсадных трубах меньшего диаметра очень ограничен. Подъем жидкостей с больших глубин требует нескольких ступеней. Небольшие насосы этого типа эффективны примерно на 40%, а большие — почти на 80%. Насосы изготовляются из материалов, устойчивых к коррозии, которую могут вызвать все обычно встречающиеся скважинные флюиды [30]

3.9 Функциональная схема комплекса машин и оборудования для добычи нефти и газа

Нефтяные, газовые или газоконденсатные месторождения эксплуатируют с помощью машин, оборудования, сооружений, агрегатов, инструментов функционально связанных между собой и объектом эксплуатации и разработки. Таким образом, под понятием нефтяного или газового промысла следует рассматривать систему, сочетающую как геологическое образование, так и комплекс инженерных средств ( рисунок3.10)

Рисунок 3.10 Функциональная схема нефтегазового промысла:

1 — скважины для нагнетания в пласт воды; 2 — скважина для нагнетании в пласт газа; 3 — система сбора пластовой жидкости и газа и их разделения на нефть, газ, воду; 4 — насосные станции; 5 — компрессорные станции; 6 — система поддержания пластового давления нагнетанием в пласт воды и газа; 7 — нефтяные скважины; 8 — газовая шапка; 9 — нефтенасыщенная часть пласта; 10 — водонасыщенная часть пласта; 11 — комплекс оборудования для воздействия на пласт с целью интенсификации добычи и увеличения нефтегазоотдачи путем увеличения проницаемости коллектора и снижения вязкости пластовой жидкости; 12 — комплекс оборудования для текущего ремонта скважин; 13 — комплекс оборудования для капитального ремонта скважин; 14 — оборудование для эксплуатации скважин.

Нефтегазоносная залежь показана в виде антиклинальной структуры, содержит нефть, подпираемую на крыльях пластовой водой, а в сводной части – газовую шапку. Пласт эксплуатируют скважинами, часть которых называют нефтяными они служат для извлечения пластовой жидкости, а часть для нагнетания в пласт воды и газа (в шахту).

Этот комплекс скважин важнейший.

Для подъема по скважине пластовой жидкости используют комплекс другого оборудования – оборудования для эксплуатации скважин.

Пластовую жидкость содержащую кроме нефти воду, газ механические примеси с помощью системы сбора собирают и разделяют на компоненты, после чего нефть обессоливают, обезвоживают и направляют потребителям. Из газа после первичной обработки получают сухой газ. Всё это выполняется комплексом механизмов(3).

Для интенсификации и более полного извлечения запасов нефти из пласта используют комплекс оборудования(11) (гидроразрыв, термообработка, кислотная обработка).

Для поддержания пластового давления в пласт с помощью напорного и коммуникационного оборудования (6) закачивают воду и газ.

Комплекс оборудования для эксплуатации морских и океанических шельфов содержат ещё и специфические виды оборудования. Одним из важнейших назначений этого типа оборудования является обеспечение кустовой эксплуатации, эксплуатации на глубине, над подвижными полями льда. Собственно скважина нефтяная и нагнетательная, подъемное или нагнетательное оборудование сохраняют работоспособность ограниченное время значительно меньшее периода разработки пласта, обычно называемое межремонтным. Поэтому эксплуатация каждой скважины циклична, прерывиста.

Время, затрачиваемое на ремонт скважины – капитальный ремонт или на ремонт внутрискважинного оборудования (текущий ремонт) на каждой скважине определяется в зависимости от геологических условий и надежности оборудования.

Из-за большого количества скважин на промысле и малого межремонтного периода, поддержание работоспособности оборудования и скважин требуются большие суммарные затраты труда, времени и материальных ресурсов. Всё это требует наличия серьёзной ремонтной службы [ 3 ]

3.10. Конструкция оборудования забоев скважин В любом случае конструкция забоя скважины должна обеспечивать:

• механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы;
• эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом;
• возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенных пропластков, если из последних не намечается добыча продукции;
• возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта;
• возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта.

Геологические и технологические условия разработки месторождений различны, поэтому существует несколько типовых конструкций забоев скважин.

1. При открытом забое (рисунок 3.11, а) башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым. Такая конструкция возможна при достаточно устойчивых горных породах; при сравнительно однородном пласте, не переслаивающимся глинами, склонными к набуханию и обрушению без газоносных и водоносных прослоев; при наличии до вскрытия пласта достаточно точных данных об отметках кровли и подошвы продуктивного пласта; при относительно малой толщине пласта, оставляемого без крепления, а также в том случае, если при эксплуатации такой скважины не может возникнуть необходимость избирательного воздействия на отдельные пропластки.

Рисунок 3.11 Способы вскрытия пласта:

• а — открытый забой; б — забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным

перед ее спуском; в — забой с фильтром; г — перфорированный забой

Существенным достоинством открытого забоя является его гидродинамическая эффективность. Скважина с открытым забоем принимается за эталон и ее коэффициент гидродинамического совершенства принимается равным единице. Вместе с тем, невозможность избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них вместе с постоянной угрозой обвалов в призабойной зоне при создании больших депрессий сильно ограничивают возможности использования открытого забоя. Поэтому менее 5 % всего фонда скважин имеют открытый забой.

2. Если забой скважины оборудован фильтром, то возможны два варианта конструкции. Первый вариант (рисунок 3.11, б): скважина бурится сразу до подошвы пласта, крепится обсадной колонной с заранее насверленными отверстиями в нижней части, приходящимися против продуктивной толщи пласта, затем выше кровли пласта колонна цементируется по способу манжетной заливки. Пространство между перфорированной частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым.

Условия применения такой конструкции по существу одинаковы с условиями для применения открытого забоя. Однако в этом случае более надежно крепление забоя и гарантируется сохранение полного диаметра колонны до самого забоя даже в случаях частичного обрушения пород в призабойной части.

