Проект разработки газового месторождения Амангельды

Работа из раздела: «Геология, гидрология и геодезия»

Введение

месторождение газоносный геологический

Очистка и переработка природного газа Амангельдинского месторождения позволит решить вопрос снабжения дешевым природным газом потребителей данного региона и топливным газом собственных установок по подготовке газа к транспортированию. Создание установки очистки и переработки природного газа природного газа приведет к созданию собственной инфраструктуры переработки газа и конденсата, а это в свою очередь, увеличит количество рабочих мест в этом районе.

В перспективе при увеличении объемов добычи газа и конденсата в последние годы создание очистных и перерабатывающих мощностей снимет угрозу экологических катастроф при транспортировании углеводородов, так как природный газ и конденсат Амангельдинского месторождения содержат повышенное количество токсичных компонентов.

Наиболее актуальной инженерно-экологической проблемой для нефтегазовых производств является оптимизация и комплексная автоматизация всех технологических процессов и операций по экологическим факторам.

В данной работе сделан проект разработки Амангельдинского месторождения.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождения Амангельды находится в пределах Мойынкумского района Жамбылской области Республики Казахстан, в 170 км к северу от города Тараз (рис.1).

Географически оно расположено в юго-запада части песков Мойынкум, которые в рассматриваемом районе занимают междуречье Шу и Таласа, с юго-запада к ним примыкает предгорная равнина Малого Каратау, ветвью Большого Каратау.

В орографическом отношении район представлен бугристыми песками Мойынкум с относительным превышением (бугристых) песчаных гряд северо-западного направления до 20м.

Граница песков на юге и юго-востоке имеет северо-западное простирание, вдоль неё протекает река Талас, в припойменной части которой расположены усадьбы пункты отгонного животноводства. Абсолютные отметки рельефа местности в районе месторождения +350 - +360 м увеличиваются в районе г. Тараз до +600 м. Местность на всём протяжении равнинная вздымающаяся к югу, в сторону Тянь-Шаня. Источником водоснабжения непосредственно на площади месторождении являются колодцы и артезианские скважины, уровень в которых находятся на глубине 10-20 м от устья. Водоносные горизонты палеогена залегают на глубине 60-220 м, содержат воду с минерализацией 3-5 г/л. Дебиты воды высокие (до 45 м³/сут).

Водоснабжение бурение обеспечивалось за счёт водяных скважин. Глина для бурового раствора скважин подвозилась, в основном, с глинокарьера Кенес расположенного в 75 км к югу от месторождения. Строительный материал - гравии, песок в избытке имеется в русле реки Талас, протекающей в 75 км на юго-западе. Бутовы камень разрабатывается в 120 км на севере с. Уланбель.

Масштаб 1 : 1500000

Рисунок 1 - Обзорная карта месторождения Амангельды

Непосредственно через площадь Амангельды проходит с юго-востока (от Жамбылской ГРЭС) на северо-запад высоковольтная линия электропередачи районного значения. Населения в районе Амангельды довольно редкое. Ближайший населённый пункт - село Уюк находится в 70 км к югу реки Талас.

Основное занятие у населения - животноводство, особенно овцеводства - каракулеводства. Через месторождения Амангельды проходит шоссейная дорога, которая соединяет областной центр г .Тараз с сёлами Акколь, Уюк, Уланбель.

Топливная база в районе месторождения отсутствует. Местное население и промышленные предприятия в качестве используют, в основном, привозной каменный уголь, саксаул. Климат района резко-континентальный с сухим жарким летом (до + 40 °С) и холодной (до - 30 °С ) малоснежной зимой, продолжительность отопительного сезона 178 суток (с 15 октября по 15 апреля

1.2 Стратиграфия

В пределах структуры Амангельды вскрыты отложения верхнего девона, карбона, перми, которые с угловым несогласием перекрыты мезо-кайнозойскими породами, толщиной до 400 м.

Девонская система - Д

Отложения девона вскрыты только в скважине 1, где ниже-средний девон, толщиной 160 м, представлен конгломератами и сильно уплотненными аргиллитами. Верхний девон сложен песчаниками и гравелитами с тонкими прослоями аргиллитов и конгломератов толщиной до 220 метров.

Разрез верхней части нижнесреднего девона, условно относимый к фундаменту, вскрыт скважинами 1 и 102 и представлен грубообломочными и пестроцветными, крупнозернистыми, очень крепкими кварц-полевошпатовыми песчаниками (скважина 102) и сильно уплотненными, частично рассланцованными, трещиноватыми аргиллитами. Максимальная вскрытая толщина составляет 557 м в скважине 102.

Каменноугольная система С

Отложения нижнего карбона в турнейском ярусе представлены переслаиванием песчаников и аргиллитов. Визейский ярус литологический подразделяются на нижнее- и средне-верхний подъярусы. Нижневизейский подъярус, к которому приурочена газоконденсатная залежь, сложен в нижней части аргиллитами, глинистыми песчаниками с прослоями углей (аргиллиты являются газоупором снизу для газоконденсатной залежи), а в верхней - переслаиванием песчаников и аргиллитов с пропластками известняка. Толщина до 80 м. Средне-верхний подъярус представлен в основном известняками, доломитами и мергелями аргиллитов и алевролитов. Толщина изменяется то 240 до 320 м. Серпуховский ярус сложен известняками, доломитами, в верхней части ангидритизированными аргиллитами с пропластками известняка. Толщина нижнего карбона до 800 м. Отложения среднего и верхнего карбона представлены в основании пестроцветными аргиллитами, алевролитами с прослоями песчаников, на них залегает толща красноцветных песчаников алевролитов и аргиллитов. Толщина более 700 м.

Пермская система Р

Пермские отложения расчленяются на подсоленосую, соленосную, и надсоленосую толщи. Подсоленосная толща представлена в основании аргиллитами, выше - переслаиванием песчаников, аргиллитов, часто с сульфатизированными включениями ангидрита. Толщина изменяется от 270 до 410 м. Соленосная толща представлена переслаиванием красноцветных сульфатизированных терригенных пород с прослоями галита толщиной до 500 м. Надсоленосная толща верхней Перми представлена в основании песчаниками, в остальной части - глинистыми алевролитами с прослоями песчаника. Толщина отложения изменяется от 170 до 450 м.

Мезозой - кайнозойская система Mz - Kz

Мезо-кайнозойские отложения представлены переслаиванием песков, глин и алевролитов. Толщина в пределах структуры изменяется то 178 в своде до 346 м на крыльях.

1.3 Тектоника

Месторождение Амангельды приурочено к одноименной структуре расположенной в восточной части Миштинского прогиба Мойнынкумской впадины Шу-Сарысуйской депрессии.

М 1: 300000

Рисунок 2.2. Геологический разрез месторождения Амангельды

Структура Амангельды представляет приразломную брахиантиклиналь северо-восточного простирания. Разлом, ограничивающий структуру с юго-востока, фиксируется сейсморазведкой как зона потери корреляции отложений от опорных горизонтов, что было подтверждено бурением скважин 10 и 14, которые оказались за пределами структуры Амангельды. Скважина 3 при сопоставлении разреза с соседними скважинами 11 и 18 хорошо коррелируется и абсолютная отметка кровли пласта - коллектора находятся ниже на 53 м (-1840.2м), чем в скважине 18 (-1787 м), то есть её положение согласуется со структурными построениями рядом расположенных скважин. При опробовании в этой скважине получен слабы приток газа, что также противоречит принадлежности вскрытых платов в скважине 3 к залежи нижневизейского продуктивного горизонта Амангельды. Размеры структуры по замкнутой изогипсе минус 1960 м составляют 14.2Ч6.4 км, амплитуда поднятия 260 м.

