курсов. Курсов. Расчет эффективности способа эксплуатации фонтанных скважин на месторождении Тенгиз

• Название: Расчет эффективности способа эксплуатации фонтанных скважин на месторождении Тенгиз
• Анкор: курсов
• Дата: 23.05.2022
• Размер: 79.59 Kb.
• Имя файла: Курсов.docx
• Тип: Курсовой проект; #545190
• страница: 4 из 4

2.6.Сбор и подготовка скважинной продукции

Система сбора продукции скважин должна соответствовать требованиям РД 39-0148311-605-86 «Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» и должна осуществлять:

- замер дебита нефти и газа по каждой скважине;

- однотрубный транспорт;

- полную герметичность процесса;

- максимальное использование пластового давления.

Выполнение указанных требований обеспечивает более безопасные условия  эксплуатации объектов сбора и, что самое главное, обеспечивает сохранение природной среды.

Наиболее существенными факторами, определяющими параметры процесса промысловой подготовки нефти, являются ее физико-химические свойства, а также фракционный и компонентный состав непосредственно определяющие последовательность и технологические параметры операций при подготовке нефти. Кроме того следует учитывать динамику добычи продукции скважин, определяющую мощность производства и последовательность ее наращивания при стадийном строительстве данных объектов /5/.

В соответствии с РД 39-0147035-207-86 мощности сооружений по сбору и подготовке нефти нефтяного месторождения Тенгиз должны быть рассчитаны на максимальные уровни отборов нефти, газа и воды /6/.

На сегодняшний день на месторождении  функционируют 9 замерных установок (ЗУ), оснащенных сепараторами, позволяющими проводить замеры дебита по системе газ-жидкость-вода. Каждая ЗУ подключена к центральному промысловому манифольду (ЦПМ) и далее к центральному пункту сбора. В частности, К ЗУ-5 подходят выкидные линии от 4 скважин, к ЗУ-8 - 5, к ЗУ-9 – 10, к ЗУ-12 – 4, к ЗУ-14 – 5, к ЗУ-15 – 9, к ЗУ-17 - 9, к ЗУ-19 – 5, к ЗУ-20 – 7 (рис. 1.5).

Давление на устье действующих  скважин изменяется от 9,3 МПа до 42,4 МПа, а температура от 52 ^оС до 108 ^оС при изменении дебита от 118 до 2055 т/сутки. При теплоизоляции сборных трубопроводов из 25 мм полиуретана температура на манифольде завода около 60 ^оС, а давление около 7 МПа.

 Основными факторами определяющими  параметры и количество ступеней подготовки нефти до товарного качества, в данном случае являются:

- аномально высокое давление в системе сбора и значительное газосодержание (потребуют проведения газосепарации в три технологические ступени при появлении воды в количестве более 3÷4 % имеется возможность вывода «свободной воды» на I ступени методом трехфазного разделения);

- высокое содержание в продукции сероводорода до 17 % и низших меркаптанов (потребует проведения стабилизации нефти до остаточного содержания не более 20 ррm сероводорода и отделения метил- и этилмеркаптанов в отпарной колонне с доведением товарной нефти до остаточного давления насыщенных паров ниже 0,066 МПа);

- наличие в продукции пластовой воды с минерализацией от 110 до 180 г/л по различным источникам (требует включения в технологическую схему электрообессоливания сырья с промывкой пресной промывной водой). Обессоливание ведется в электродегидраторах обычного или электростатического типа, подбираемых по необходимой мощности и необходимому времени пребывания, обеспечивающих остаточное содержание хлористых солей в нефти не более 100 мг/л товарной нефти и менее 0,5 % остаточной воды. Дренажные воды ступени используются для распреснения продукции с промысла, либо поступают в секцию водоочистки;

- реализация товарной нефти месторождения в основном происходит через систему экспортных трубопроводов (КТК) поэтому она должна быть подготовлена до требований для налива в морские танкеры (не ниже 1-ой группы качества ГОСТ 9965-76^*).

- стабилизация подготовленной нефти осуществляется в отпарной колонне и ведется при условиях обеспечивающих давления насыщенных паров товарной нефти и допустимые параметры по остаточному содержанию метил- и этил-меркаптанов соответствующих требованиям отгрузки. Газы этой ступени сепарации очищаются и утилизируются в зависимости от их свойств.

Затраты на текущий ремонт

Затраты на текущий ремонт определяются по формуле (4.5):
З_рем. = К_вл. ·2%,
где

К_{вл. -} капитальные вложения.

До внедрения затраты на текущий ремонт составили:
З_{рем. 2007г.} = 235367·0,02==4707 тыс. дол.
После внедрения затраты на текущий ремонт составят:
З_{рем. 2007г.} = 235592·0,02==4712 тыс. дол.