Второй вариант ( рисунок 3.11, в): башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой части пласта находится фильтр с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями. Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется специальным сальником или пакером. Основное назначение фильтров — предотвращение поступления песка в скважину. Одно время широкое применение нашли фильтры с продольными щелевыми отверстиями длиной 50 — 80 мм и шириной 0,8 — 1,5 мм [26]

3.11 Внутрискважинное оборудование 3.11.1 Комплекс термостойкого оборудования для добычи нефти и газа: Труба теплоизолированная внутрискважинная ТК-114-73-350. Труба теплоизолированная внутрискважинная ТК 114-73-350 (в дальнейшем – труба) (Рисунок3.12) входит в состав комплекса термостойкого оборудования и предназначена для оснащения паронагнетательных и добывающих скважин, с эксплуатационной колонной Ду 168 мм и более, нефтяных месторождений, разрабатываемых тепловыми методами воздействия на пласт, при следующих параметрах теплоносителя на устье:

• температура не более 630 0К (357°С);
• давление не более 16 МПа
• рабочая среда: горячая вода, влажный высокотемпературный пар, парогаз (в дальнейшем – теплоноситель).

Рисунок 3.12 Труба теплоизолированная Рисунок 3.12 Втулка теплоизолирующая

Техническая характеристика

Максимальная рабочая температура теплоносителя в устье скважины

630 0К (357°С)

Максимальное рабочее давление нагнетания теплоносителя на устье скважины

16 МПа

Допустимое временное превышение рабочего давления, не более

20 МПа

Время, в течение которого допускается повышение давления

5 мин

Пробное давление

25 МПа

Габаритные размеры:

наружный диаметр трубы

114 мм

внутренний диаметр трубы

62 мм

наружный диаметр соединительной муфты

132 мм

длина трубы не более

10 м

Допускается осевая растягивающая нагрузка, не более

900 кН

Потери тепла по длине колонны

150 Вт/м

Масса погонного метра

32,3кг

3.11.2. Пакер термостойкий ПТК 3К -140-350 Пакер предназначен для герметизации нижнего конца паронагнетательной колонны труб в обсадной колонне Ду 168 мм, нефтяной скважины с участками большой кривизны, с целью защиты последней от воздействия высокого давления и температуры, сопутствующих процессу паронагнетания, а также, с целью уменьшения теплопотерь по стволу скважины на месторождениях, разрабатываемых термическими методами с применением теплоносителей с температурой до 350 0С и давлением на устье до 16 МПа ( рисунок 3.13)

Рисунок 3.13 Пакер термостойкий ПТК 3К -140-350

Техническая характеристика

Рабочая среда

пар, горячая вода, парогаз, нефть

Условный проход Ду, мм

40

Температура рабочей среды, °С, не более

350

Усилие (крутящий момент) посадки пакера, кг/м

400-420

Условный диаметр обсадной колонны, мм

168

Номинальные внутренние диаметры обсадной колонны, мм

144.7-154.7

Перепад давления, воспринимаемый оборудованием, МПа (кгс/см2), не более

16 (160)

Ход компенсации температурных удлинений теплоизолированных труб, мм

6000

Максимальные осевые нагрузки съема пакера, т/с

10

Максимальный наружный диаметр, мм

139,6

Длина, м

8

3.11.3 Пакер термостойкий ПТК 2- 140-350; ПТК 118-350. Пакер термостойкий ПТК 2-140-350 (ПТК 118-350) ( рисунок 3.14)входит в состав комплекса термостойкого оборудования при использовании технологии добычи нефти методом теплового воздействия на пласт. Отличительной особенностью данного покера от существующих является то, что за счёт встроенного подвижного термокомпенсатора температурные удлинения колонны труб компенсируются перемещением термокомпенсатора внутри пакера, что существенно повышает надёжность всего комплекса термостойкого оборудования. Пакер термостойкий предназначен для защиты обсадной колонны в процессе паронагнетания от воздействия высоких температур и давления, а также компенсации температурных удлинений теплоизолированной колонны труб. Пакер устанавливается на нижнем конце колонны теплоизолированных труб. Посадка пакера осуществляется вращением теплоизолированной колонны труб на заданной глубине установки. Съем пакера обеспечивается движением колонны теплоизолированных труб вверх подъемным Рисунок 3.14 Пакер термостойкий ПТК 2- 140-350; ПТК 118-350.

Техническая характеристика

Параметры

ПТК 2-140-350

ПТК 118-350

2.1. Условный проход, мм

50

60

2.2. Диаметр обсадной колонны, мм

168

146

2.3. Номинальные внутренние диаметры обсадной колонны, мм

144.7 — 153.7

124 — 133

2.4. Глубина установки оборудования:

300

• минимальная, м, не менее
• максимальная, м, не более

1500

2.5. Рабочая среда

пар, горячая вода, парогаз, нефть

2.6. Перепад давления, воспринимаемый оборудованием, МПа, не более

16

2.7.Температура рабочей среды, не более, 0С

350

2.8.Крутящий момент посадки пакера, кг/ м

400 — 420

300

2.9. Максимальные осевые нагрузки съема пакера, т /с

10

6

2.10. Максимальное перемещение термокомпенсатора пакера, м

6

2

3.11.4 Арматура термостойкая паровая АТПК -65-16-350. Входит в состав комплекса термостойкого оборудования при использовании технологии добычи нефти методом теплового воздействия на пласт. Арматура предназначена для обвязки устья паронагнетательных и добывающих скважин с эксплуатационной колонной условным диаметром 168 мм и 245 мм. Арматура обеспечивает герметизацию устья скважины и управление процессом паронагнетания ( рисунок 3.15).

В состав арматуры входит:

• Колонная головка
• Тройник
• Адаптер
• Задвижки шиберные прямоточные
• Манометр

Рисунок 3.15 Арматура термостойкая паровая АТПК -65-16-350

Техническая характеристика

Рабочая среда

пар, горячая вода, парогаз,нефть

Максимальное рабочее давление Р, МПа

16

Максимальная температура рабочей среды, K (°C)

618 (345)

Условный проход Ду, мм

65

Диаметр эксплуатационной колонны Ду, мм

168; 245

Преимущества данной арматуры:

• Применены специальные прямоточные задвижки с шиберным затвором и двойным уплотнением собственной конструкции.
• Основу задвижки составляет уникальная конструкция сёдел. Седло создаёт эффективное уплотнение в обоих направлениях
• Реализована самая современная конструкция уплотнений шпинделя
• Простота эксплуатации и малый крутящий момент штурвала привода шиберного затвора [8]

Астраханский Государственный Технический Университет

Институт нефти и газа

Кафедра «Экономика и

управление предприятием»

4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Цель работы Целью экономической части работы является расчет рентабельности разработки месторождения для выяснения экономической целесообразности разработки месторождения им. Ю. Корчагина.