М 1: 500000

Рисунок 2.1. Структурная карта месторождения Амангельды

Поисково-разведочными скважинами выявлена газоносность турнейских, нижневизейских, серпуховских и пермских отложений.

Турнейские отложения испытаны в шести поисково-разведочных скважинах. Приток газа дебитом до 3 тыс.м3/сут, получен только в скважине 6. Во всех остальных скважинах притоков не получили или получили слабый приток пластовой воды. Так как промышленных притоков газа не получено и площадь залежи незначительна, запасы газа по турнейским отложениям не подсчитывались.

В серпуховских отложениях коллекторы распространены только в сводовой части структуры, на крыльях они замещаются глинистыми известняками и сульфатами. Горизонт испытан в 5 поисково-разведочных скважинах. Промышленный приток газа получен только в скважине 1, после соляно-кислотной обработки дебит газа составил 17.3 тыс.м3/сут. В 2-х скважинах получили незначительные притоки газа (до 3 тыс.м3/сут) даже после кислотной обработки, в одной притока не получили, в одной получили приток фильтрата бурового раствора. В эксплуатационных скважинах серпуховские отложения испытаны в двух скважинах в процессе бурения, притоков не получили. Учитывая небольшие размеры залежи, запасы газа по ней не подсчитывались.

В пермских отложениях коллекторы развиты только в северо-восточной части площади, на остальной части они замещаются глинистыми породами. К пермским отложениям приурочена газовая залежь - азотно-гелиевая.

В нижневизейских отложениях по данным опробования практически всех скважин установлена газоконденсатная залежь, которая является объектом промышленной разработки. Самая низкая отметка получения газа фиксируется в скважине 117, где при опробовании в открытом стволе получен газ до абсолютной отметки минус 1979.8 м (скважина наклонно-направленная). Учитывая, что скважина 117 наклонно-направленная и есть вероятность неправильной привязки к приведенной глубине, то нижнюю отметку получения газа в этой скважине при обосновании ГВК мы не учитываем. В скважине 5 приток газа получен до абсолютной отметки минус 1967.6 м. В скважине 9 при опробовании получена пластовая вода с абсолютной отметки минус 1979.0 м, по ГИС кровля водонасыщенного пласта фиксируется с отметки минус 1976.8 м. В скважине 13 водонасыщенный пласт по ГИС фиксируется с отметки минус 1968.6 м.

Газоводяной контакт принят единым на абсолютной отметке минус 1968 м.

Залежь газа по типу пластового резервуара пластовая сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 14.8 х 7.5 км, высота - 268.8 м.

1.4 Газоносность

На месторождении Амангельды выявлено газоносность нижневизейский, серпуховских и нижнепермских отложений и в соответствие с настоящим проектом нами рассматривается строение нижневизейского продуктивного горизонта и приурочений к нему газоконденсатной залежи.

В пределах нижневизейского горизонта расположено три пачки (А, Б, В,), в верхней и нижней из которых выделено по четыре пласта-коллектора и в средней - два.

Согласно принятой схеме расчленения разреза по каждому выделенному пласту подсчитаны коэффициенты распространения и слияния соседних пластов (табл.1).

Таблица 1 - Коэффициенты распространения слияния пластов

Пачка	Пласт	Коэффициенты неоднородности
		Распространения	Слияния
А	1	0.42	-
	2	0.17	-
	3	0.42	0.2
	4	0.75	-
Б	1	0.58	0.33
	2	0.5	-
В	1	0.75	0.33
	2	0.92	0.3
	3	0.83	0.67
	4	0.75

Пласты пачки А не выдержаны по площади, часто замещаются глинистыми породами. Более развитым является пласт 4, его коэффициент распространения равен 0.75, а по остальным колеблется в пределах 0.75 - 0.42 (табл. 1). В скважине 18 пачка А полностью заглинизирована. Связи между пластами как видно из таблицы не наблюдается, за исключением пластов 3 и 4, где коэффициент слияния равен 0.2. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0.8 (скв. 1) до 7.8 м (скв. 5), в среднем равна 3.4 м, что общей составляет 53% (табл. 2).

В пачке Б выделяется два пласта-коллектора, которые сливаясь между собой образуют единый резервуар (К_сл = 0.33). Пласт 1 имеет коэффициент распространения в пределах залежи 0.58, так как в скважинах 5,11,16,17,18 он замещен глинистыми породами. Пласт 2 менее распространен, в скважинах 4, 5, 7, 8, 15, 18 он заглинизирован. Эффективная газонасыщенная толщина варьирует от 0.8 (скв. 8) до 4.0 м (скв. 1) и в среднем составляет 2.9 м, что в процентом отношении от общей более 90%. Наиболее выдержанной является пачка В, в её пределах прослеживается 4 пласта, каждый из которых имеет коэффициент распространения более 0.75. При высоком коэффициенте слияния пластов между собой (К _сл= 0.33 и выше), пачку В можно рассматривать как единый резервуар. Общая толщина пачки колеблется от1.8 (скв. 7) до 21.2 м (скв. 3), при этом эффективная газонасыщенная толщина варьирует в пределах от 1.8 (скв. 7) до 19.0 м (скв. 5) и в среднем составляет 11.1 м (табл. 3). Основным показателями, характеризующими степень неоднородности горизонта в целом являются коэффициенты расчлененности, которые соответственно равны 5.5 и 0.518.

Таблица 2 - Характеристика толщин горизонта

Толщина	Наименование	Пачка	В целом по горизонту
		А	Б	В
Общая, м	Средняя, м	8.1	3.2	14.8	34.7
	Коэффициент вариации				0.086
	Интервал изменений	0.8-16.2	1.2-5.0	1.8-21.2	17.6-46.0
Эффективная, м	Средняя, м	4.3	3.0	11.1	18.1
	Коэффициент вариации				0.128
	Интервал изменений	0.8-7.8	0.8-4.0	1.8-19.0	6.2-29.4
Газоносная, м	Средняя, м	4.3	3.0	11.1	18.1
	Коэффициент вариации				0.128
	Интервал изменений	0.8-7.8	0.8-4.4	1.8-19.0	6.2-29.4

Верхняя часть продуктивного горизонта переслаиванием пластов плотных мелкозернисты песчаников, алевролитов глинистых, аргиллитов плотных и слабоцементированных песчаников. Слабоцементированные песчаники средне-мелкозернистые и мелкозернистые, по минералогическому составу, в основном, кварц-полевошпатовые. Обломочный материал хорошо отсортирован. Цемент (5-20%) карбонато-глин6исты, глинисты, редко регенерационный кварцевый контактно-порового типов. В средней части содержатся пласт аргиллитов с линзовидными прослоями плотных непроницаемых алевролитов и песчаников, мощность которых изменяется от 4-5 м в южной части до 1.4.-1.8 м - в северной. Нижняя часть горизонта сложена плотными песчаниками с подчиненными прослоями алевролитов. В этой части разреза в скважинах 1, 11, 16 также присутствуют слабоцементированные песчаники. Песчаники среднезернистые, кварцполевошпатовые. Цемент глинисто-гидрослюдистый, карбонатно-гидрослюдитый порово-контактного, контактного-порового , реже, порового типов. Количество цемента 10-16 %, при поровом типе цементации-до 20%. Плотносцементированные песчаники мелко-среднезернистые, кварц-полевошпатовые. Цемент (15-20%) глинистый, карбонатно-глинисты, реже карбонатный и кварцевый, преимущественно порового, базально-порового типов. Разрез нижневизейского подъяруса, включая описаны продуктивный горизонт, характеризуется интенсивной трещиноватостью, которая отмечается во всех литологических разностях - песчаниках, алевролитах, аргиллитах, известняках и углях. Наряду с тектонической трещиноватостью, имеет место лито-генетическая микро-трещиноватость, обусловленная эпигенетическими процессами.

