Помощь студентам в учебе
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТЕХНОЛОГИИ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ГАЗА НА БАРСУКОВСКОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ (ЯНАО)
|
РЕФЕРАТ 8
ВВЕДЕНИЕ 10
1 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ РАЗДЕЛ 13
1.1 Общие сведения о месторождении 13
1.2 Г еологическая характеристика месторождения 15
1.2.1 Стартиграфия 15
1.2.2 Тектоника 18
1.3 Характеристика продуктивных пластов 21
1.4 Разработка месторождения 23
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 25
2.1 Обоснование проведения мероприятий по совершенствованию разработки
месторождения 25
2.2 Общие сведения о газовых гидратах в разработке нефтегазовых
месторождений 28
2.3 Технологическая схема сбора газа и установки комплексной подготовки
газа 34
2.4 Методы борьбы с гидратами в разработке нефтегазовых месторождений 38
2.5 Анализ мероприятий по борьбе с гидратами на месторождении 40
2.6 Мероприятия по оптимизации текущих работ по борьбе с гидратами в
работе добывающих скважин 47
2.6.1 Обоснование применения ингибиторов 47
2.6.2 Опытно-промышленные работы по подаче ингибиторов 51
2.6.3 Расчет подачи ингибитора в скважину 55
3 ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФЕКТИВНОСТЬ И
РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ 61
3.1 Краткая характеристика компании-недропользователя 61
3.2 Методика экономического расчета проекта 63
3.2.1 Расчет себестоимости 1 т нефти 63
3.2.2 Расчет экономического эффекта от проведения мероприятий 67
3.3 Расчет экономической эффективности проекта 69
3.3.1 Расчет себестоимости 1 т нефти до оптимизации системы борьбы с гидратоотложениями 70
3.3.2 Расчет себестоимости 1 т нефти после оптимизации системы борьбы с
гидратоотложениями 71
3.3.3 Расчет экономического эффекта от проведения мероприятий 73
4 СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ 77
4.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 77
4.2 Производственная безопасность 78
4.3 Анализ опасных и вредных производственных факторов 79
4.4 Экологическая безопасность 86
4.5 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 88
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 92
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 95
ВВЕДЕНИЕ 10
1 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ РАЗДЕЛ 13
1.1 Общие сведения о месторождении 13
1.2 Г еологическая характеристика месторождения 15
1.2.1 Стартиграфия 15
1.2.2 Тектоника 18
1.3 Характеристика продуктивных пластов 21
1.4 Разработка месторождения 23
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 25
2.1 Обоснование проведения мероприятий по совершенствованию разработки
месторождения 25
2.2 Общие сведения о газовых гидратах в разработке нефтегазовых
месторождений 28
2.3 Технологическая схема сбора газа и установки комплексной подготовки
газа 34
2.4 Методы борьбы с гидратами в разработке нефтегазовых месторождений 38
2.5 Анализ мероприятий по борьбе с гидратами на месторождении 40
2.6 Мероприятия по оптимизации текущих работ по борьбе с гидратами в
работе добывающих скважин 47
2.6.1 Обоснование применения ингибиторов 47
2.6.2 Опытно-промышленные работы по подаче ингибиторов 51
2.6.3 Расчет подачи ингибитора в скважину 55
3 ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФЕКТИВНОСТЬ И
РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ 61
3.1 Краткая характеристика компании-недропользователя 61
3.2 Методика экономического расчета проекта 63
3.2.1 Расчет себестоимости 1 т нефти 63
3.2.2 Расчет экономического эффекта от проведения мероприятий 67
3.3 Расчет экономической эффективности проекта 69
3.3.1 Расчет себестоимости 1 т нефти до оптимизации системы борьбы с гидратоотложениями 70
3.3.2 Расчет себестоимости 1 т нефти после оптимизации системы борьбы с
гидратоотложениями 71
3.3.3 Расчет экономического эффекта от проведения мероприятий 73
4 СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ 77
4.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 77
4.2 Производственная безопасность 78
4.3 Анализ опасных и вредных производственных факторов 79
4.4 Экологическая безопасность 86
4.5 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 88
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 92
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 95
Актуальность работы. Разработка любого нефтегазового месторождения вне зависимости от его геологической сложности, промыслового обустройства и стадии разработки сопровождается активным проведением различных геолого-технические мероприятий с целью грамотного и рационального извлечения недр, а также достижений максимально возможных коэффициентов извлечения недр.
К данным работам можно отнести, как различные методы по борьбе с осложнениями при эксплуатации добывающего оборудования, так и мероприятия по дальнейшему обустройству месторождения (формирование сетки скважин, обустройства системы 1111Д, подбор режимов работы ДО и т.д.), а также проекты по воздействию на призабойные зоны, как добывающих, так и нагнетательных скважин.