4.2 Расчет стоимости основных производственных фондов 4.2.1 Расчет капиталовложений Для реализации проекта по добыче нефти и газа на месторождении им. Ю.Корчагина необходимы следующие капиталовложения таблица 4.1

Таблица 4.1 Капиталовложения месторождения им.Ю.Корчагина

Наименование капитальных вложений

Кол-во

Стоимость оборудования, млн. рублей

Ледостойкая платформа -1 ( ЛСП-1)

1

458

Ледостойкая платформа -2 ( ЛСП-2 )

1

546

Точечный причал

1

77

Плавучее нефтехранилище ( ПНХ)

1

120

Подводный трубопровод

58 км

50

Оборудование для эксплуатации скважин

87

Наземная установка для погружного состава

26

комплекс оборудования для воздействия на пласт

36

Комплекс оборудования для эксплуатации морских шельфов

82

Конструкция оборудования забоев скважин

32

Внутрискважинное оборудование

Комплекс термостойкого оборудования для добычи нефти и газа:

Труба теплоизолированная внутрискважинная ТК-114-73-350.

68

Пакер термостойкий ПТК 3К -140-350

15

Арматура термостойкая паровая АТПК -65-16-350.

12

Стоимость вышеперечисленного оборудования на данный год составляет 1609 млн. рублей, но так как месторождение им. Ю.Корчагина начал свое функциональное развитие в 2010 году, расходы по его проекту будут расти до 2015 года в связи с новым бурением скважин.

Расходы по транспортировке оборудования составляет 10% от стоимости оборудования.

Монтаж данного оборудования вычисляется в процентном соотношении от стоимости оборудования – 15%.

Расходы связанные с бурением трех функционирующих скважин составляет 98 млн. рублей.

Из вышеперечисленных данных можно узнать стоимость капиталовложений на конец 2012 года по формуле:

Кобщ =К1 + К2+К3+К4 (1)

где, К1- стоимость оборудования;

• К2 — затраты на монтаж;
• К3 — транспортные расходы;

К4 — расходы на бурение

К2= К1?15%

К2= 1609?0,15 = 241,3 млн. руб.

К3= К1?10%

К3= 1609?0,10 = 106,9 млн. руб.

Кобщ =1609+241,3+106,9=1957,2 млн руб.

Итого стоимость основных производственных фондов (капиталовложения)

Кобщ = 1957,2 млн. руб.

4.3 Затраты на проектную эксплуатацию 4.3.1 Затраты на освещение платформы Ввиду того, что на морской платформе нет линии электропередачи, используют

дизельные генераторы.

Затраты на освещение Сосв= 0,5 млн. руб.

4.3.2 Затраты на отопительные цели, на технологию и на заработную плату Затраты на отопительные цели – 1 млн. руб.

Технологические расходы представляют собой расходы связанные с добычей нефти и газа. Рассчитываются они в % соотношение к капиталовложениям ( таблица 4.2 )

Таблица 4.2

Наименование статьи калькуляции

Доля, %

Расходы на энергию по извлечению жидкости

10,2

Расходы по искусственному воздействию на пласт

7,5

Расходы по сбору и транспорту нефти и газа

2,9

Расходы по технологической подготовке нефти

2,5

Расходы на энергию по извлечению жидкости = 1957,2* 10,2% = 199,6 млн. рублейРасходы по искусственному воздействию на пласт = 1957,2* 7,5% = 146,8 млн. рублейРасходы по сбору и транспортировки нефти и газа = 1957,2*2,6%= 50,9 млн. рубляРасходы по технологической подготовке нефти = 1957,2*2,5% = 48,93 млн. рубля. Итого расходы на технологические нужды составляют: 199,6+146,8+50,9+48,93=446,23 млн. рублей.

Расчет заработной платы рабочих.

На платформе 100 рабочих. Средняя заработная плата одного рабочего 0,0578 руб/мес. Расходы по заработной плате в месяц составляют:

ЗП=0,0578 ? 100=5 ,78 млн. рублей

В год на заработную плату отчисляется — 69,36 млн. руб.

Отчисления на социальное страхование – 30,2%

69,36? 30,2% = 20,94 млн. рублей

Фонд заработной платы с отчислениями на социальные нужды равняется:

ФЗПотч = 69,36+ 20,94 = 90,3 млн. рублей

4.3.3 Затраты на обслуживание и ремонт платформы Затраты составляют 1% от стоимости оборудования платформы

Собсл = К1? 1 % (2)

Собсл= 1957,2 ? 0,01=19,6 млн. рублей

4.3.4 Затраты по охране труда Затраты по охране труда и технике безопасности могут быть исчислены исходя из средних затрат на одного рабочего в основном производстве в размере 0,015 млн. рублей в год.

Общие затраты труда на всех рабочих: 0,015 * 100 = 1,5 млн. рублей

Итого суммарные затраты по всем статьям расходов составляет:

С = 1957,2+0,5+1+446,2+90,3+19,6+1,5=2516,3 млн.рублей.

4.3.5 Прочие расходы Прочие расходы составляют 1% от суммарных затрат- Спр=С ?1% (3)

Где, С- суммарные затраты, рублей

Спр= 2516,3 ? 0,01 = 25,2 рубля.

4.3.6 Амортизационные отчисления. В соответствии с классификатором для каждого оборудования имеется свой срок полезного использования с помощью которого можно рассчитать амортизацию. ООО «Лукойл» применяет линейный метод начисления амортизации. таблица 4.3

Таблица 4.3 Срок полезного использования для оборудования

Наименование оборудования

Срок полезного использования, лет

Амортизация, %

Сумма амортизационных отчислений, млн.рублей/год

ЛСП-1

30

3,3

15,11

ЛСП-2

30

3,3

18,01

Точечный причал

30

3,3

2,5

Плавучее нефтехранилище

30

3,3

3,9

Оборудование для эксплуатации скважин

25

2,5

1,25

Наземная установка для погружения состава

25

2,5

2,2

Комплекс оборудования для воздействия на пласт

20

2

0,52

Комплекс оборудования для эксплуатации морских шельфов

20

2

0,72

Конструкция забоя скважин

20

2

1,64

Труба теплоизолированная внутрискважинная

27

2,7

0,86

Паркер термостойкий

15

1,5

1,02

Арматура термостойкая паровая

20

2

0,3

Трубопровод

27

2,7

0,32

ИТОГО

48,4

Итого сумма амортизационных расходов по оборудованию составляет 48,4 млн. рублей.