При имеющимся объеме информации по керну и использованном способе определения типа коллектора и его критических параметров можно говорить о породах-коллекторах порового типа с критическими значениями проницаемости и пористости 0.35 * 10^-3мкм² и 10.5% соответственно при карбонатности до 9% и глинистости до 12.5% и о выделении в них линз пород с более высокой фильтрационно-емкостной характеристикой. Средне значения емкостно-фильтрационных свойств пород-коллекторов по керну представлены в таблице.

Средне значение пористости при расчете по скважинам составляет 0.148, средне значение проницаемости -2.7 * 10^-3 мкм². Осреднение выполнено по скважинам, так как наблюдается значительный диапазон изменений средних пористости в скважинах от 12.2% (скважина 7) до 19.3% (скважина 6). Это вызвано как условиями отбора керна, так и тем, что качество коллектора изменяется по площади.

Величина остаточной водонасыщенности оценена по керну из скважины 6, пробуренной на известково-битумном растворе. Для образцов свойства которых соответствуют принятым граничным значениям, величина остаточной водонасыщенности равна 0.19. В осреднении использовано 54 образца без трещин, диапазон изменения остаточной водонасыщенности 0.06-0.42 . Средняя величина газонасыщенности, рассчитана как 1-К_во, равна 0.81. Для остальных скважин остальных скважин остаточная водонасыщенность может быть определена по зависимости, полученной по образцам без трещин из скважин 6 (прямые определения) и описываемой уравнением К_во = 1482.1 * К_п^-1.4739 (R² = 0.78).

Таблица 3 - Статистические ряды распределения проницаемости по данным лабораторного изучения кернов

Интервалы изменения проницаемости, мкм ²	Число случаев
0,00035-0,001	104
0,001-0,005	136
0,005-0,01	14
0,01-0,05	13
0,05-0,33	5

Нижневизейская газоконденсатная залежь занимает почти всю площадь структуры в пределах контура развития коллектора. Газоупором над залежью являются глинистые известняки среднего визейского подъяруса.

В работе газоводяной контакт по залежи принят на абсолютной отметке минус 1972.0 м и продуктивность её установлено опробованием скважин 5 и 9, где в первой получен газ в открытом стволе до абсолютной отметки минус 1967.6 м, а во второй - пластовая вода с абсолютной отметкой минус 1976.8 м. В скважине 13 по результатам интерпретации материалов ГИС пласты оцениваются как водонасыщенные с абсолютной отметкой минус 1968.6 м (табл. 4).

Таблица 4 - Обоснование положения раздела газ-вода

Горизонт	Скважина	Опробование	Геофизика
		Нижняя отметка газа, м	Верхняя отметка воды, м	Нижняя отметка газа, м	Верхняя отметка воды, м
С₁V₁	5	-1967.6 откр. ствол		-1967.6
	9		-1976.8		-1976.8
	13	сухо			-1968.6

в интервале - 1888.0-2109.0 м.

2. Технологическая часть

2.1 Система разработки месторождения

Система разработки месторождения Амангельды характеризуется очень сложным строением пород-коллекторов с невыдержанными по площади и разрезу коллекторскими свойствами пластов, с различными физико-химическими свойствами и составом газа и гидродинамическими характеристиками (пластовыми давлениями), что обуславливает необходимость определенного подхода к выделению объектов эксплуатации, основанном на анализе геолого-геофизической характеристики продуктивных пластов и горизонтов и учета технических и технологических возможностей их разработки.

Выбор и обоснование расчетных вариантов разработки проводили, исходя из положений «Единых правил…» и анализа геолого-гидродинамических характеристик пластовой системы месторождения Амангельды с использованием опыта разработки и проектирования месторождений такого типа. В качестве расчетных вариантов рассмотрены 4 варианта разработки.

Таблица 2.1 - Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта

Параметры	I объект (нижневизейский)
Средняя глубина залегания, м	2215,0
Тип залежи	Пластовая сводовая, тектонически и литологически экранированная
Тип коллектора	Поровый
Площадь газоносности, м²	55717,0
Средняя общая толщина, м	37,2
Средняя газонасыщенная толщина, м	18,3
Пористость по ГИС, доли ед.	0,167
Пористость по керну, доли ед.	0,163
Газонасыщенность, доли ед.	0,77
Проницаемость по керну, 10^-3 мкм²	6,2
Пластовая температура, ^°С	69
Пластовое давление, МПа	23,7
Давление начала конденсации, МПа	19,42
Давление максимальной конденсации, МПа	8,31
Параметры	I объект(нижневизейский)
Вязкость газа в пластовых условиях, мПа·с	0,012
Содержание стабильного конденсата, г/м³	86,0
Коэффициенты фильтрационного сопротивления, a, МПа²/(тыс.м³/сут) b, МПа²/(тыс.м³/сут)²	5,23 0,128
Начальные геологические запасы свободного газа, млрд. м³: в том числе: по категории С₁/С₂	25,019 18,952/6,067
Начальные геологические запасы конденсата, тыс. т: в том числе: по категории С₁/С₂	2152,0 522,0/1630,0

Общие положения для всех вариантов разработки

1 Разработка I объекта (нижневизейского горизонта) будет происходить на истощение - без поддержания пластовой энергии.

2 Размещение скважин - по квадратной сетке плотностью 64 га/скв (800х800 м).

3 Предусмотрено бурение скважин с проектной глубиной 2350 м. Начало бурения - 2009 год.

Характеристика расчетных вариантов

1 вариант - базовый. Количество добывающих скважин - 26, в т.ч. бурение 1 добывающей скважины. Устьевое давление - 5 МПа (П-2.1).

2 вариант. Количество добывающих скважин - 26, в т.ч. бурение 1 добывающей скважины. Устьевое давление в 2008-2009 гг. - 5 МПа, с 2010 г. - 3 МПа(П-2.2).

3 вариант. Количество добывающих скважин - 33, в т.ч. бурение 8 добывающих скважин. Устьевое давление в 2008-2009 гг. - 5 МПа, с 2010 г. - 3 МПа(П-2.3).

4 вариант. Количество добывающих скважин - 38, в т.ч. бурение 13 добывающих скважин. Устьевое давление в 2008-2009 гг. - 5 МПа, с 2010 г. - 3 МПа(П-2.4).

Основные исходные технологические характеристики расчетных вариантов разработки приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - I объект (нижневизейский горизонт). Основные исходные технологические характеристики расчетных вариантов разработки

Характеристики	Варианты
	1	2	3	4
Характеристики	Варианты
	1	2	3	4
Режим разработки	естественный режим
Схема расположения скважин	квадратная
Расстояние между скважинами, м	800
Количество добывающих скважин	26	26	33	38
Режим работы добывающих скважин	Ру=5 МПа	2009-2010 гг. - Ру=5 МПа С 2010 г. - Ру=3 МПа
Коэффициент использования скважин, д. ед.	0,95
Коэффициент эксплуатации скважин, д. ед.	0,95

Варианты разработки, предлагаемые на рассмотрение, отличаются темпами разработки и технологическим режимом скважин, выражающемся в различном количестве пробуренных скважин и различным уровнем устьевого давления скважин, что приводит к различным темпам отбора извлекаемых запасов и, следовательно, в конечном итоге, варианты отличаются уровнями извлечения газа и конденсата (КИГ и КИК).

