Согласно второму варианту при загрязнении водоемов пленкой толщиной не более 10 мм и поверхности грунта до глубины не более 10 кг/м2, загрязненная поверхность обрабатывается раствором, содержащим биопрепарат диаммонийфосфат и биостимулятор.
Объем раствора должен составлять 0,5-1 л/м2 загрязненной поверхности. Реагенты берутся в количествах, обеспечивающих получение 0,07% - ного водного раствора по диаммонийфосфату, 0,05-1% - ного водного раствора по культуре микроорганизмов и 0,1-1% - ного водного раствора биостимулятора.
Технические средства, применяемые для распыления раствора, должны позволять контролировать расход раствора и не иметь нарушений герметичности емкостей с раствором.
С целью охраны почв и предотвращения их загрязнения осуществляются следующие мероприятия:
- захоронение твердых бытовых отходов, утилизация строительных отходов производится на специальных полигонах; складирование металлолома - на отдельно отведенных площадках;
- хранение горюче-смазочных материалов, метанола, диэтиленгликоля производится в емкостях, установленных на бетонированных площадках с надежной гидроизоляцией и обваловкой;
- передвижение по тундре тяжелой техники разрешается только в зимний период; ведомственной лабораторией предприятия планомерно производится контроль экологического состояния территории промыслов, промзоны, жилых поселков.
Заключение
В настоящее время и на ближайшую перспективу УЭЦН являются наиболее эффективными для добычи нефти на месторождении им. Р.С. Мирзоева. Фонтанирование скважин прекращается, газлифт из-за нехватки газа также почти исчерпал свои ресурсы, штанговые насосы в условиях этого месторождения оказались неэффективны. Центробежные насосы постепенно заменят все перечисленные способы добычи нефти.
В связи с большими глубинами статических уровней на месторождении начали применять электроцентробежные насосы REDA фирмы Shlumberger. Насосы REDA поднимают жидкость с глубин до 3000 метров и более.
На месторождении Мирзоева межремонтный период работы российских установок ЭЦН в среднем составил около 200 суток, для насосов REDA ожидается до 1500 суток и более. На месторождении Мирзоева МРП насосов REDA пока не определен, т. к. продолжается работа переведенных на REDA скважин. По состоянию на 1.06.06 межремонтный период составил в среднем свыше 500 суток.
Основная цель предлагаемой работы - оптимизация работы УЭЦН на месторождении им. Мирзоева. Фактически наиболее оптимальным для месторождения им. Мирзоева явился перевод скважин на работу УЭЦН REDA фирмы Shlumberger. Процесс оптимизации начался несколько лет назад и по мере приобретения насосов производится замена. Межремонтный период значительно увеличился. В настоящее время он превысил 500 суток и продолжает расти. Расчет подбора оборудования производится по программе фирмы Shlumberger.
В предлагаемой работе представлены результаты расчетов для семи скважин, эксплуатирующихся в настоящее время установками ЭЦН отечественного производства. После перевода на УЭЦН фирмы Shlumberger получим дополнительно 6,2 тонн нефти в сутки и увеличение межремонтного периода в 5-7 раз.
Произведенный расчет экономического эффекта показал, что при переводе семи запланированных скважин на эксплуатацию установками ЭЦН REDA при фактически достигнутом МРП (500 суток) на месторождении им. Мирзоева получим прибыль в размере более 10 млн. рублей в год. Если будет достигнут прогнозируемый МРП (1500 суток), то прибыль может превысить 12 млн. руб.
Литература
1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. М.: Недра, 1990. 427.
2. Геологический отчет о разработке месторождений НГДУ «Катанглинефтегаз»..
3. Зейгман Ю.В. Справочник нефтяника. Уфа, Тау, 2005. 272 с.
4. Малов Е.А., Дадонов Ю.А. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.: 1998. 162 с.
5. Молчанов А. Г., Чичеров Л. Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. М.: Недра, 1976. 327 с.
6. Муравьев В.М., Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, Москва, «Недра», 1978г.
7. Панов Г.Е. Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1981. 381 с.
8. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, РД08-200-98, 1998.
9. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. /Амелин И.Д., Андриасов Р.С., Гиматудинов Ш.К. и др. М.: Недра, 1978. 346 с.
10. Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти, М., Недра, 1979.
11. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти, М.: Недра, 1989. 245 с.