Таблица 4.4 Смета годовых расходов

№ п/п

Статьи расходов

Сумма расходов, млн. руб.

1

Заработная плата рабочих с начислениями на социальное страхование

90,3

2

Затраты на электроэнергию (осветительную)

0,5

3

Затраты на топливо (для отопительных целей)

1

4

Затраты по текущему ремонту и обслуживание оборудования

19,6

5

Амортизация оборудования

48,4

6

Затраты по охране труда

1,5

7

Затраты на технологию

446,2

8

Прочие расходы

25,2

ИТОГО

632,7

Итак, себестоимость разработки месторождения без оборудования им. Ю.Корчагина составляет 632,7 млн. рублей.

4.4 Расчет прибыли Известно, что предприятие реализует 1 м3 нефти по 114$ за баррель = 3420 рублей. В 1 баррель нефти содержится – 0,158987. Проектная производительность скважины по данным ООО «Лукойл» по добычи нефти составляет – 2300 млн.м3/год. Тогда годовая выручка по нефти составит: ВР=2,3* 0,003420= 4 948 млн. руб/год.

Проектная производительность газа по данным ООО «Лукойл» составляет 1 200 млн./год. Газ реализуется по цене 3,80 рублей за 1. Годовая выручка по газу составит:

ГВ = 1 200 * 3,8 = 4 560 млн. рублей/год.

Общая годовая выручка составляет:

ГВ общ= 4948+4560 = 9507,7 млн. рублей.

Годовая валовая прибыль:

П = В – З = 9 507,7– 5 014,9= 4 492,7 млн. рублей

Налог на прибыль по ставке и = 20%. Тогда чистая прибыль, которая остается на предприятии:

Пч = П

• (1 — 0,20) = 4492,7 ? 0,80 = 3594,2 млн. рублей.

Тогда чистый дисконтированный доход составит (при ставке дисконтирования Е= 15%):

NPV=

Где, Е – норма дисконта

Соответственно проект рентабельный.

Срок окупаемости проекта:

Вывод: при проведении экономического расчета, можно сказать, что с реализацией данного проекта капиталовложения будут составлять 1957,2 млн.руб, сумма годовых расходов по смете 632,7 млн. руб., при продаже газа и нефти предприятие ООО «Лукойл» получит прибыль после налогообложения 3594,2 млн. рублей. При подсчете всех показателей можно сказать, что проект рентабелен и срок окупаемости будет составлять 0,5 лет.

Астраханский Государственный Технический Университет

Институт нефти и газа

Кафедра «Безопасность жизнедеятельности

и гидромеханика»

5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ

2013

5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ

5.1 Охрана труда.

5.1.1 Характеристика опасных и вредных факторов на месторождении им. Ю. Корчагина.

Вредными для здоровья физическими факторами являются: повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны; высокие влажность и скорость движения воздуха; повышенные уровни шума, вибраций, ультразвука и различных излучений- тепловых, ионизирующих, инфракрасных и др.; запыленность и загазованность рабочей зоны; недостаточная освещенность рабочих мест, проходов и проездов; повышенная яркость света и пульсация светового потока.

Химические опасные и вредные производственные факторы по характеру действия на организм человека подразделяются на следующие группы:

• Общетоксические
• Раздражающие
• Сенсибилизирующие (вызывающие аллергические заболевания)
• канцерогенные (вызывающие развитие опухолей)
• мутагенные (действующие на половые клетки организма).

В эту группу входят многочисленные пары и газы, токсические пыли, агрессивные жидкости (кислоты, щелочи), которые могут причинить химические ожоги кожного покрова при соприкосновении с ним.

Биологические опасные и вредные производственные факторы: микроорганизмы (бактерии, вирусы и т.д.)и макроорганизмы (животные и растения), воздействие которых может вызвать травмы или заболевания.

Психофизиологические опасные и вредные производственные факторы: физические перегрузки ( статические и динамические), и нервно-психические перегрузки ( умственное перенапряжение, перенапряжение органов зрения, слуха, и др.

• сам человек как сложная система «организм- личность», в которой неблагоприятная для человека наследственность, физиологические ограничения возможностей организма, психологические расстройства и антропометрические показатели человека бывают непригодны для реализации конкретной деятельности;

• Таблица 5.1- процессы взаимодействия человека и элементов среды обитания.

Технологический процесс

Описание процесса

Вредные факторы

Добыча сырой нефти/Буровые работы

Шум, кремний, серная кислота/серебро

Предварительная переработка сырой нефти

Обезвоживание/Обессоливание

Шум, сероводород, бензол, кремний

Оборудование для контроля и обслуживания

Сбор образцов и контроль за операциями технологического потока

Шум, сероводород, серная кислота, бензол, высокие частоты, керосин, пыль и другие аэрозоли

Ремонтныеработы

Сварка, борьба с загрязнениями, общая уборка

Шум, пыль, другие аэрозоли (сварочные дымы, асбест, свинец, кремний, и т.д.)

Техническое обслуживание предприятия

Отключение перерабатывающего оборудования, разборка и сборка оборудования

Шум, пыль и другие аэрозоли, производственные взрывы, кремний, аммиак, серная кислота

Загрузка/выгрузка продукции

Соединение/разъединение сервисных линий

Шум, углеводороды (газы, пары, запахи

5.1.2 Пожарная безопасность. К основным причинам пожара и загорания в нефтяной промышленности относятся сле­дующие:

• нарушение технологического процесса и неисправность оборудования;
• неосторожное обращение с огнем и бытовыми электроприборами;
• короткое замыкание электрических проводов и перегрев электрооборудования;
• нарушение правил пожарной безопасности при производстве электрогазосварочных и других огневых работ.

Работники предприятий обязаны:

• соблюдать на производстве требования пожарной безопасности, а также соблюдать противопожарный режим;
• выполнять меры предосторожности при пользовании газовыми приборами, проведении работ с легковоспламеняющимися (ЛВЖ) и горючими (ГЖ) жидкостями, другими опасными в пожарном отношении веществами, материалами и оборудованием.