В зависимости от типа залежи добываемого потока флюида необходимо в индивидуальном порядке подбирать и проводить ГТМ для оптимизации и совершенствованию добычи на месторождении. Для газовых и газоконденсатных скважин это могу быть дополнительные работы по техническому переоснащению или ремонту специального газового оборудования (УКПГ, сепарационные установки и др.) или проведению работы по борьбе с осложнениями в добычи газа или конденсата, к примеру, проблема газовых гидратов в разработке нефтегазовых месторождений.
Газогидраты часто встречаются на газовых и газоконденсатных месторождениях, их образование на стенках насосо-компресорных труб и других промысловых трубопроводах ведет к различным технологическим проблемам. Ликвидация гидратных пробок является сложной задачей, так как требует больших затрат на оборудование и другого материала (ингибитора), такая процедура занимает от нескольких дней до нескольких месяцев. 1равильный контроль за работой ДО, анализ причин его поломок и дальнейших подбор необходимых методов борьбы с осложнениями в эксплуатации оборудования является важной задачей для инженерного состава на месторождении.
К данным работам можно отнести, как различные методы по борьбе с осложнениями при эксплуатации добывающего оборудования, так и мероприятия по дальнейшему обустройству месторождения (формирование сетки скважин, обустройства системы 1111Д, подбор режимов работы ДО и т.д.), а также проекты по воздействию на призабойные зоны, как добывающих, так и нагнетательных скважин.
В зависимости от типа залежи добываемого потока флюида необходимо в индивидуальном порядке подбирать и проводить ГТМ для оптимизации и совершенствованию добычи на месторождении. Для газовых и газоконденсатных скважин это могу быть дополнительные работы по техническому переоснащению или ремонту специального газового оборудования (УКПГ, сепарационные установки и др.) или проведению работы по борьбе с осложнениями в добычи газа или конденсата, к примеру, проблема газовых гидратов в разработке нефтегазовых месторождений.
Газогидраты часто встречаются на газовых и газоконденсатных месторождениях, их образование на стенках насосо-компресорных труб и других промысловых трубопроводах ведет к различным технологическим проблемам. Ликвидация гидратных пробок является сложной задачей, так как требует больших затрат на оборудование и другого материала (ингибитора), такая процедура занимает от нескольких дней до нескольких месяцев. 1равильный контроль за работой ДО, анализ причин его поломок и дальнейших подбор необходимых методов борьбы с осложнениями в эксплуатации оборудования является важной задачей для инженерного состава на месторождении.
Одной из основных проблематик в работе системы сбора и подготовки газа на месторождении является проблема газовых гидратов в работе добывающих скважин (газовых и газоконденсатных скважин). Около 50% случаев поломок ДО приходится именно на проблему гидратообразований по скважине.
Примерно до 2020 г основными мероприятиями по борьбе с газовыми гидратами на месторождении были вывод скважины на “безгидратный” режим работы совместно с периодической очисткой ствола скважин раз в неск. месяцев. Однако за период 2016-2020 гг данный комплекс работ показал свою не эффективность, так процент скважин с проблемой гидратоотложений на месторождении ежегодно только увеличивается и более того усложняется и динамика очистных работ, так если в 2016 г необходимо было проводить 8-9 спуско-подъемных операций по очистке ствола скважины с интервалом в 2,5 - 3 месяца, то к начла 2020 г динамика СПО составляет 15-16 раз в среднем, с интервалом в 24-25 суток, что естественно привод к увеличению затрат на обслуживание скважин и к не достижению проектных показателей добычи.
Поэтому с целью оптимизации текущей системы борьбы с гидратоотложениями руководством компании недропользования было принято решение об применение ингибиторов газовых гидратов проведении в качестве опытно-промышленных работ в устьевых и предустьев областях скважин в виде технологии по предотвращению оснащения кристаллов гидратов на стенках НКТ их дальнейшему накоплению по стволу скважины. В качестве ингибиторы был выбрал раствор метанола (метанола в объеме 25%, минерализованной воды об. 70% и около об. 5% объема - различные ПАВ).
Отметим, что выбор в пользу именно данного хим. реагента был сделал так как в отличие от других известных ингибиторов (водные растворы электролитов, антигидратные реагенты на основе гликолей, кинетические ингибиторы и т.д.), метанол и его растворы хорошо зарекомендовали себя именно на нефегазоконденстаных месторождения, остальные же реагенты в более эффективны в газовых скважинах. Так же в пользу данного реагента можно сделать выбор из-за его простоты и надежности использования на различных НГДУ в странах СНГ и многолетне накопленном опыте проведения работ.
