ВЕДЕНИЕ 5
1 Общие сведения о районе работ 7
2 Географо-экономические сведения района 12
2.1 Геологическое строение месторождения 12
2.1.1 Краткая история и анализ геологоразведочных работ 12
2.1.2 Структурно-тектонические особенности района работ 15
2.1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 24
2.1.4 Нефтегазоносность 40
2.2 Гидрогеологические и инженерно-геологические условия 45
3 Описание технологического процесса 50
4 Оптимизация технологического процесса 55
4.1 Управление системой ППД 58
4.2 Управление работой скважин 58
4.3 Управление работой УЭЦН 60
4.4 Экономия электроэнергии на кустовой площадке 62
5 Безопасность и экологичность проекта 67
5.1 Анализ потенциальных опасных и вредных производственных факторов при проведении работ 67
5.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению безопасности работ 68
5.3 Санитарные требования к помещению и размещению используемого
оборудования 70
5.4 Обеспечение безопасности технологического процесса 75
5.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности 77
5.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях 80
5.7 Экологичность проекта 82
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 84
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ 87
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Современный мир не может представить свое существовать без самых главных энергоносителей - нефти и газа. Именно поэтому нефтегазовая промышленность является одной из наиболее значимых отраслей российской экономики и представлена такими направлениями, как разведка месторождений, добыча ископаемых и их последующая переработка на специализированных предприятиях.
Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляется через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) - область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся - при закачке. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависят эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих, приёмистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъём жидкости непосредственно в скважине.
По способам извлечения скважинной жидкости современные методы нефтедобычи делятся на:
1. Фонтан (выход флюида происходит за счет разности давления в продуктивном пласте и давления на устье скважины).
2. Газлифт.
3. Насосно-компрессорная добыча, в том числе с использованием различных видов насосов.
3.1. Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН).
3.2. Установка электро-винтового насоса (УЭВН).
3.3. Установка штангового скважинного насоса (ШСН).
Далее со скважин нефть поступает на автоматизированную групповую замерную установку для осуществления контроля дебита скважин, собирается в коллектор и транспортируется на технологическую установку (ДНС, УПН, ЦПС и т.д.).
Правильно постороенный технологический процесс - это контроль, возможность анализа работы фонда и управление добычей нефти при минимальных трудозатратах и потерях. Если не вести оперативный контроль за работой скважин и своевременно не предпринимать необходимые действия (промывка водой/нефтью, кислотная обработка и т.д.), то возможно нарушение технологического процесса (отложение примесей на внутренней стенке трубопровода, увеличение нагрузки на УЭЦН, остановка скважины). Отсюда возникают потери добычи нефти, простои фонда, КРС.
С экономической точки зрения, при отладке технологического процесса снижаются затраты на электроэнергию (работа УЭЦН), снижаются потери нефти и простои скважин, сокращается количество КРС и, как следствие, затраты на дорогостоящий ремонт.
Запасы нефти из года в год истощаются, а потребность в нефти в мире не уменьшается. Нефтяники России вынуждены двигаться во все более отдаленные от развитой инфраструктуры участки для поисков новых месторождений. Ввиду отсутствия инфраструктуры (дорог, проходящих рядом ЛЭП и т.д.) увеличивается стоимость разработки и эксплуатации месторождения. Поэтому еще на этапе проектирования необходимо предусматривать новые возможности сокращения затрат.
Стоимость нефти в 2017 году варьируется в диапазоне 50 долларов за баррель нефти. Большинство технологий и оборудования в Россию импортируются из западных стран и северной Америки. Развивая свою компетенцию, нефтяники России получат ряд преимуществ, которые сократят как стоимость разработки новых месторождений, так и их эксплуатацию.
В России есть ряд университетов с направлениями разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Давая возможность развития наших технологий при тесном сотрудничестве с нефтегазовыми предприятиями, в выигрыше остаются все:
1. Университеты, которые всегда будут находится на передовой в сфере развития нефтегазового дела. Выпускники таких университетов всегда будут в цене как специалисты, которые придя на производство, будут внедрять новые технологии;
2. Нефтегазовые предприятия, потому как постоянно будут оптимизировать свое производство, сокращая при этом издержки;
3. Государство в целом, потому как за развитием технологии возникает потребность в ее реализации. А это создание новых производств, создание новых рабочих мест, рост компетенции наших специалистов и последующем экспорт наших технологий и оборудования.
2014 год показал на сколько мы зависимы от импорта технологий и оборудования. Падение курса рубля дополнительно усугубило положение нефтяников, т.к. стоимость технологий и оборудования значительно выросла в рублевом эквиваленте. Нефтяники и так теряли доход от продажи нефти в связи с падением стоимости нефти более чем в 2 раза, а рост стоимости оборудования и технологий, импортируемых из-за границы, увеличивало стоимость разработки новых месторождений. ПАО НК «Роснефть» на этом фоне вынуждено было заморозить несколько новых перспективных проектов и реализацию уже строящихся объектов (пример Ачинский НПЗ, где заморозили уже строящуюся линию гидрокрекинга).
Переход на поставку собственного оборудования дало толчок развития наших предприятий, ведь приоритет был дан Правительством России на импортозамешение. На фоне этого начали развиваться предприятия, которые давали аналогичную продукцию (насосы, трубы, хим. реагенты, КИПиА и т.д.) по цене существенно ниже аналога из-за границы.
Внедрив предложенные в проекте идеи, мы создаем интегрированную модель добычи, которая является надежной основой для дальнейших проектов по наращиванию нефтедобычи. Эта модель позволит замкнуть весь цикл управления скважинами и коллекторами. Диспетчеры в реальном времени получат всю необходимую информацию в удобной для них форме (отчеты, тренды, шахматки и т.д.), смогут ее проанализировать и предпринять необходимые мероприятия, которые необходимо осуществить, а затем регулируют работу каждой скважины с использованием автоматической системы управления как самостоятельно, так и в автоматическом режиме. В общем, в результате мы можем получить повышение добычи в среднем на 2¬2,5% в год, сократить внеплановые простои скважин, уменьшить количество поездок внутри промысла, что не только снизит затраты, но и минимизирует риски для сотрудников при передвижении по внутрипромысловым дорогам. Все это, в свою очередь, привет к росту эффективности работы персонала на нефтепромысле.
Рассматриваемые в данном проекте предложения по оптимизации - это только часть возможной оптимизации нефтегазового производства, потому как можно оптимизировать затраты на запуск новых объектов, модернизацию и на эксплуатацию действующих объектов нефтегазового производства в целом, начиная от добычи, подготовки, перекачки, переработки, включая глубокую переработку нефти, заканчивая сбытом углеводородов (заправки) и продуктов глубокой переработки углеводородов (гидрокрекинг).
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