Руководящие работники и специалисты, виновные за нарушение Правил пожарной безопасности, а рабочие — за нарушение требований настоящих инструкций, в зависимости от характера нарушений и их последствий, несут дисциплинарную, административную уголовную и материальную ответственность.

Обучение по программам пожарно-технического минимума обязаны пройти следующие категории лиц:

• руководители и инженерно-технические работники, рабочие и служащие предприятий, организаций, занятые на взрыво,- пожароо­пасных операциях, а также в помещениях и на участках, отнесенных к взрыво-, пожароопасным категориям (15 часов 1 раз в год);
• работники складов (10 часов 1 раз в год);
• председатели пожарно-технических комиссий предприятий (15 часов 1 раз в год);

• начальники и члены добровольной пожарной охраны предприятий, учреждений, организаций (15 часов 1 раз в два года);
• лица, выполняющие сварочные и другие огневые работы, электрики и слесари, а также работники, занятые на работах по обслуживанию автомобилей и тракторов (10 часов 1 раз в год);
• инженеры по пожарной безопасности промышленных предприятий, организаций и учреждений (15 часов 1 раз и год);
• Пожарная безопасность при бурении нефтяных скважин.

Площадка, предназначенная для монтажа буровой установки, свободна от наземных и подземных трубопроводов, кабелей, очищена от леса, кустарника, травы и спланирована в радиусе не менее 50 м.

Территория для размещения пожарной техники вокруг буровой площадки шириной не менее 12 м. Расстояние от площадки до устья скважины не более 15 м.

Расстояние между отдельными механизмами и станками не менее 1 м, а ширина рабочих проходов – не менее 0.75 м, для передвижных и блочно-модульных установок и агрегатов ширина рабочих проходов допускается не менее 0,75 м.

Хранение топлива, смазочных материалов в открытой таре и обтирочного материала в помещениях буровой запрещается.

Курение на буровой запрещается.

Топливные резервуары для двигателей внутреннего сгорания (ДВС) д расположены на расстоянии не менее 40 м от наружных стен зданий и сооружений буровой.

Нефть для технологических целей необходимо подвозить к скважине в герметично закрытых емкостях.

Жилые, бытовые и административные вагончики для вахтовых бригад следует располагать на расстоянии, равном высоте вышки плюс 10 м, но не менее 60 от устья скважины.

Буровая бригада обеспечена следующими первичными средствами пожаротушения согласно Нормам:

• огнетушителями порошковыми ОП-5 или ОП-10 – 6 шт.;
• ящиками с песком (V=0.5 м3) – 2 шт.;
• багром – 1 шт.;
• ломом – 1 шт.;
• лопатами – 2 шт.;
• ведрами пожарными – 2 шт.;
• топором – 1 шт.;
• Кроме того, каждая будка – столовая обеспечивается одним огнетушителем типа ОУ или ОП. Бригада по опробованию скважины кроме вышеперечисленного перечня первичных средств пожаротушения должна иметь дополнительно 2 огнетушителя типа ОУ и ОП.

Действия в случае пожара или аварии:

• прекратить технологические операции;
• сообщить о пожаре, используя радиосвязь, пожарную часть по телефону 01 (при этом сообщить точный адрес, место возникновения пожара, фамилию лица, передавшего сообщение), сообщить непосредственному руководителю, и, до прибытия соответствующих служб, срочно принять меры по ликвидации загорания (аварии), имеющимися на буровой первичными средствами пожаротушения;
• отключить эл. энергию на буровой через масляный выключатель линейного ящика РВНО, (предварительно сняв нагрузку от электро двигателей), затем отключить шинный разъединитель;
• умело быстро выполнять обязанности, изложенные в плане ликвидации аварий;
• принять меры к удалению людей из опасной зоны;
• оказать первую доврачебную помощь пострадавшим.

Пожарная безопасность при текущем и капитальном ремонте скважин. Трактор-подъемник следует устанавливать на расстоянии не менее 25м от устья скважины с наветренной стороны. Рабочая площадка у устья скважины, приемные мостки и подходы к ним очищены от нефти. Запрещается:

• установка передвижного агрегата или трактора-подъемника на территории, загрязненной горюче-смазочными материалами;
• использование неисправных электрических кабелей для подвода электроэнергии к аппаратам для свинчивания и развинчивания труб и штанг;
• эксплуатация неисправных прожекторов, светильников (неисправная вилка, оголенная электропроводка).

• при подъеме труб с нефтью необходимо установить приспособление против ее разбрызгивания и разлива.
• запрещаются виды работ, на связанные с глушением скважины, при открытых газонефтепроявлениях.
• при заправке подъемника горючим двигатель заглушён. Заправлять следует после охлаждения двигателя.

Курение и разведение огня на территории скважины запрещаются. Бригады ПРС и КРС в вагон-домике (культбудке) имеют пожарный щит, укомплектованный первичными средствами пожаротушения:

• огнетушители типа ОП-5 – 4 шт.;
• ящиком с песком (V=1м3) – 1 шт.;
• лопатой совковой – 1 шт.;
• лопатой штыковой – 1 шт.;
• ломами – 2 шт.;
• багром – 1 шт.;
• кошмой-1шт. На видном месте в культбудке должен висеть план ликвидации аварий и список телефонов, необходимых в аварийной ситуации и при пожаре. В случае пожара (аварии) на скважине:
• прекратить технологические операции на скважине;
• сообщить в диспетчерскую о пожаре с указанием точного адреса объекта, места возникновения пожара, фамилию лица, передавшего сообщение и до прибытия пожарной команды приступить к тушению, используя первичные средства пожаротушения;
• сообщить непосредственному руководителю;
• принять меры по удалению людей из опасной зоны;
• оказать первую доврачебную помощь пострадавшим;

В случае выброса или открытого фонтанирования нефти или газа необходимое:

• потушить находящиеся вблизи технические и бытовые точки;
• отключить силовую и осветительную линии, которые могут оказаться в загазованных участках;
• запретить пользование инструментом, дающим искру;
• вызвать пожарную охрану;
• перекрыть движение на прилегающих к фонтану проезжих дорогах.

Пожарная безопасность при проведении промыслово-геофизических исследований скважин на нефтяных месторождениях.