Расчетный срок по четырем вариантам разработки составляет 84 года с 2008 по 2091 гг.

Предлагается пробурить следующее количество новых скважин:

1 вариант - 1;

2 вариант - 1;

3 вариант - 8;

4 вариант - 13.

За начало расчета принят 2008 год.

Добытый газ предполагается подготавливать на УКПГ. Продуктами подготовки газа являются:

сухой газ;

конденсат.

Сухой газ, за вычетом расходов на собственные нужды, подается по трубопроводу для нужд населения.

Конденсат продается на местный рынок.

Разница между соответствующими вариантами обусловлена разницей в стоимости капитальных вложений (либо бурение новой скважины) и затрат обусловленных объемом капитальных вложений (амортизационных отчислений, затрат на капитальный ремонт, текущий ремонт и обслуживание скважин и т.д.).

В расчете отражены доходная часть и прямые затраты на операционные и текущие расходы; налоги и отчисления в специальные и другие фонды, а также капитальные вложения необходимые для реализации данного проекта. Определена сумма как расходов, связанных с обычной деятельностью предприятия (эксплуатационные затраты) и валового дохода, так и налогооблагаемой прибыли.

В результате экономических расчетов определен прибыльный период - тот период, когда предприятие, при принятых условиях и допущениях, будет работать безубыточно, т.е. когда необходимые расходы будут покрываться получаемыми доходами.

Продолжительность прибыльного периода по вариантам составляет:

1 вариант - 52 года;

2 вариант - 55 лет;

3 вариант - 44 года;

4 вариант - 38 год.

Полученные значения расчетных коэффициентов извлечения газа (КИГ) и конденсата (КИК) из недр по I объекту разработки месторождения Амангельды в целом для основных вариантов разработки и их сопоставление с утверждёнными в ГКЗ РК по состоянию на 01.01.2006 г., приведены в таблице 2.3.

Как видно из таблицы по I объекту разработки месторождения Амангельды величина газоотдачи по 1 варианту за прибыльный период составляет 0,646 д.ед., по 2 варианту - 0,712 д.ед., по 3 варианту - 0,710 д.ед., по 4 варианту - 0,698 д.ед.

Таблица 2.3. - I объект разработки (нижневизейский горизонт). Сопоставление утвержденных и расчетных коэффициентов извлечения газа и конденсата (по категории запасов С₁)

КИГ, КИК, д.ед.	КИГ, КИК утвержденный, д.ед.	Расчётный КИН по вариантам, д.ед.
		1	2	3	4
I объект разработки (нижневизейский горизонт)
КИГ	0,671	0,646	0,712	0,710	0,698
КИК	0,427	0,398	0,408	0,432	0,442

КИГ в базовом 1 варианте при бурении дополнительного количества добывающих скважин - 1 и при общем количестве добывающих скважин - 26 единиц, составляет 0,646 д.ед. Бурение дополнительного количества добывающих скважин - 1, при общем их количестве - 26 единиц во 2 варианте дает коэффициент газоотдачи - 0,712 д.ед. КИГ в 3 варианте при бурении дополнительного количества добывающих скважин - 8 и при общем количестве добывающих скважин - 33 единиц, составляет 0,710 д.ед., в 4 варианте при бурении дополнительного количества добывающих скважин - 13 и при общем количестве добывающих скважин - 38 единиц - 0,698 д.ед.

Следует сказать, что прогнозный КИГ достигается в 1 варианте в течение 52 лет, во 2 варианте - в течение 55 лет, в 3 варианте - в течение 44 лет, в 4 варианте - в течение 38 лет.

Величина конденсатоотдачи (КИК) за прибыльный период по I объекту разработки месторождения Амангельды по 1 базовому варианту составляет 0,398 д.ед. (см. таблицу 2.3), по 2 варианту - 0,408 д.ед., по 3 варианту - 0,432 д.ед., по 4 варианту - 0,442 д.ед.

Наибольший КИГ и КИК за более быстрый срок достигается в 3 варианте при бурении дополнительного количества добывающих скважин - 8 и при общем количестве добывающих скважин - 33 единицы и устьевым давлением в 2008-2009 гг. - 5 МПа, с 2010 г. - 3 МПа; наименьший - в 1 варианте при количестве добывающих скважин - 26, в т.ч. бурении 1 добывающей скважины и устьевым давлением - 5 МПа.

При анализе технико-экономических, интегральных показателей, видно что, с экономической точки зрения все варианты рентабельны и интегральные показатели близки по своим значениям.

По первому и второму вариантам, которые должны эксплуатироваться с наименьшим количеством скважин, необходимы минимальные объемы инвестиций. Значения всех интегральных показателей по второму и третьему вариантам отличаются незначительно, но второй вариант является, с экономической точки зрения, является наилучшим.

Дополнительно был проведен анализ экономической эффективности по второму и третьему вариантам, при повышении стоимости газа от 10 до 60 %, так как при обосновании второго варианта в Технико-экономическом обосновании коэффициента извлечения газа в ГКЗ РК, был принят третий вариант, с учетом увеличения стоимости газа. Результаты анализа показали, что при увеличении базовой цены газа на 10 % с 48 $/тыс.м³ до 52.8, значение чистой приведенной стоимости превышает на 1 758 тыс.$.

Результаты проведенного анализа представлены в приложении 2.5.

В связи с вышеизложенным, к внедрению рекомендуется третий вариант

2.1.1 Анализ текущего состояния разработки

На дату анализа (по состоянию на 01.01.2010 г.) продолжается промышленная разработка газоконденсатной залежи нижневизейского продуктивного горизонта месторождения Амангельды, начавшаяся в декабре 2007 года. Основные технологические показатели промышленной разработки нижневизейского горизонта за анализируемый период (2010 г.) и по состоянию на 01.01.2010 г. представлены в таблице 2.5. Текущее состояние промышленной разработки нижневизейской залежи отражено на картах текущих и накопленных отборов газа и конденсата (графические приложения 2.6 и 2.7). По состоянию на 01.01.2010 г. действующий фонд добывающих скважин нижневизейского горизонта месторождения Амангельды составил 24 единицы (см. таблицу 2.5). Коэффициент использования фонда скважин за 2010 г. менялся в пределах 0,96-1 д.ед., составив за анализируемый период в среднем 0,96 д.ед. Коэффициент эксплуатации скважин изменялся от 0,93 до 1 д.ед. За текущий год его среднее значение составило 0,97 д.ед.

Таблица 2.5. - Показатели промышленной разработки по состоянию 01.01.2010 г.

№№ п/п	Показатели	Единицы измерения	2010 г.
1	Добыча газа	млн.м³	354,2
2	Накопленная добыча газа	млн.м³	1800,1
3	Добыча конденсата	тыс.т	26,0
4	Накопленная добыча конденсата	тыс.т	154,2
5	Ввод добывающих скважин	ед.	0
6	Эксплуатационный фонд добывающих скважин	ед.	25
7	Действующий фонд	ед.	24
8	Коэффициент эксплуатации скважин	д.ед.	0,96
9	Коэффициент использования скважин	д.ед.	0,97
10	Среднесуточный дебит скважин по газу	тыс.м³/сут	41,38

Для составления отчета (01.01.2010 г.) одна проектная добывающая скважина 123 находилась в бурении.