Приложения
Приложение А
Таблица А.1
Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
|
Индекс |
Интервал, м. |
Краткое название |
Плотность г/см3. |
Пористость % |
Проницаемость MD. |
||
|
От (верх) |
До (низ) |
||||||
|
N nt |
0 |
1350 |
Песок |
1,900-2,300 |
--- |
--- |
|
|
N nt |
1350 |
2220 |
Песок |
2,300-2,400 |
--- |
--- |
|
|
N ok |
2220 |
3170 |
Глина |
2,400 |
--- |
--- |
|
|
N dg IV |
3170 |
3185 |
Песчаник |
2,440 |
16 |
--- |
|
|
N dg V |
3190 |
3220 |
Песчаник |
2,450 |
18 |
12 |
|
|
N dg VI |
3230 |
3265 |
Песчаник |
2,450 |
17 |
17 |
|
|
N dg VII |
3270 |
3300 |
Песчаник |
2,450 |
--- |
--- |
|
|
N dg VIII |
3320 |
3340 |
Песчаник |
2,450 |
17 |
25 |
|
|
N dg IX-X |
3350 |
3390 |
Песчаник |
2,455 |
16 |
300 |
|
|
N dg XII |
3410 |
3440 |
Песчаник |
2,455 |
--- |
--- |
|
|
N dg XIII |
3465 |
3490 |
Песчаник |
2,460 |
16 |
500 |
|
|
N dg XV |
3500 |
3510 |
Песчаник |
2,460 |
--- |
--- |
|
|
N dg XVI |
3525 |
3540 |
Песчаник |
2,460 |
15 |
7 |
|
|
N dg XVII |
3555 |
3570 |
Песчаник |
2,460 |
17 |
900 |
|
|
N dgXVIII |
3590 |
3620 |
Песчаник |
2,465 |
12 |
10 |
|
|
N dg XIX |
3630 |
3650 |
Песчаник |
2,465 |
--- |
--- |
Приложение Б
Таблица Б.1
Геолого-геофизические характеристики нефтяных эксплуатационных объектов
|
Параметры |
Объект |
|||||||||
|
VII |
XIII |
XIV |
XVI |
XVII |
XVIII |
XIX |
XX |
XXIII |
||
|
Средняя глубина залегания, м |
3160-3190 |
3180-3520 |
3200-3560 |
3220-3380 |
3350-3410 |
3410-3430 |
3330-3660 |
3550-3710 |
3725 |
|
|
Тип залежи |
Пластовая, тектонически-экранированная |
|||||||||
|
Площадь нефтеносности, тыс. м2 |
216 |
1638 |
1563 |
1873 |
1565 |
1711 |
1732 |
543 |
270 |
|
|
Средняя нефтенасыщенная толщина, м |
8-23 |
8-28 |
4-20 |
11-29 |
7-22 |
8-22 |
9-55 |
16-40 |
33-64 |
|
|
Пористость, доли ед. |
0,17 |
0,16-0,17 |
0,18-0,20 |
0,18-0,19 |
0,15 |
0,16-0,18 |
0,16-0,17 |
0,16-0,17 |
0,16 |
|
|
Средняя нефтенасыщенность, доли ед. |
0,65 |
0,65-0,77 |
0,66-0,85 |
0,71-0,78 |
0,53-0,60 |
0,69-0,74 |
0,63-0,70 |
0,63-0,64 |
0,71 |
|
|
Проницаемость, мкм2 |
- |
0,07-0,013 |
0,285-0,29 |
0,12 |
0,078 |
0,084-0,22 |
0,096-0,21 |
0,05-0,11 |
0,068 |
|
|
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
- |
0,61-0,96 |
0,38-0,94 |
0,58-0,79 |
0,84 |
0,86-0,93 |
0,60-0,73 |
0,86-0,88 |
0,65 |
|
|
Коэффициент расчлененности, доли ед. |
- |
1,3-9 |
2-8 |
3-8 |
5,1 |
3,3-6 |
3-20,5 |
9-9,8 |
9,5 |
|
|
Пластовая температура, єС |
95 |
96-104 |
95-104 |
97-98 |
98-99 |
98-99 |
98-105 |
98-100 |
104 |
|
|
Пластовое давление, МПа |
33,9 |
33,9-38,6 |
33,9-38,6 |
34,5-35,2 |
35-35,7 |
35,2-35,7 |
35,2-39,2 |
35-36,4 |
38,4 |
Приложение В
Таблица В.1
Геолого-геофизические характеристики газовых эксплуатационных объектов
|
№№ п/п |
Наименование |
Горизонт / блок |
||||||
|
II |
VII |
XVII-XIX |
XX |
XX |
XXIII |
|||
|
2 |
3 |
8 |
5+5а |
7 |
6а |
|||
|
1 |
Средняя глубина залегания, Н, м |
3127 |
3157 |
4014 |
3549 |
4013 |
4100 |
|
|
2 |
Размеры залежи, длина, м |
1140 |
2000 |
3200 |
800 |
1000 |