Геофизические работы проводятся в присутствии представителя предприятия, в ведении которого находится скважина. Геофизические работы разрешается проводить после специальной подготовки территории и ствола скважины, обеспечивающей удобную и безопасную эксплуатацию наземного оборудования, беспрепятственный спуск (подъем) свежинных приборов на кабеле до интервалов исследования. Готовность территории и скважины подтверждается двухсторонним актом. К геофизическим работам допускается сертифицированное оборудование, кабель и аппаратура.

Шланговый кабель эхолота следует подключать к электросети посредством штепсельного соединения.

Регистратор эхолота заземлен.

В случаях возникновения признаков газонефтепроявления после перфорации жидкости и др. скважина загерметизирована. В случае пожара или газонефтепроявления на нефтяной скважине:

• подать сигнал тревоги об опасности;
• сообщать по рации в диспетчерскую или пожарную часть по телефону01 (при этом сообщить точный адрес, место возникновения пожара, фамилию лица, передавшего сообщение), сообщить непосредственному руководителю, и, до прибытия соответствующих служб, срочно приступить к тушению, используя первичные средства пожаротушения;

• при газонефтеводопроявлениях действовать по плану ликвидации возможных аварий;
• принять меры по удалению людей из опасной зоны;
• оказать первую доврачебную помощь пострадавшим.

Пожарная безопасность на насосной (закрытой) по перекачке нефтепродуктов. Ответственность за противопожарное состояние в насосной станции несет ответственное лицо, назначенное приказом по предприятию (цеху).

Помещение насосной площадью 50 м2 обеспечено:

• огнетушителями углекислотными (ОУ) или порошковыми (ОП) — 3 шт.;
• ящиками с песком (0,5 м3) — 3 шт.;
• лопатами — 3 шт.;
• ведрами — 2 шт.;
• кошмой-2 шт.

При работе следует постоянно следить за герметичностью насосов и трубопроводов, смазкой трущихся частей, а также температурой подшипников и сальников насосов. Течь в сальниках насосов и соединениях трубопроводов следует немедленно устранять.

Курение допускается в специально отведенных местах.

Не допускается:

• пуск насосов в работу при неисправной или выключенной вентиляции;
• растекание и разбрызгивание смазочных материалов;
• скопление смазочных материалов под насосами.

В случае пожара в помещении насосной: сообщить в пожарную часть по телефону 01 точный адрес объекта, место возникновения пожара, фамилию лица, передавшего сообщение. Отключить питание электродвигателя насоса, закрыть задвижки на входе и выходе, отключить вентиляцию и до прибытия пожарной команды приступить к тушению, используя первичные средства пожаротушения. Пожарная безопасность на нефтебазах.

Секции резервуарного парка из 2-х резервуаров должна обеспечиваться первичными средствами пожаротушения:

• лопатой совковой — 2 шт.;
• ведрами пожарными — 2 шт.;
• кошмой — 2 шт.

Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов распола­гаются на площадках с более низкими отметками земли, чем у других объектов. Не допускается захламленность территории нефтебазы отходами, замазученностъ и проливы нефти и нефтепродуктов.

В целях предупреждения образования горючей концентрации внутри резервуаров применяется газоуравнительная обвязка.

Для предупреждения примерзания тарелок дыхательных клапанов применяются непромерзающие дыхательные клапаны.

Защиту резервуаров нефти от прямых ударов молнии при толщине металла его крыши не менее 4 мм и отсутствии дыхательных клапанов осуществляют заземлением корпуса.

Нефть перед подачей ее в резервуары нефтебазы предварительно очищена от серы и сернистых отложений. В насосной станции для закачки нефти на всасывающих и нагнетательных трубопроводах за ее пределами установлены аварийные задвижки. Насосное отделение, резервуары и сливо-наливная эстакада оборудованы установками пожарной сигнализации и пожаротушения.

На территории нефтебазы находятся источники водоснабжения (пожарные гидранты, находящиеся в исправном состоянии).

При возникновении пожара на нефтебазе, следует:

• прекратить слив-налив нефти и нефтепродуктов;
• вызвать пожарную охрану, сообщив по телефону 01 точный адрес объекта, место возникновения пожара, фамилию лица, передавшего сообщение и до прибытия пожарной команды приступить к тушению, используя первичные средства пожаротушения (углекислотные или порошковые огнетушители) или ликвидации аварии;
• сообщить непосредственному руководителю работ, начальнику нефтебазы;
• принять меры по удалению людей из опасной зоны.

Пожарная безопасность на пунктах отпуска нефти и дистиллята (сливо-наливных эстакадах)

Территория расположения пунктов отпуска нефти и дистиллята должна быть обеспечена первичными средствами пожаротушения:

• огнетушителями типа ОП-20 — 2 шт.;
• ящика с песком (V=1 м3) — 1 шт.;
• лопатой совковой — 1 шт.;
• лопатой штыковой — 1 шт.;
• ломом — 1 шт.;
• багром — 1 шт.;
• ведрами пожарными — 2 шт.;
• кошмой — 1 шт.

Во время слива-налива нефти и дистиллята не допускается переполнение или обливание ими автоцистерн или вагонов-цистерн.

Запрещается проводить сливо-наливные операции во время грозы. Во время сливно-наливных операций на эстакаде запрещается проводить маневренные работы и подавать следующий маршрут на свободный путь эстакады. При наливе в сливе жидкостей с температурой вспышки паров 610С и ниже обслуживающий персонал должен соблюдать меры предосторожности. Для освещения сливо-наливных эстакад применяются светильники взрывозащищенного исполнения

Заземляющие устройства железнодорожных путей постоянно в исправном состоянии.

Для сдвига с места и подкатки вагона-цистерны к месту слива-налива продукции применение в качестве рычагов стальных домов в других стальных предметов их допускается [18]

5.2 Экологичность проекта Настоящий раздел составлен с целью нейтрализации негативного воздействия на недра в процессе разработки месторождения им. Ю. Корчагина. Достижение поставленной задачи возможно при реализации (с учетом характеристик геологической среды и конкретных проектных технических решений) природоохранных мероприятий, а также проведении производственного контроля по оценке их эффективности.