По фактическим данным эксплуатации (суточные рапорта) за 2010 год добыча газа по нижневизейскому горизонту месторождения составила 354,2 млн.м³, конденсата - 26,0 тыс.т (см. таблицу 2.5). Среднесуточный дебит газа 1 добывающей скважины за анализируемый период составил - 41,38 тыс.м³/сут, конденсата - 3,04 т/сут (см. таблицу 2.5). На 01.01.2010 г. накопленная добыча газа и конденсата в целом по газоконденсатной залежи нижневизейского горизонта месторождения Амангельды составила 1800,1 млн.м³ и 154,2 тыс.т, соответственно (см. таблицу 2.5).

2.1.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей

По состоянию на 01.01.2010 г. на нижневизейский горизонт месторождения Амангельды всего пробурено 39 скважин, из которых 17 пробурены в период разведки, в т.ч. 11 поисковых (1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 9, 10, 13, 14) и 6 разведочных скважин (6, 11, 15, 16, 17, 18) и 22 - в период ОПЭ, в т.ч. 6 разведочных (102, 103, 106, 109, 113, 115) и 16 эксплуатационных (101, 104, 105, 107, 108, 110, 111, 112, 114, 116, 117, 118, 119, 120, 121, 122).

Таким образом, по состоянию на 01.01.2010 г. общий фонд нижневизейского горизонта месторождения Амангельды составил 39 скважин, из которых 25 скважин - добывающих, в т.ч. 24 скважины - действующие и 1 - в простое; 1 - наблюдательная; 13 - ликвидированных (таблица 3.1).

Таблица 3.1 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2010 г.

Категория скважин	№№ скважин	Количество скважин
1 Добывающие	2-Г, 6-Г, 16-Г, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 119, 120, 121, 122	25
1.1 Действующие	2-Г, 6-Г, 16-Г, 101, 102, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 119, 120, 121, 122	24
из них: скважины-дублеры	107, 109, 111, 112, 113, 115, 116	7*
1.2 В простое	102	1
2 Наблюдательные	5-Г	1
3 Ликвидированные	1, 3, 4, 7, 8, 9, 10, 11, 13, 14, 15, 17, 18	13
Всего	39
Примечание:* - скважины-дублеры пробурены согласно Проекту ОПЭ

В анализируемом периоде начато бурение проектной добывающей скважины 123, которая на дату составления отчета (01.01.2010 г.) пробурена до глубины 620 м.

По фактическим данным разработки (суточные рапорта за 2009 г.) по состоянию на 01.01.2010 г. добывающие скважины нижневизейского горизонта месторождения Амангельды эксплуатировались со средними текущими дебитами: газа от 8,8 тыс.м³/сут (скважина 117) до 138,1 тыс.м³/сут (скважина 108) и конденсата от 0,4 т/сут (скважина 119) до 9,6 т/сут (скважина 108) (таблица 3.2). В целом по месторождению текущие среднесуточные дебиты по газу по состоянию на 01.01.2010 г. составили 47,2 тыс.м³/сут и 3,3 т/сут по конденсату (см. таблицу 3.2).

Накопленная добыча газа и конденсата по состоянию на 01.01.2010 г. по скважинам нижневизейского горизонта составила 1800,1 млн.м³ и 154,2 тыс.т, соответственно (таблица 3.3).

По состоянию на 01.01.2010 г. добывающая скважина 109 характеризуется наибольшей накопленной добычей газа (252,1 млн.м³) и конденсата (26,9 тыс.т), наименьшей - скважина 119 с накопленной добычей газа - 5,4 млн.м³ и конденсата - 0,4 тыс.т (см. таблицу 3.3).

Таблица 3. 2 - Характеристика текущих дебитов скважин по состоянию на 01.01.2010 г.

№№ п/п	Скважина	Текущий дебит газа, тыс.м³/сут	Текущий дебит конденсата, т/сут
1	2-Г	20,0	1,5
2	6-Г	25,2	1,8
3	16-Г	13,5	1,0
4	101	35,5	2,4
5	102	-	-
6	103	89,4	6,2
7	104	36,6	2,5
8	105	30,9	2,1
9	106	12,5	0,9
10	107	94,0	6,6
11	108	138,1	9,6
12	109	43,6	3,0
13	110	37,5	2,6
14	111	40,8	2,9
15	112	102,1	7,3
16	113	79,4	5.4
17	114	87,9	6,3
18	115	45,2	3,0
19	116	66,1	4,3
20	117	8,8	0,7
21	118	16,8	1,2
22	119	5,2	0,4
23	120	18,0	1,2
24	121	34,7	2,4
25	122	50,1	3,5
Среднее значение	47,2	3,3

Проектом промышленной разработки режим работы газодобывающих скважин нижневизейского горизонта месторождения в 2010 г. принят по постоянному устьевому давлению на уровне не менее 5 МПа, которое на дату анализа составляет в среднем по месторождению 7,1-7,3 МПа.

Таблица 3.3 - Накопленная добыча газа и конденсата по состоянию на 01.01.2010 г.

№№ п/п	Скважина	Накопленная добыча газа, млн.м³	Накопленная добыча конденсата, тыс.т
1	2-Г	70,4	4,3
2	6-Г	56,6	4,5
3	16-Г	12,7	0,9
4	101	75,9	6,1
5	102	46,7	4,0
6	103	63,8	5,6
7	104	181,2	16,9
8	105	55,5	4,2
9	106	29,0	2,6
10	107	98,8	8,9
11	108	145,4	12,9
12	109	252,1	26,9
13	110	65,2	5,6
14	111	25,0	2,2
15	112	86,0	6,7
16	113	104,7	7,1
17	114	64,7	5,2
18	115	48,1	4,4
19	116	106,9	7,9
20	117	25,9	2,3
21	118	18,5	1,5
22	119	5,4	0,4
23	120	20,3	1,7
24	121	67,4	5,5
25	122	73,9	5,9
Итого	1800,1	154,2

2.1.3 Анализ выработки запасов газа

Последний «Подсчет запасов газа и конденсата месторождения Амангельды по состоянию на 01.01.2006 г.» утвержден ГКЗ РК 15.11.2007 г. (протокол № 632-07-У).

Запасы газа и конденсата оценены по категориям С1 и С2. Начальные геологические запасы газа и конденсата нижневизейского горизонта месторождения Амангельды составили: по категории С1 газа - 18952 тыс.м3, конденсата - 1630 тыс.т; по категории С2: газа - 6067 тыс.м3, конденсата - 522 тыс.т. По категории С2 оценены запасы в северо-восточной и юго-западной частях залежи, в пределах которых в скважинах получены непромышленные притоки газа.