5.2.5 Прочие затраты

К прочим затратам относятся расходы на содержание и обслуживание технических средств управления, не относящиеся к производству, оплата услуг банка, расходы на командировки, тарифы, пени, неустойки, проведение обучения для персонала.

Прочие затраты составляют 15% от фонда оплаты труда и определяются по формуле (5.4):
З_пр. = ФОТ·15%
До внедрения мероприятия прочие затраты составили:
З_{пр. 2007 г.} =17774,2·0,15=2666,1 тыс. дол.
После внедрения прочие затраты составят:
З_{пр. 2008 г.} =18709,7·0,15=2806,5 тыс. дол.

З_{пр. 2009 г.} =22264,5·0,15=3339,7 тыс. дол.

З_{пр. 2010 г.} =23387,1·0,15=3508,1 тыс. дол.
Таким образом, общие годовые производственные затраты по статьям составят:

До внедрения:
Σ З_{2007 г.} =57839,5 тыс. дол.
После внедрения:
Σ З_{2008 г.} =63658,1 тыс. дол.

Σ З_{2009 г.} =67746,1 тыс. дол.

Σ З_{2010 г.} =69037,1 тыс. дол.
Себестоимость 1 тонны нефти определяется по формуле (4.7):
С = Σ З/Q_доб,
где Q_{доб -} объём добычи за год.

Себестоимость до внедрения:
С₁=57839500/12494068= 4,6 дол.
Себестоимость поле внедрения:
С₂=63658100/14458734= 4,4 дол.
Годовой экономический эффект от снижения себестоимости рассчитаем по формуле (4.8):
Э = (С₁-С₂) ·Q_доб
Заключение
Месторождение Тенгиз Республики Казахстан имеет исключительно сложное геолого-физическое строение. Тем не менее, результаты 12-летней опытно-промышленной эксплуатации месторождения и очень большой комплекс исследовательских работ, выполненный СП "Тенгизшевройл", позволяют наметить в настоящее время пути наиболее эффективного освоения этого одного из крупнейших месторождений мира.

В 1993 году СП "Тенгизшевройл" добыло 1,3 млн. тонн нефти. Путем увеличения объемов добычи нефти в среднем на 14% ежегодно в 2001 году СП "Тенгизшевройл" добыло 11,5 млн. тонн нефти, а в 2005 году довело объемы добычи до 12,4 млн. тонн.

Анализ текущего состояния разработки показывает, что фонд добывающих скважин на месторождении составляет 60 скважин. Средний дебит нефти по одной скважине колеблется от 372 до 750,9 т/сут. Все скважины дают продукцию чистой нефти. Основным способом эксплуатации является фонтанный.

В данном проекте были рассмотрены основные методы гидродинамических исследований скважины на месторождении Тенгиз. А также сделаны важные выводы о механизме повышения продуктивности скважин Тенгизского месторождения в результате проведения различных исследований.

Экономический анализ показал, что мероприятие считается эффективным в результате снижения себестоимости на единицу продукции, уменьшения капитальных удельных вложений. Годовой экономический эффект от внедрения данного мероприятия составит 331800,588 тенге.

Деятельность СП "Тенгизшевройл" определяется стратегическими направлениями, позволяющими стать наиболее эффективно работающим и высокорентабельным предприятием мировой нефтяной отрасли.

Охрана окружающей среды и соблюдение правил техники безопасности является принципами работы каждого сотрудника СП "Тенгизшевройл" и подрядных компаний. Каждый сотрудник считает долгом быть верным задачам охраны здоровья человека и окружающей среды.

Достижение отличных производственных показателей - залог успеха компании. Главным приоритетом является обеспечение безопасности, надежности и эффективности всего коллектива.

Список использованной литературы

1. Бренц Н.Л., Тищенко В.Е. и другие. Организация, планирование и управление предприятием нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1984

. Гиматудинов Ш.К. и другие. Справочная книга по добыче нефти. М.: Недра, 1983

. Джиембаева К.И., Лалазарян Н.В. Сбор и подготовка скважинной продукции на нефтяных месторождениях. Алматы, 2000

. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1985

. Комплексная схема охраны природы при освоении нефтяных и газовых месторождений в Западном Казахстане (корректировка). Том 1. Показатели добычи нефти по месторождениям Эмбинского и Махамбетского районов. Охрана окружающей среды при строительстве скважин. Алма-Ата, 1999.

. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1983

. Оценка уровня загрязнения компонентов окружающей среды токсичными веществами отходов производства и расчёт лимитов их размещения на 2005 г. для СП Тенгизшевройл". Экопроект. Алматы, 2006

. Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз. СП "ТШО", 2005.

. Сыромятников Е.С., Победоносцева Н.Н. Организация, планирование и управление нефтегазодобывающими предприятиями. М.: Недра, 1987.

. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1985.