В период строительства добывающих скважин основными видами воздействия на недра являются:

• нарушение естественного залегания пород в горном массиве по траектории формирования стволов скважин с выносом разрушенной породы на поверхность,
• временное нарушение термобарических условий в локальной зоне стволов скважин с загрязнением пород и высокоминерализованных пластовых вод буровым раствором,
• тампонаж заколонного пространства с локальным изменением геофильтрационных характеристик среды.

В период разработки залежей основными последствиями воздействия на недра являются:

• отбор пластового флюида с постепенной заменой нефтегазонасыщенной части пласта на водонасыщенную;
• утилизацией попутно-добываемой воды в законтурную область залежей неокома и волжского яруса;
• снижение пластового давления относительно начальных значений. При этом наибольшее снижение пластового давления ожидается в период отбора газа из газовой шапки неокомских отложений. При разработке залежи волжского яруса снижение пластового давления не прогнозируется;
• вынос на земную поверхность совместно с продукцией скважин минеральных частиц скелета нефтегазонасыщенного коллектора,
• локальные физико-химические изменения параметров геологической среды на участках скважин после проведения различных мероприятий по повышению нефтегазоотдачи пласта, его изоляции после отработки и других операциях.

5.2.1 Мероприятия по охране недр Строительство скважин планируется осуществлять по разработанной с учетом передового отечественного и зарубежного опыта и соответствующей природоохранному законодательству Российской Федерации проектной документации с привлечением оборудования и специалистов ведущих мировых компаний (“Baker Hughes”, “Schlumberger, “Halliburton” и др.).

Для охраны недр основополагающее значение имеют наиболее прогрессивные конструктивные и технико-технологические решения, способные снизить загрязнение геологической среды при строительстве скважин и техногенную нагрузку при их эксплуатации.

Минимизация негативного воздействия на недра в процессе проведения буровых работ обеспечивается:

• конструкцией скважин, выбор которой производится на основании данных графиков совмещенных давлений, стратиграфического разреза и фактических горно-геологических условий, полученных при бурении поисковых и разведочных скважин;
• использованием высокоэффективных буровых растворов с применением химреагентов и материалов, имеющих утвержденные ПДК в соответствии с «Перечнем рыбохозяйственных нормативов…»;
• предотвращением поглощений буровых растворов при углублении и промывке ствола скважины за счет использования специальных добавок к ним;
• изоляцией продуктивных и водоносных пластов по всему вскрытому разрезу для надежного разобщения пластов и устранения возможности перетоков пластовых флюидов из одного пласта в другой путем спуска обсадной колонны и цементирования заколонного пространства скважин в соответствии с требованиями ПБ 08-624-03 (пп.

2.7.8; 2.7.9) «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;

• осуществлением качественного крепления обсадной колонны за счет применения необходимого ассортимента тампонажных материалов, рецептур растворов, оптимальных режимов цементирования, технологической оснастки обсадной колонны;
• предотвращением ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов, сохранением или восстановлением их естественной проницаемости при вскрытии;
• выбором способа обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) при отсутствии притока пластового флюида с учетом строения коллектора и его литологии, насыщения, состояния ПЗП и т.д.

5.2.2 Мероприятия по охране недр при эксплуатации скважин Рациональное использование недр предусматривает наиболее полное извлечение полезных ископаемых.

Мероприятия по охране недр в процессе разработки месторождения им. Ю. Корчагина в основном сводятся к выбору рациональной системы разработки, к контролю и регулированию разработки месторождения, внедрению эффективных методов повышения нефтеотдачи. Контроль за разработкой месторождения предусматривает проведение следующих видов контроля:

• технического состояния скважин;
• технологических параметров работы скважин;
• энергетического состояния объектов разработки и гидродинамическими параметрами;
• выработки запасов углеводородного сырья.

Плановый контроль за состоянием эксплуатационных колонн скважин и заколонного цементного кольца осуществляется геофизическими методами. В случае выявления нарушений проводится устранение негерметичности эксплуатационных колонн, при необходимости наращивается цементное кольцо за колонной.

Работа добывающих скважин ведется на установленных технологических режимах, обеспечивающих сохранность скелета продуктивного пласта и не допускающих преждевременного обводнения добывающих скважин. Для наблюдения за технологическим режимом работы добывающих скважин устанавливается контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевых проб добываемой продукции.

Для контроля за работой скважин они оборудованы забойными расходомерами типа расходомеров фирмы Roxar Flow Measurement или аналогичным оборудованием.

Для безаварийной работы водопоглощающих скважин и сохранения их приёмистости на весь срок эксплуатации проектом предусмотрен контроль за качеством закачиваемых в законтурную область залежей неокома и волжского яруса попутно добываемых пластовых вод.

В отделившейся пластовой воде возможно содержание нефти до 2000 мг/л, поэтому перед закачкой в водопоглощающие скважины ее очищают до 50 мг/л.

Качество закачиваемой воды должно соответствовать ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству».

Контроль за выработкой запасов предусматривает определение профиля притока, состава и плотности жидкости в стволе скважины, наличие заколонных перетоков и источника обводнения, выделение нефтегазонасыщенных интервалов и оценку коэффициента текущей нефтегазонасыщенности.

Деятельность по разработке месторождения нефти и газа документируется с составлением первичной, сводной и обобщающей документации, сохраняемой на весь период разработки месторождения.

5.2.3 Мероприятия по охране недр при консервации и ликвидации скважин Ликвидация (консервация) скважин осуществляется по инициативе ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» в соответствии с проектной документацией в сроки, согласованные с территориальным органом Ростехнадзора. Работы по консервации, ликвидации скважин с учетом проверки их технического состояния проводятся по планам изоляционно-ликвидационных работ.

Консервации подлежат категории скважин, законченных строительством, на срок до их передачи заказчику для ввода в эксплуатацию.

Наиболее радикальным мероприятием по охране недр на месторождении является своевременная (оперативная) ликвидация источников воздействия на них. Консервация и ликвидация скважин проводится в соответствии с требованиями РД 08-492-02 «Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов».

Особое значение с точки зрения охраны недр имеет правильное проведение работ по консервации и ликвидации скважин. [34]

Заключение При выполнении выпускной квалификационной работ были рассмотрены следующие вопросы:

В Геологической части проекта говорится о геологическом строении месторождения им. Ю. Корчагина: о его геолого-геофизической изученности месторождения, литолого-статиграфической характеристики, тектоническое строение месторождения, нефтегазосносность, гедрогеологические и термобарические условия, подсчетные параметры запасов нефти, а также перспективы месторождения .