Сведения об утвержденных начальных геологических и извлекаемых запасах газа и конденсата нижневизейского горизонта месторождения Амангельды приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 Подсчет запасов газа и конденсата

Горизонт	Категория запасов	Зона	Площадь газоносности, тыс.м²	Средневзвешенная газонасыщенная толщина, м	Газонасыщенный объем, тыс.м³	Коэффициент пористости, доли ед.	Коэффициент газонасыщенности, доли ед.	Начальное пластовое давление, МПа	Поправка на сжимаемость газов при начальном давлении	Температурная поправка	Коэффициент перевода техн. ед. в физич.	Геологические запасы газа, млн. м³	Потенциальное содержание конденсата, г/м³	Геологические запасы конденсата, тыс. т	Коэффициент извлечения газа, доли ед.	Извлекаемые запасы газа, млн.м³	Коэффициент извлечения конденсата, доли ед.	Извлекаемые запасы конденсата, тыс.т
A	С₁	ЧГЗ	35162	4,4	153906	0,173	0,760	23,7	1,18	0,860	0,970	4721	86,0	406	0,671	3168	0,350	142
	С₁	ГВЗ	1325	2,3	3042	0,173	0,760	23,7	1,18	0,860	0,970	93	86,0	8	0,671	63	0,350	3
	С₂	ЧГЗ	16638	3,4	55916	0,173	0,760	23,7	1,18	0,860	0,970	1715	86,0	148	0,671	1151	0,350	52
	С₂	ГВЗ	2040	1,5	2967	0,173	0,760	23,7	1,18	0,860	0,970	91	86,0	8	0,671	61	0,350	3
	С₁+С₂		55165	3,9	215831							6620		569		4442		199
Б	С₁	ЧГЗ	25858	2,2	55673	0,182	0,779	23,7	1,18	0,860	0,970	1841	86,0	158	0,671	1236	0,350	55
	С₁	ГВЗ	478	0,7	347	0,182	0,779	23,7	1,18	0,860	0,970	11	86,0	1	0,671	8	0,350	0
	С₂	ЧГЗ	8951	4,1	36349	0,182	0,779	23,7	1,18	0,860	0,970	1202	86,0	103	0,671	807	0,350	36
	С₂	ГВЗ	1020,1	1,0	1042	0,182	0,779	23,7	1,18	0,860	0,970	34	86,0	3	0,671	23	0,350	1
	С₁+С₂		36308	2,6	93411							3090		266		2073		93
В	С₁	ЧГЗ	34659	12,3	426306	0,156	0,770	23,7	1,18	0,860	0,970	11946	86,0	1027	0,671	8016	0,350	360
	С₁	ГВЗ	1723	7,0	12079	0,156	0,770	23,7	1,18	0,860	0,970	338	86,0	29	0,671	227	0,350	10
	С₂	ЧГЗ	13570	6,7	90937	0,156	0,770	23,7	1,18	0,860	0,970	2548	86,0	219	0,671	1710	0,350	77
	С₂	ГВЗ	3372	5,0	16987	0,156	0,770	23,7	1,18	0,860	0,970	476	86,0	41	0,671	319	0,350	14
	С₁+С₂		53324	10,2	546308							15309		1317		10273		461
Всего	С₁		99207									18952		1630		12717		570
	С₂		45591									6067		522		4071		183

2.1.4 Характеристика энергетического состояния залежи, режимы разработки

За период разработки на нижневизейском горизонте месторождения Амангельды проводились мероприятия по повышению газоотдачи, такие как:

- бурение радиальных стволов;

- бурение боковых стволов;

- эксплуатация открытым стволом и с щелевым фильтром;

- гидроразрыв пласта (ГРП).

В Авторском надзоре за 2004 год для повышения продуктивности скважин месторождения Амангельды основным из методов предлагалось бурение боковых стволов и испытание новой технологии - радиального бурения. Указанные рекомендации предлагалось осуществить, в первую очередь, в низкодебитных скважинах 105, 106, 111. По результатам проведенных работ планировалось принимать решения в отношении остальных скважин.

В 2005 году в скважине 106 пробурен боковой ствол, позволивший увеличить средний дебит газа скважины с 8.7 тыс.м³/сут (май 2005 г.) до 25,7 тыс.м³/сут (октябрь 2005 г.). Средний дебит газа скважины 106 на 01.07.2007 г. составил 17,5 тыс.м³/сут, что свидетельствует о положительных результатах выполненных работ по бурению бокового ствола в данной скважине и необходимости реализации этого мероприятия в других скважинах.

На основании рекомендаций Авторских надзоров за реализацией Проекта ОПЭ и, исходя из опыта бурения бокового ствола в скважине 106, с целью изучения возможности увеличения дебита скважин, в 2007 году рекомендуется выполнить бурение бокового ствола в скважине 115 с азимутом 360 градусов и отклонением до 500 м. Рекомендуемое направление и отклонение бокового ствола позволит вскрыть продуктивный горизонт в зоне аномалии с улучшенными коллекторскими свойствами, выделенной по сейсмике 2Д.

В период 2006-2007 гг. согласно рекомендациям в трех скважинах 105, 110 и 111 пробурены по 4 радиальных ствола. В результате выполненных работ по радиальному бурению в скважинах 105 и 111 отмечается незначительное увеличение дебита газа в среднем на 2,0 тыс.м³/сут. В скважине 110 дебит газа снизился на 0,88 тыс.м³/сут.

Продолжается проведение испытаний продуктивных пластов в скважинах с открытым стволом и со спуском щелевого фильтра. Эксплуатация скважин таким способом показала свою эффективность. В настоящее время 4 скважины (102, 104, 117, 121) эксплуатируются открытым стволом и 7 скважин (106, 108, 114, 118, 119, 120, 122) - со спуском щелевого фильтра.

В новых скважинах рекомендуется предусмотреть эксплуатацию с открытым стволом и со спуском щелевого фильтра.

В целях интенсификации добычи газа в сентябре 2007 г. на скважине 110 был проведён гидроразрыв пласта (ГРП) в интервале 2238-2290 м. До проведения ГРП скважина работала с дебитом газа 9,7 тыс.м³/сут и конденсата 0,5 т/сут, после ГРП средний дебит газа по состоянию на 23.10.2007 г. составил 53,2 тыс.м³/сут, конденсата 4,9 т/сут. Работы по проведению ГРП рекомендуется продолжить.

Режимы разработки месторождения

Работа газоконденсатных скважин регламентируется технологическими режимами эксплуатации, которые осуществляются путём поддержания и регулирования на забоях (устьях) скважин или наземных сооружениях заданных условий изменения дебита и давления, обеспечивающих соблюдение правил охраны окружающей среды и безаварийной эксплуатации скважин. Различают следующие технологические режимы эксплуатации скважин: максимально допустимая депрессия на пласт, допустимый градиент давления; постоянный дебит газа; изменяющийся во времени дебит газа, распределённый между скважинами с условием минимальных потерь давления или максимизации суммарного или допрорывного коэффициента конденсатоотдачи пласта; градиент давления, обеспечивающий безводную эксплуатацию скважин при проявлении водонапорного режима пласта или наличии подошвенной воды. На выбор технологического режима эксплуатации скважин при прочих равных условиях влияют тип залежи, начальные термобарические условия, прочность горных пород, состав пластового газа, технологические особенности эксплуатации скважин (дросселирования газа в призабойной зоне, гидратообразование в стволе скважины, удаление жидкости из ствола скважины).

Различают пассивные и активные способы разработки газовых месторождений. Пассивные способы, приводящие к истощению пластовой энергии и основанные на регулировании технологических режимов работы только эксплуатационных скважин, позволяют увеличить конечную конденсатоотдачу пласта не более чем на 5%. Активные способы, основанные на регулировании энергии пласта, предотвращающем или значительно снижающем выделение в нём конденсата, позволяют увеличить конденсатоотдачу на 15-20%. Выделяют методы глобального и локального воздействия на пласт. Глобальные методы предусматривают воздействие на весь пласт или часть его через систему нагнетательных и эксплуатационных скважин и обеспечивают поддержание пластового давления или способствуют вытеснению уже выпавшего конденсата в пласте. Для поддержания пластового давления в пласт закачивают рабочий агент: углеводородные, неуглеводородные газы или их смеси, воду.

