Отложения на месторождении кумколь

2.6 Определение дебитов  при площадном заводнении.

Нефтяное месторождение запланировано  разрабатывать с использованием заводнения при площадной (девятиточечной) схеме расположения скважин.

В элементе девятиточечной системы  (рис. 2), представляющей себя квадрат, одна добывающая скважина  в центре окружена восемью нагнетательными скважинами -  четыре в углах и четыре в середине квадрата. На одну добывающую скважину приходится три нагнетательные скважины. Такая система применима в основном для вторичных (или третичных) методов разработки. При внутриконтурном заводнении с начала разработки большой интерес представляет обращенная девятиточечная система с нагнетательной скважиной в центре квадрата (элемента). В такой системе на одну нагнетательную  скважину  приходится три добывающие скважины. По такой системе обеспечивается наибольший дебит при повышенных соотношениях вязкости нефти и вода: четыре – пять и более.

 

Рисунок 2 – Схема девятиточечного  элемента расположения скважин.

 

1 – добывающие скважины;

2 – нагнетательные скважины.

 

Исходные данные:

 

r=822 кг/м³                               m_b = 1,2 мПа · с

h=7,1м                                      m_н = 1,26  мПа · с

Р^н_g =16 МПа                             S_св = 0,2

Р_g  =10 МПа                              m = 0.27

k= 1,6 мкм²                                          S_он  = 0,42

S = 4,5                                      а = 500м

 

 

Решение:

Для определения дебита добывающей скважины необходимо найти водонасыщенность (Z_ф) на фронте вытеснения нефти водой. Этот параметр определим графо-аналитическим путем (1):

 

 

        Z_ф =0,1 Ö  m_b / 1,5*(1- S_он - S_св) - Z_ф                 (1)

 

 

               m_о=m_н / m_b                                      (2)

 

 

Z²_ф = 0,1² * (1,5 / 1,5 * (1- S_он - S_св) – Z³_ф

 

 

0,01 * 1,05 = Z²_ф  * (1,5 – 1,5 S_он – 1,5 S_св)  - Z³_ф

 

 

0,0105 = Z²_ф * 1,085 - Z³_ф

 

 

Z³_ф – 1,085 Z²_ф + 0,0105 = 0

 

 Это уравнение решается графический

 

Z³_ф = Z²_ф * 1,085 – 0,0105

Z_ф = 0,5.

Перерепад давления или дебит одной  нагнетательной или трех добывающих скважин определяем по уравнению:

(2pkh (P_н – Р_g) / m_bqz) = 12 Z_ф + 25 Z²_ф + 1,7 Ln(Z_ф/r_сн) +

+ m_о((Ln(4а/pr_ф) + 1/3 Ln(а/2pr_сg));                   (3)

 

где а – расстояние от нагнетательной скважины до четырёх ближайших добывающих, равное половине стороны расчетного элемента (квадрата).

При заданном постоянном перепаде давления время для различных положений фронт ВНК:

 

t = ((m_b m d r_ф / 2 k * (P_н – Р_g)) [ 12 Z_ф + 25 Z²_ф + m_о Ln                (4а/pr_сн) + (m_о +3) Ln(а / 2p r_сg) + (1,7 - m_о) Ln(r_ф / r_снÖe)]    (4)

 

при Z_ф= 400

 

[6,28 * 1,6*10^-12*7,1* (16-10* 10⁶) / 1,2*10^-3 * q * 4,5] =

= 12 Z_ф + 25 Z²_ф+1,7 Ln(Z_ф/ Z_сн)+ 1,05* [Ln(4*500/3,14*400) + 1/3 Ln (500 /6,28*0,01)]

 

(79,27 * 10^-3 / q) = 30

 

q = (79,27 * 10^-3 / 30) = 2,642 * 10^-3 м³/с » 228 м³ / сут.

 

t = (1,2 * 10^-3 * 0,27 * 0,38 * 400² / 2 * 1,6 * 10^-12 * 6 * 10⁶) *

* [12 * 0,5 + 25 * 0,5² + 1,05 Ln(2000 / 3,14 * 0,1) + 1,05/3 *

Ln (500/ 6,28 * 0,01) + (1,7 – 1,05) Ln (400/0,1Öe)] =

= 1026 * 10³ * (6+6,25+9,2+3,14+5,09) = 30451,68 * 10³ с » 352 сут

 

при Z_ф = 300

 

(79,27 * 10^-3/ q) = 25,86 + 1,05 * (Ln (4*500/3,14*300) +

+ 1/3 Ln 500 / 6,28*0,01)

 

(79,27 * 10^-3/ q) = 29,794

 

q = (79,27 * 10^-3 / 29,794) = 2,66 * 10^-3 м³/с » 230 м³ / сут.