Как итог на 4-х скважинах (№№ 900, 1056, 725, 576), что имели
комплексные проблемы в работе ДО и неоднократно пребывали в ремонтном фонде, как по причине гидратоотложений, были проведены работы по успешному внедрению данной технологии в сочетании с очистными работами по стволу скважины. Так на скважинах отмечается увеличение МРП на 37%, среднесуточных дебитов на 8,9 т/сут по конденсату и 39,5 тыс. м3/сут по газу (увеличение дебитов составило более, чем на 30%), кроме того благодаря использованию ингибитора отмечает общее сокращение динамика очистных работ по скважинам (как периодичности работ, так как среднего кол-ва СПО для очистки ствола скважины) до показателей 2016-2020 гг. На всех исследуемых скважинах за 2021 г не было отмечено ни одной поломки ДО по причине гидратоотложений. Итоговая дополнительная добыча составила в среднем 2 956 т по конденсату на скважину (всего 12 824 т) и около 52 млн. м3 по газу.
В связи с этим и получается экономическая эффективность от предложенных мероприятий, так по скважине № 1056 по которой отмечается наименьшие показатели увеличения среднесуточного дебита по конденсату (7,8 т/сут) и газу (на 20 тыс. м3/сут) экономическая прибыль за 2021 г составила в размере около 24 млн рублей, что подтверждается соответствующими расчета, сделанным в экономической части работы. В соответствии с этим предложенные мероприятия можно считать, как технологически, так и экономически эффективными и данный комплекс работы можно рекомендовать для дальнейшего применения на остальных скважинах с проблемой газовых гидратов в работе добывающего оборудования.
Примерно до 2020 г основными мероприятиями по борьбе с газовыми гидратами на месторождении были вывод скважины на “безгидратный” режим работы совместно с периодической очисткой ствола скважин раз в неск. месяцев. Однако за период 2016-2020 гг данный комплекс работ показал свою не эффективность, так процент скважин с проблемой гидратоотложений на месторождении ежегодно только увеличивается и более того усложняется и динамика очистных работ, так если в 2016 г необходимо было проводить 8-9 спуско-подъемных операций по очистке ствола скважины с интервалом в 2,5 - 3 месяца, то к начла 2020 г динамика СПО составляет 15-16 раз в среднем, с интервалом в 24-25 суток, что естественно привод к увеличению затрат на обслуживание скважин и к не достижению проектных показателей добычи.
Поэтому с целью оптимизации текущей системы борьбы с гидратоотложениями руководством компании недропользования было принято решение об применение ингибиторов газовых гидратов проведении в качестве опытно-промышленных работ в устьевых и предустьев областях скважин в виде технологии по предотвращению оснащения кристаллов гидратов на стенках НКТ их дальнейшему накоплению по стволу скважины. В качестве ингибиторы был выбрал раствор метанола (метанола в объеме 25%, минерализованной воды об. 70% и около об. 5% объема - различные ПАВ).
Отметим, что выбор в пользу именно данного хим. реагента был сделал так как в отличие от других известных ингибиторов (водные растворы электролитов, антигидратные реагенты на основе гликолей, кинетические ингибиторы и т.д.), метанол и его растворы хорошо зарекомендовали себя именно на нефегазоконденстаных месторождения, остальные же реагенты в более эффективны в газовых скважинах. Так же в пользу данного реагента можно сделать выбор из-за его простоты и надежности использования на различных НГДУ в странах СНГ и многолетне накопленном опыте проведения работ.
Как итог на 4-х скважинах (№№ 900, 1056, 725, 576), что имели
комплексные проблемы в работе ДО и неоднократно пребывали в ремонтном фонде, как по причине гидратоотложений, были проведены работы по успешному внедрению данной технологии в сочетании с очистными работами по стволу скважины. Так на скважинах отмечается увеличение МРП на 37%, среднесуточных дебитов на 8,9 т/сут по конденсату и 39,5 тыс. м3/сут по газу (увеличение дебитов составило более, чем на 30%), кроме того благодаря использованию ингибитора отмечает общее сокращение динамика очистных работ по скважинам (как периодичности работ, так как среднего кол-ва СПО для очистки ствола скважины) до показателей 2016-2020 гг. На всех исследуемых скважинах за 2021 г не было отмечено ни одной поломки ДО по причине гидратоотложений. Итоговая дополнительная добыча составила в среднем 2 956 т по конденсату на скважину (всего 12 824 т) и около 52 млн. м3 по газу.
В связи с этим и получается экономическая эффективность от предложенных мероприятий, так по скважине № 1056 по которой отмечается наименьшие показатели увеличения среднесуточного дебита по конденсату (7,8 т/сут) и газу (на 20 тыс. м3/сут) экономическая прибыль за 2021 г составила в размере около 24 млн рублей, что подтверждается соответствующими расчета, сделанным в экономической части работы. В соответствии с этим предложенные мероприятия можно считать, как технологически, так и экономически эффективными и данный комплекс работы можно рекомендовать для дальнейшего применения на остальных скважинах с проблемой газовых гидратов в работе добывающего оборудования.