350 |
|
|
Размеры залежи, ширина, м |
270 |
450 |
150 |
250 |
410 |
620 |
||
|
3 |
Площадь газоносности, т. м2 |
275 |
879 |
350 |
192 |
411 |
216 |
|
|
4 |
Средняя толщина газонасыщенная, м |
13,1 |
19,8 |
17,5 |
67,1 |
20,2 |
40,4 |
|
|
5 |
Средняя газонасыщенность, доли ед. |
0,55 |
0,69 |
0,66 |
0,70 |
0,63 |
0,69 |
|
|
6 |
Пористость, доли ед. |
0,18 |
0,18 |
0,17 |
0,17 |
0,16 |
0,15 |
|
|
7 |
Проницаемость, *10-3 мкм2 |
3,3 |
7,7 |
1,4 |
51,4 |
7 |
18,9 |
|
|
8 |
Начальное пластовое давление, МПа |
31,0 |
32,9 |
40,4 |
36,4 |
39,9 |
38,1 |
|
|
9 |
Пластовая температура, єС |
88 |
92 |
105 |
99 |
105 |
103 |
|
|
10 |
Устьевая температура, єС |
25 |
26 |
16 |
36 |
30 |
24 |
|
|
11 |
Максимально допустимая депрессия на пласт, МПа |
3,86 |
3,81 |
6,36 |
1,78 |
3,77 |
2,54 |
Приложение Г
Таблица Г.1
Геолого-геофизические характеристики нефти и воды эксплуатационных объектов
|
Параметры |
Объект |
|||||||||
|
VII |
XIII |
XIV |
XVI |
XVII |
XVIII |
XIX |
XX |
XXIII |
||
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, МПа*с |
1,1 |
0,7-1,2 |
0,7-1,2 |
0,6-1,1 |
0,6-1,1 |
0,6-1,1 |
0,6-1,1 |
0,6-1,1 |
- |
|
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3 |
0,876-0,887 |
0,878-0,89 |
0,878-0,89 |
0,879-0,89 |
0,892-0,90 |
0,890-0,90 |
0,888-0,89 |
0,889-0,89 |
0,900 |
|
|
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1,335-1,305 |
1,305-1,36 |
1,305-1,36 |
1,288-1,35 |
1,275-1,33 |
1,280-1,33 |
1,305-1,36 |
1,288-1,36 |
1,346 |
|
|
Давление насыщения нефти газом, МПа |
33,9 |
33,9-38,6 |
33,9-38,6 |
34,5-35,2 |
35-35,7 |
35,2-35,7 |
35,2-39,2 |
35-36,4 |
38,4 |
|
|
Газосодержание нефти, м3/м3 |
127-140 |
134-149 |
131-149 |
132-139 |
120-141 |
121-141 |
131-149 |
137-144 |
133-140 |
|
|
Вязкость воды в пластовых условиях, МПа*с |
0,30 |
0,30 |
0,30 |
0,29 |
0,30 |
0,29 |
- |
0,28-0,29 |
0,28 |
|
|
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 |
0,967 |
0,980 |
0,977 |
0,977 |
0,922 |
0,978 |
- |
0,975-0,98 |
0,9701 |
Приложение Д
Таблица Д.1
Геолого-геофизические характеристики газа эксплуатационных объектов
|
№№ п/п |
Наименование |
Горизонт / блок |
||||||
|
II |
VII |
XVII-XIX |
XX |
XX |
XXIII |
|||
|
2 |
3 |
8 |
5+5а |
7 |
6а |
|||
|
1 |
Средняя газонасыщенность, доли ед. |
0,55 |
0,69 |
0,66 |
0,70 |
0,63 |
0,69 |
|
|
2 |
Абсолютная плотность газа, кг/м3 |
0,7016 |
0,7237 |
0,7229 |
0,703 |
0,7924 |
0,7235 |
|
|
3 |
Начальные балансовые запасы газа (сухой), млн. нм3 |
90(С2) |
905(В) |
75(С1)+282(С2) |
555(С1) |
232(С2) |
246(С2) |
|
|
4 |
Содержание конденсата, г/нм3 |
67 |
77 |
93 |
85 |
93 |
73 |
|
|
5 |
Начальные балансовые запасы конденсата, тыс. т |
6 |
43 |
45 |
34 |
22 |
19 |
|
|
6 |
Коэффициенты фильтрационных сопротивлений пласта |
|||||||
|
7 |
А, (кГс/см2)2/(тыс. м3/сут) |
206 |
34 |
300 |
4,6 |
48,6 |
76 |
|
|
8 |
В, [(кГс/см2)/(тыс. м3/сут)]2 |
0,2855 |
0,0107 |
0,0280 |
0,2482 |
0,0441 |
0,8065 |
Приложение Е
Таблица Е.1
Фонд скважин месторождения им. Мирзоева по состоянию на 1.06.06 г.