 

t = (1,2 * 10^-3 * 0,27 * 0,38 * 300² / 2 * 1,6 * 10^-12 * 6 * 10⁶) *

* [24+(1,7-1,05) Ln(300 / 0,1 * Öe) ] =

= 577,125 * 10³ * (24,59 + 4,88) = 17007,87 * 10³ с » 197 сут .

 

при Z_ф = 200

(79,27 * 10^-3/ q) = 29,53

 

q = (79,27 * 10^-3 / 29,53) = 2,684 * 10^-3 м³/с » 232 м³ / сут.

 

t = (1,2 * 10^-3 * 0,27 * 0,38 * 200² / 2 * 1,6 * 10^-12 * 6 * 10⁶) *

* [24,59+(1,7-1,05) Ln(200 / 0,1 * Öe) ] =

= 353,79 * 10³ * (24,59 + 4,62) = 10332,66 * 10³ с » 119 сут .

 

при Z_ф = 100

(79,27 * 10^-3/ q) = 29,08

 

q = (79,27 * 10^-3 / 29,08) = 2,725 * 10^-3 м³/с » 235 м³ / сут.

 

t = (1,2 * 10^-3 * 0,27 * 0,38 * 100² / 2 * 1,6 * 10^-12 * 6 * 10⁶) *

* [24,59+0,65 Ln(100 / 0,1 * Öe) ] =

= 88,45 * 10³ * (24,59 + 4,16) = 2543,39 * 10³ с » 29 сут .

 

при Z_ф = 50

(79,27 * 10^-3/ q) = 29,6

 

q = (79,27 * 10^-3 / 28,6) = 239 м³ / сут.

 

t = (1,2 * 10^-3 * 0,27 * 0,38 * 50² / 2 * 1,6 * 10^-12 * 6 * 10⁶) *

* [24,59+0,65 Ln(50 / 0,1 * Öe) ] =  625,81 * 10³  » 7 сут .

 

                                                таблица 17 – результаты расчетов

t, сут	Zф, м	q в, м3/ сут	q н, тн / сут	Q, тн
7	50	239	65	455
29	100	235	64	1856
119	200	232	63	7497
197	300	230	63	12411
352	400	228	62	21824

 

2.7 Определение свойств дегазированной нефти.

При движении нефти от забоя и до устья происходит изменение свойств нефти. Определение физических свойств нефти при однократном разгазировании выполнено на ЗВМ. (Приложение А).

 

 

 

 

3. Экономическая часть

3.1 Организационная характеристика

Нефтегазодобывающее управление было организованно в 1988 году вследствии открытия месторождения Кумколь и установления возможности его разработки.

Возглавляет ГАО президент, которому непосредственно подчиняется отдел кадров, канцелярия, бухгалтерия, производственно-технический отдел, отдел труда и заработной платы, юридическая служба. Все эти службы организационно связаны между собой. Также в подчинении президента находятся заместители по капитальному строительству, по социальному развитию, по производству, по снабжению и транспорту, главный геолог, непосредственный заместитель президента. Каждый из заместителей имеет в своем соответствующие службы, цеха, отделы призванные решать специальные задачи по своим направлениям.

Структура ГАО представлена на рисунке 2.

 

3.2 Организация основного и вспомогательного производства.

ГАО состоит из четырех групп  организационных подразделений:

- аппарат

- инженерно- технической службы;

- базы производственного обслуживания;

- цехов и предприятий непосредственно подчиненных руководству ГАО.

Единый производственный процесс на предприятии делится на основные и вспомагательные процессы.

Основные производственные процессы для нефтегазодобывающих предприятий - добыча нефти и газа, осушка, сепарация, подготовка к дальнейшему транспорту.

Вспомагательные процессы преследуют своей целью создание промышленных условий для основных процессов. К вспомогательным процессам относятся:

содержание и ремонт средств  производства, обеспечение  водой, энергией, материально-техническое снабжение

Рисунок 2 - Структура ОАО «Харрикейн Кумколь Мунай»

 

подземного ремонта скважин, цех  подготовки и перекачу нефти и  газа, участок теплоснабжения и канализации.

Создание вспомагательных участков и служб оказало благоприятное влияние на технический процесс, что позволило освободить рабочих от однородных и сложных работ.

Кроме того, необходимо выделить следующие  вспомогательные процессы:

- по предметов труда при погрузочно-разгрузочных работах;

- исследовательские - по изучению условий необходимых параметров производственных процессов;

- геологоразведочные по разведке полезных ископаемых.