В Технологической части проводится анализ процесса разработки нефтяных месторождений, производится разведка добычи и запасов нефти на месторождении им. Ю. Корчагина за 2010, 2011 года, изучен контроль и регулирование за процессом разработки нефтяных месторождений

В Технической части приводятся технические средства, оборудование, приборы для проведения исследований.

В Экономической части рассмотрены экономические аспекты проекта: посчитана стоимость используемого оборудования, посчитана смета расходов связанных с реализацией проекта, определен срок окупаемости проекта..

Раздел Безопасность и экологичность посвящен вопросам техногенной безопасности ведения работ, экологической безопасности проекта.

На основании раскрытых вопросов можно сделать выводы:

Месторождение им. Ю.Корчагина введено в эксплуатацию в 2010 году и первую прибыль ООО «Лукойл» также получило в 2010 году. Для реализации этого проекта были построены: стационарная ледостойкая платформы ЛСП-1 и платформа для жилья рабочих ЛСП-2, также введено в эксплуатацию нефтяное оборудование.

Запасы нефти и газа на месторождении составляют: нефть – 2300 млн м3, газ—1200 млн м3 в год.

При произведении экономического расчета были произведены расчеты капитальных вложений которые равняются 1957,2 млн. руб. Сумма годовых расходов поп роекту составляет 632,7 млн. руб. При продаже нефти игаза ООО «Лукойл» получает чистый доход в сумме 3594,2 млн. руб., на основынии этих данных сделан расчет рентабельности проекта, после которого можно сказать, что проект прибылен и срок окупаемости составляет 0,5 лет.

Список литературы 1. Балаба В.И. «Управление качеством в бурении », М., ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008

2. Борков Ф.П., Головочев Э.М., Щербаков В.В,, Северный Каспий строение и перспективы нефтегазоносности ( новейшие геолого-геофизические исследования )//Разведочная геофизика: Обзор ЗАО Геоинформмарк-М.,2005г.

3. Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремийчук Р.С. Освоение скважин: Справочное пособие/ Под редак. Р.С. Яремийчука –М: ООО «Недра-Бизнесспентр» ,2007

4. Глумов И.Ф., Маловицкий Я.П., Новиков А.А., Сенин Б.В. Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. — 342 с

5. Дейк Л.М. «Основы разработки нефтяных и газовых месторождений», М Премиум Инжирин», 2009

6. Дроздов А.Н. «Технология и техника добычи нефти погружным насосами в осложненных условиях», М., «МЕКС Пресс»,2008

7. Иванов С.И. «Интенсификация притока нефти и газа к скважинам », М.Недра,2006

8. Коршак К.А. , Шаммазов А.М. « Основы нефтегазового дела », Уфа, Полиграф Сервис, 2002

9. Мстиславская Л.Н. «Основы нефтегазопромыслового производства», М.,Недра, 2005

10. Норманн Хайн « Геология, разведка, бурение и добыча нефти »,М., Олимп, 2004г.

11. ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности « , 2004

12. Сахаров В.А, Мохов М.А. «Эксплуатация нефтяных скважин», ООО «Недра-Бизнесцентр»,2008

13. Толкунов В.А., Саушин А.З.»Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин »,2004

14. Фоменко К.Е., Сроение докембрийского фундамента восточной части Прикаспийской впадины по сейсмическим данным / К.Е. Фоменко , И.Г. Дементьева// Геология нефти и газа – 2009г.

15. Электронная библиотека АГТУ

16. Анализ и обобщение геолого – геофизических материалов, результатов исследования керна, шлама, пластовых флюидов по скважине 2 Ракушечная и оперативный подсчет запасов по структуре /Отчет по договору 05V1269-159-05.-Рук. И.В. Воронцова.- ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть», 2005 г,-456 с

17. Анализ и обобщение геолого – геофизических материалов, результатов исследования керна, шлама, пластовых флюидов по скважине 4 Ракушечная и оперативный подсчет запасов нефти и газа на месторождении им. Ю.Корчагина /Отчет по договору 06V095-93-06.-Рук. И.Б. Федотов.- ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть», 2006 г,-120 с

18. « Безопасность при разработке нефтяных и газовых месторождений» : Издательский дом «Плакат» — 2010г.

19. Групповой рабочий проект №574 на строительство эксплуатационных скважин на месторождении им. Ю. Корчагина (ЛСП-1) Договор №08V1150-87/08 ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть»,2008г.

20. А.В. Кустышев « Особенности эксплуатации шельфовых месторождений» Курс лекций.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2005.- 112 с.

21. Отчет «Каспийский проект месторождения имени Юрия Корчагина» ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» — 2011 год – 2-3с.

22. Отчет «Месторождение имени Юрия Корчагина: платформы уже в море» компания «Каспийская Энергия Группа»» — 2010 год – 1-5 с

23. Отчет о деятельности компании ООО «Лукойл» за 2010 год, 12,19с

24. Отчет о деятельности компании ООО «Лукойл» за 2011 год, 12,19,21с

25. Подсчет запасов углеводородного сырья месторождения им. Ю. Корчагина: /Отчёт по договору № 365 – 94/03/. ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть»: Рук. А.Ф. Шейкина. – Волгоград. 2003 г.-87 с

26. Статья « Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» — 2011г.

27. Статья «Способы добычи нефти» ООО «АДВЕРТИНТЕРКОМ»,2008-2011

28. Статья «Угрозы экологической безопасности Каспийского моря» Байдельдинова А.Г. 2010г.

29. Статья пресс- центра компании ИТЦ « СКАНЭКС»

Интернет — источники

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/referat/geologiya-nefti-i-gaza-2/

http://infoneft.ru/neftedobycha/oborudovanie-i-metody-dobychi-nefti/nazemnoe-oborudovanie.html « Наземное оборудование для добычи нефти и газа »http://www.steptofuture.ru статья «Нефтеразработка» с. 144-147http://www.steptofuture.ru статья «Нефтеразработка» с. 148-149http://www.steptofuture.ru статья «Нефтеразработка» с. 150www. oilneft. ru – статья « Охрана недр и окружающей среды в процессе разбуривания нефтяного месторождения»