В качестве углеводородных газов используют большей частью сухой газ, добываемый из газоконденсатной смеси, прошедшей промысловую обработку с целью удаления высококипящих углеводородов С₅+высшие (см. Сайклинг-процесс), а в качестве неуглеводородных газов -- двуокись углерода, азот, дымовые газы. Пластовое давление поддерживают на уровне (или выше) давления начала конденсации и ниже давления начала конденсации пластовой газоконденсатной смеси. В первом случае во всём пласте за исключением призабойных зон эксплуатационных скважин создаются условия, предотвращающие выделение конденсата. Во втором случае месторождение разрабатывают вначале в течение некоторого времени на режиме истощения и лишь затем начинают закачку в пласт газа. Для обоснования экономической целесообразности обратной закачки определяют содержание конденсата в газе, оценивают схему обработки добываемого газа и расходы на нагнетание рабочего агента. Количество закачиваемого газа может быть выше (используют газ с соседних месторождений), равным или меньшим количества отбираемого из пласта газа. В последнем случае часть отбираемого из пласта газа подаётся потребителю.

Для поддержание пластового давления на месторождении Амангельды может быть осуществлено двумя способами:

1. Нагнетанием в пласт инертного газа азота, выделяемого при разработке пермской залежи;

2. Использованием «сайклинг-процесса» с нагнетанием в пласт очищенного и осушенного природного газа.

По первому варианту рассмотрено использование азота после разделения смеси углеводородных и инертных газов пермской залежи месторождения Амангельды.

По своему составу залежь содержит до 82 % азота.

Технико-экономические расчеты, выполненные в «Предварительном технико-экономическом обосновании комплексной доразведки и разработки Контрактной территории» показали экономическую эффективность разработки месторождений и отдельных залежей, содержащих углеводородное сырьё и инертные газы (азот, гелий).

Основные показатели разработки залежи

Восстанавливаются скважины 18, 6с;

Расчетный дебит - 700000 м³/сут,

в том числе по углеводородному сырью - 127610 м³/сут.

Химический состав газа:

-содержание конденсата - отсутствует;

-содержание СН₄ - 15.2 %;

-содержание С₂Н₆ и С₅Н₁₂ - 2.33 %;

-содержание Нe - 0.165 %;

-содержание N₂ - 81.77 %;

-содержание О₂ - 0.5 %.

Технология подготовки газов

Для Пермского горизонта месторождения Амангельды применена герметизированная система внутрипромыслового сбора газа. Добываемое сырье от скважин 18 и 6с по газопроводам подается на газосборный пункт (ГСП). Для обеспечения индивидуального замера дебита каждой скважины, а также возможности проведения газодинамических исследований, на ГСП предусматривается установка тестового сепаратора.

Далее смесь газов подается на установку сжижения природного газа УСПГ-5.5. Схема установки приведена ниже.

На установке производится разделение углеводородного сырья и инертных газов. Хладагентом в криогенном цикле является азот. За счет использования давления азота 60 МПа вырабатывается электроэнергия на детандерах, и за счет холодильного цикла происходит охлаждение основного потока газов.

Сжиженный природный газ после регазификации подается в ЦУПГ. Азот после компремирования подается в манифольд для закачки в пласт.

Основные технические показатели процесса разделения смеси углеводородных и инертных газов:

-объем смеси газов поступающих на разделение - 700000 м³/сут.

-объем азота - 572390 м³/сут.

-объём азота, закачиваемого в пласт - 300000 м³/сут.

-объём азота, сбрасываемого в атмосферу - 272390 м³/сут.

-объем сжиженного природного газа - 80.39 т/сут.

-выработка электроэнергии - 1.0 МВт/час.

По первому варианту нагнетание инертного азота в конечном счете приведет к его диффузионному смешению с углеводородным газом, что потребует строительства установки разделения газов перед подачей природного газа в магистральный газопровод, что в дальнейшем сделает процесс нерентабельным.

Технология “сайклинг-процесса” применяется с целью поддержания пластового давления и достижения максимального коэффициента извлечения конденсата. Сущность данной технологии заключается в том, что для поддержания пластового давления в пласт закачивается сухой газ, добытый из этого же пласта, но прошедший через установку подготовки газа, с извлечением из него жидких углеводородов за счет использования естественной энергии пласта. Нагнетание сухого газа в пласт снижает обратную (ретроградную) конденсацию жидких углеводородов в пласте. При этом из пласта отбирается максимальное количество конденсата, газ консервируется до завершения “сайклинг-процесса”.(28)

Как правило, “сайклинг-процесс” применяется при высоком потенциальном содержании конденсата в сыром газе (не менее 70 г/м³).

Система закачки газа в пласт

В соответствии с вариантами разработки обратная закачка подготовленного газа в пласт предусматривается:

Техническая характеристика:

Производительность по сжиженному природному газу (СПГ),

не менее - - 5500 кг/час;

Давление СПГ - 0.4 МПа;

Температура СПГ на выходе из блока, не выше - 128 К;

Содержание азота в СПГ, не более - 2 % мольн;

Отбросной газ - 20000 нм³/час;

Давление, не менее - 0.5 МПа;

Температура - 308-313 К.

- по 2 варианту в объеме до 110 млн.нм³ в год.

В целях осуществления “сайклинг-процесса” предлагается строительство ДКС в районе УКПГ.

Состав газа месторождения Амангельды, подаваемого с УКПГ на вход ДКС, приведен в таблице 3.4.3.1.

Обратную закачку газа в пласт предлагается осуществлять через блок входного распределительного манифольда, подключенного к нагнетательным скважинам.

Для обеспечения режима закачки газа в пласт по данному варианту необходимое давление на выходе ДКС 25.0 МПа.

Рисунок 2.1. Блок ожижения ОП-5.5 установки УСПГ-5.5

Таблица 2.4 - Состав газа месторождения Амангельды, подаваемого на вход ДКС для закачки в пласт

Объемная доля компонентов, %:	Значение
CH₄	78,96
C₂H₆	10,02
C₃H₈	3,4
C₄H₁₀	0,927
C₅H₁₂	0,1686
H₂S	Отс.
N₂	6,2863
O₂	0,0176
СО₂	0,1915

Для компримирования газа в объеме 300000 нм³/сутки от давлений 4,0-4,5 МПа до 25,0 МПа требуется мощность компрессора 1030 кВ.

Давление и температура газа в начале газопровода-коллектора составляют 25,0 МПа и 46°С, соответственно.

В связи с тем, что содержание конденсата в добываемом газе месторождения Амангельды находится на уровне 80 г/м³, применение технологии “сайклинг-процесса” позволит поднять его содержание до 150 г/м³.

2.1.5 Гидродинамические исследования скважин и пластов

Для получения данных о геолого-физических параметрах горных пород призабойной зоны пласта вокруг ствола скважины, продуктивного пласта, физических свойствах насыщающих пласт жидкостей и газов, состоянии призабойной зоны скважины, самой скважины, выкидных линий, промыслового оборудования газовые скважины подвергаются различным исследованиям.

Прямые данные получают в результате отбора образцов пород (керна) в процессе бурения, проб жидкостей и газов в процессе исследований скважин и их анализа в лабораторных условиях.

Косвенные данные о геолого-физических параметрах пласта, состоянии призабойной зоны и самой скважины получают из данных геофизических и промысловых гидродинамических и термодинамических исследований.

Первоначальные исследования проводятся в разведочных скважинах для определения геометрических размеров залежей, фильтрационных и емкостных геолого-физических параметров пласта, прочностных характеристик пласта, состава и физических свойств пластовых жидкостей и газов, гидродинамических термодинамических условий работы ствола скважины.