|
ФОНД СКВАЖИН НА 01.06.06г |
им.МИРЗОЕВА |
|||||||||||||||
|
КАТЕГОРИЯ ФОНДА |
||||||||||||||||
|
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ |
40 |
|||||||||||||||
|
действующий |
34 |
|||||||||||||||
|
дающие нефть всего: |
33 |
|||||||||||||||
|
ФОНТ |
2 |
|||||||||||||||
|
СКН |
1 |
|||||||||||||||
|
ЭЦН |
16 |
|||||||||||||||
|
ГЗЛ |
14 |
|||||||||||||||
|
ПРОСТАИВАЮЩИЕ: |
1 |
|||||||||||||||
|
ФОНТ |
0 |
|||||||||||||||
|
СКН |
0 |
|||||||||||||||
|
ЭЦН |
0 |
|||||||||||||||
|
ГЗЛ |
1 |
|||||||||||||||
|
БЕЗДЕЙСТВУЮЩИЕ |
6 |
|||||||||||||||
|
% к эксплуатационному |
1.5 |
|||||||||||||||
|
В КОНСЕРВАЦИИ |
6 |
|||||||||||||||
|
Наблюдательные |
11 |
|||||||||||||||
|
В работах по ликвидации и ожид. ликв. |
2 |
|||||||||||||||
|
Ликвидированные после эксплуатации |
1 |
|||||||||||||||
|
Ликвидирован,после бурения. |
15 |
|||||||||||||||
|
НАГНЕТАТЕЛЬНЫЕ |
5 |
|||||||||||||||
|
ВЕСЬ ПРОБУРЕННЫЙ ФОНД НЕФТ. |
74 |
|||||||||||||||
|
ОБЩИЙ ФОНД |
79 |
|||||||||||||||
|
Состояние фонда скважин |
Пласт |
Блок |
Об |
Сп\э |
skv |
|||||||||||
|
1.Действующие,дающие нефть |
VII;VIII |
V |
4 |
Ш |
55 |
|||||||||||
|
VII;VIII |
V |
4 |
Г/Л |
17 |
||||||||||||
|
VIII |
V |
4 |
Г/Л |
121 |
||||||||||||
|
VIII-X |
IV |
4 |
Г/Л |
90 |
131 |
|||||||||||
|
XIII |
V |
5 |
ф |
89 |
||||||||||||
|
XIII |
V |
5 |
Г/Л |
110 |
||||||||||||
|
XIII |
V |
5 |
Э |
123 |
||||||||||||
|
XIV |
III |
5 |
ф |
72 |
||||||||||||
|
XIV |
IV |
5 |
Э |
113 |
||||||||||||
|
XIV |
V |
5 |
Э |
122 |
||||||||||||
|
XIV;XVII |
III |
8 |
Г/Л |
102 |
||||||||||||
|
XVI |
III |
7 |
Г/Л |
47 |
||||||||||||
|
XVI |
III |
7 |
Э |
112 |
||||||||||||
|
XVI |
IV |
7 |
Г/Л |
124 |
||||||||||||
|
XVI |
V |
7 |
Г/Л |
103 |
||||||||||||
|
XVI;XVII |
III |
8 |
Э |
97 |
||||||||||||
|
XVI;XVII |
V |
9 |
Э |
105 |
||||||||||||
|
XVI;XVIII |
III |
7;8 |
Э |
41 |
||||||||||||
|
XVII |
III |
7 |
Г/Л |
42 |
75 |
|||||||||||
|
XVII;XVIII |
III |
8 |
Э |
106 |
||||||||||||
|
XVIa;XVII;XVIII |
III |
8 |
Г/Л |
115 |
||||||||||||
|
XVIII |
III |
8 |
Э |
13 |
107 |
|||||||||||
|
XVIII |
III |