 

3.3 Особенности организации труда и заработной платы

Организация труда на любом предприятии  в том числе и в нефтедобывающем  представляет собой часть организации, которая предусматривает рациональный выбор, расстановку и использование рабочих кадров, обеспечивает максимально эффективное использование рабочего времени и средств производства.

Организация труда включает в себя:

- организация и обслуживание рабочего места;

- расстановку рабочих кадров;

- режим работы;

- охрану труда и обеспечение технической безопасности;

подбор, подготовку и повышение  квалификации работников.

В комплексном цехе по добыче нефти  и газа работают две бригады, в  каждой бригаде по 30 человек. Бригады работают вахтовым методом, по 15 дней, рабочий день длится 12 часов. Начальник и заместитель начальника работают по 20 дней. Оплата труда рабочих производится по повременно -премиальной, сдельно - премиальной и косвенно - сдельной системам оплаты труда.

Рабочие, имеющие отклонения при выполнении производсвенного процесса от нормальных условий труда имеют доплату до 12% тарифной ставки за работу в и вредных условиях.

Рабочие, занятые на непрерывном  производстве, как операторы по добыче, дежурные слесари-ремонтники, аппаратчики опреснительных установок, котельных установок, помощники бурильщиков и операторы подземного ремонта скважин, сменные технологи и мастера получают доплату за работу в ночное время в размере 20% тарифной ставки.

Бригадной формой организации труда охвачено 78% численности рабочих.

Мастерам и другим инженерно-техническим  работникам устанавливают надбавки к должностным окладам до 30% за высокую квалификацию. Часовые тарифные ставки определяются в установленной форме.

3.4 Анализ техннко - экономических показателен разработки месторождения Кумколь

Месторождение Кумколь находится  на начальном этапе промышленной разработки, характеризующийся разбуриванием и вводом в эксплуатацию новых добывающих и нагнетательных скважин.

На месторождении Кумколь прирост фонда добывающих скважин происходит за счет бурения. В эксплуатационном фонде на 1.07.98 года пребывает 308 скважин, из которых 272 действуют и 36 бездействующих. На месторождении по сравнению с темпами разбуривания наблюдается большое отставание в промышленном обустройстве объектов разработки. В связи с этим пробуренные и законченные строительством скважины длительное время не вводится в эксплуатацию. Фактическая добыча нефти за 1997 год составила 2559 тыс. тонн, добыча газа 107 млн. м³. Потери в добыче нефти из-за остановки скважин при нормальном коэффициенте эксплуатации 0.96 составили 214 тыс. тонн, а потери рабочего времени скважин 4670 скв/дней. Удельная численность работников по обслуживанию одной скважины уменьшилось на 0.1 скв/чел, что объясняется ростом числа скважин по сравнению с ростом числа обслуживающего персонала.

Прирост месячных отборов происходит за счет ввода в эксплуатацию новых скважин. Среднесуточный дебит одной скважины в 1997 году по месторождению Кумколь составляет 30 т/сут.

    Технико-экономические показатели представлены в таблице 18.

Таблица 18.

Технико-экономические «Харрикеин Кумколь Мунай» за 1997 год

Показатели	1997год
	план	факт
Товарная продукция  в действующих ценах тыс.тг.	6604441	6780571
Фактическая реализация тыс.тг.		6309197
Добыча нефти тыс.тонн	1857	1930,7
Товарный объем нефти  тыс.тонн	1843,12	1914,7
Потери: а) на магистральном  нефтепроводе                б) на промысле	4,2 6,02	2,836 7
На собственные нужды  тыс.тонн	8,38	8,33
Добыча нефти по способам эксплуатации а) фонтанным тыс.тонн б) ШГН тыс.тонн	1857	1930,76 1844,32 86,44
Добыча попутного газа млн.м3	54,6	59,5
Объем закачки воды тыс.тонн м3	2463,3	2500,02
Производительность труда  тг.		5216
Среднесписочная численность  чел. в том числе: ППП. чел.                        рабочих чел.	1240 1068 0	1300 1109 736
Фонд потребления тыс.тг.	1032200	1166986
Среднемесячная зарплата тг.	69368	74807
Объем капвложений тыс.тг.		1992620
Балансовая прибыль  тыс.тг.		3932003
Рентабельность по реализации нефти %	70
Рентабельность по товарной продукции %	43
Себестоимость 1-й тонны  нефти тг.	2489
Себестоимость реализованной  продукции тыс.тг.	3712057