8 |
Г/Л |
118 |
||||||||||||
|
XIX |
III |
9 |
Э |
92 |
96 |
|||||||||||
|
XIX |
III |
9 |
Г/Л |
77 |
||||||||||||
|
XIX |
IV |
9 |
Э |
87 |
||||||||||||
|
XX |
III |
10 |
Э |
10 |
||||||||||||
|
XXIII |
IV |
11 |
Э |
23 |
88 |
|||||||||||
|
4. Итого(1) |
33 |
|||||||||||||||
|
6.Дейст,в капитальном ремонте. |
XVIII |
IV |
8 |
Г/Л |
51 |
|||||||||||
|
15. Всего действующих (4,9,14) |
34 |
|||||||||||||||
|
14.Бездейст. тек.,в КР |
XIX |
V |
9 |
Э |
94 |
|||||||||||
|
21.Бездейст,с пр. лет в ОПР |
XIV |
III |
5 |
Г/Л |
84 |
|||||||||||
|
22.Бездейст,с пр. лет в ОКР. |
XIV |
III |
5 |
Г/Л |
46 |
|||||||||||
|
XVI |
III |
7 |
Э |
116 |
||||||||||||
|
XIX |
III |
9 |
Э |
74 |
||||||||||||
|
XVII;XIX |
VI |
Э |
137 |
|||||||||||||
|
29.Всего бездействующих (24,29) |
6 |
|||||||||||||||
|
32. Весь эксплуат. фонд (15,29,31) |
40 |
|||||||||||||||
|
28.В работах по ликвид.и ожид. ликвид. |
2 |
20 |
69 |
|||||||||||||
|
34.Ликвид. после эксплуатации |
1 |
109 |
||||||||||||||
|
36.Ликвид.,после бур.-технич.неуд. |
2 |
114 |
134 |
|||||||||||||
|
37.Ликвид.,после бур.-геол.неуд. |
1 |
136 |
||||||||||||||
|
38.Ликв.,развед.,выпол. назнач. |
11 |
1 |
2 |
3 |
7 |
8 |
12 |
15 |
22 |
24 |
25 |
26 |
||||
|
39. Итого ликвидир-ных (34,36,37,38) |
15 |
|||||||||||||||
|
27.Наблюдательные |
11 |
|||||||||||||||
|
нутов. |
III |
50 |
||||||||||||||
|
V |
IV |
Г/Л |
11 |
|||||||||||||
|
VII |
III |
ф |
54 |
|||||||||||||
|
VI |
IV |
Г/Л |
128 |
|||||||||||||
|
XIV |
III |
7 |
Г/Л |
108 |
||||||||||||
|
XIV |
VII |
Ш |
29 |
|||||||||||||
|
XVI |
V |
8 |
Г/Л |
132 |
||||||||||||
|
XVII |
III |
8 |
Э |
119 |
||||||||||||
|
XVIII |
III |
8 |
Э |
127 |
||||||||||||
|
XVIII |
III |
8 |
Г/Л |
85 |
||||||||||||
|
XIX |
V |
9 |
Г/Л |
76 |
||||||||||||
|
26.В консервации |
6 |
|||||||||||||||
|
VIII |
III |
Ш |
82 |
|||||||||||||
|
XIII |
III |
5 |
Ш |
37 |
||||||||||||
|
XIV |
III |
5 |
Э |
126 |
||||||||||||
|
XVII |
IV |
Г/Л |
9 |
|||||||||||||
|
XVIII |
III |
8 |
Э |
104 |
||||||||||||
|
XIX |
V |
9 |
Э |
56 |
||||||||||||
|
45. Всего скв-н (32,33,39,40,42,43,44) |
74 |