Текущие исследования проводятся во всех добывающих скважинах, с установленной периодичностью. При этом получают данные о состоянии пласта, призабойной зоны, забоя и ствола скважины. Эти данные используются для подтверждения или изменения технологического режима эксплуатации скважин, определения мероприятий по увеличению дебитов скважин, построения карт изобар (линий равного давления), контроля и регулирования системы разработки залежи.

Специальные исследования проводятся в добывающих и наблюдательных скважинах для получения данных, связанных со специфическими условиями эксплуатации данного месторождения.

При исследовании скважины дебиты жидкости (нефти, воды) замеряют с помощью расходомеров и дебитомеров различной конструкции. Дебиты газа определяют газовыми счетчиками--расходомерами. Пластовые и забойные давления замеряют глубинными манометрами. Скважинные приборы спускают на забой скважины на канатной проволоке через лубрикатор, устанавливаемый на фонтанной арматуре. Для спуска в скважину манометров и других приборов применяют механизированные лебедки, смонтированные на автомашинах высокой проходимости гусеничных тракторах или плавающих гусеничных транспортерах. С помощью таких механизированных лебедок можно спускать приборы на глубину до 6000 м.

Исследования скважин на установившихся режимах

Режим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит ее и забойное давление с течением времени практически не изменяются.

После регистрации установившихся дебита и забойного давления скважину переводят на другой режим эксплуатации и, выждав время установления ее работы на новом режиме, определяют новые значения этих параметров. Наблюдения проводят при 3--4 режимах работы скважин и обычно заканчивают регистрацией динамического пластового давления. Оно определяется как полностью восстановившееся забойное давление в остановленной скважине. Результаты исследований скважины на приток методом установившихся отборов изображают в виде индикаторной диаграммы, представляющей собой зависимость дебита скважины от депрессии.

Q = f (Рпл - Рз) (Рис. 2.1).

Для газовых скважин индикаторную диаграмму изображают в координатах Q дебит газа -- разность квадратов пластового (контурного) и забойного давлений (Рпл²--Рз²).

Для нагнетательных скважин такая диаграмма представляет собой зависимость поглотительной способности скважины Q от перепада между забойным и пластовым давлениями (Рз--Рпл).

Диаграмма 1 характерна для скважин при притоке однородной жидкости, когда инерционные силы незначительны. С увеличением депрессии на пласт и возрастанием скоростей фильтрации жидкостей и газов инерционные силы существенно возрастают, линейный закон движения нарушается и индикаторная диаграмма 4 искривляется (становится выпуклой к оси дебитов).

Диаграммы типа 2 характерны для нефтяных скважин, эксплуатирующих пласты в режиме растворенного газа, или для трещиноватых нефтенасыщенных коллекторов. В последнем случае искривление индикаторных линий происходит в результате смыкания трещин при снижении забойного давления и вследствие проявления инерционных сил с увеличением скорости фильтрации.

Рисунок 2.1 -Индикаторные линии зависимости дебита от перепада давления:

1, 4 -- прямолинейно-криволинейная;

2 -- выпуклая относительно оси дебитов;

3 -- вогнутая относительно оси дебитов

Диаграммы типа 3, как правило, следствие дефектов исследований. Иногда такие диаграммы характерны для условий неоднородных пластов, когда с повышением депрессии подключаются в разработку пропластки, из которых ранее не происходило притока жидкости из-за слабых фильтрационных свойств.

После построения индикаторных диаграмм подбирают их математические модели.

Для нефтяной скважины

Q = K(Рпл - Рз) )

для газовой скважины

q= K (Рпл²- Рз²),)

где Q и q -- дебит соответственно нефтяной и газовой скважины; К - угловые коэффициенты индикаторных линий, так называемые коэффициенты продуктивности скважин; Рпл и Рз -- соответственно пластовое и забойное давление.

При криволинейной диаграмме 2 в условиях напорных режимов уравнение индикаторной линии записывают в виде:

для нефтяной скважины

Рпл- Рз= AQ + BQ²

для газовой

Рпл²- Рз²= aq + bq²,

где А, а и В, b -- коэффициенты, постоянные для данной нефтяной или газовой скважины, их называют коэффициентами фильтрационных сопротивлений.

Максимальная производительность скважины возможна при Р_заб=0; эту производительность называют потенциальным дебитом.

Q_пот=КР_пл_.

Отбор жидкости из скважины, равный потенциальному дебиту, практически невозможен, так как при любых способах эксплуатации в скважине сохраняется какой-то столб жидкости, оказывающий давление на забое.

Потенциальные возможности газовой скважины обычно характеризуются двумя показателями -- свободным дебитом газа (полностью открытой в атмосферу скважины) и абсолютно свободным дебитом газа (расходом при противодавлении на забое, равном 0,1 МПа).

Исследование скважин при неустановившемся режиме

Сущность метода исследований скважин при неустановившемся режиме их эксплуатации заключается в том, что изменяют режим их и проводят наблюдения за соответствующим нарастанием (или снижением) забойного давления со временем.

В большинстве случаев скважину после длительной эксплуатации с постоянным дебитом Q останавливают и регистрируют кривую восстановления забойного давления (КВД) или уровня жидкости в межтрубном пространстве.

Рисунок 2.2 - Кривая восстановления забойного давления pз(t) во времени t - (а) и ее обработка по методу касательной (б)

По такому методу исследуют все виды нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, пробуренных на пласты при газовых и водонапорных режимах. В связи с упругими свойствами газов, горных пород и пластовых жидкостей давление на забое остановленной скважины изменяется. В случае мгновенного прекращения притока жидкости из бесконечного однородного пласта в нефтяную скважину процесс восстановления давления на забое описывается формулой

В случае газовой скважины

Здесь ро, p(t)--давление на забое скважины соответственно до остановки и к моменту времени t после ее остановки; Q и q -- дебит до остановки соответственно нефтяной и газовой скважины; -- коэффициент пьезопроводности пласта; m -- пористость; н, г -- динамическая вязкость пластовой жидкости (нефти) и газа; вж, вп-- коэффициенты сжимаемости жидкости и породы, r_пр =r_ce^-c - приведенный радиус скважины, с- коэффициент несовершенства скважины.

Для нефтяного пласта

для газового пласта

Кривую р₃(t) трансформируют в прямую (рис. 3.5), преобразуя уравнение (3.5) таким образом:

где , .

Экспериментальные точки только по истечении некоторого времени ложатся на прямую в соответствии с уравнением (3.7), что объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее закрытия. К этим точкам проводят касательную, поэтому метод обработки называется методом касательной.

Тогда графически находят А как отрезок на оси ординат (см. рис.3.2 б), а i как угловой коэффициент прямой.

Определив по графикам значения А и i найдем параметры пласта (гидропроводность, проницаемость и пьезопроводность).

Пуск в эксплуатацию или остановка одной или группы скважин оказывает влияние на показатели работы соседних (интерференция скважин). Степень этого влияния зависит от свойств пластовой системы и интенсивности импульса дебита. Изучение свойств и строения пластов по результатам наблюдений за взаимодействием скважин принято называть гидропрослушиванием (гидроразведкой). В процессе исследований судят о свойствах пласта по изменению забойного давления в реагирующей скважине.

2.2 Техника и технология добычи газа

Эксплуатация скважин газового месторождения Амангельды осуществляется фонтанным способом. По состоянию на 01.01.2011 г. фонд скважин на месторождении составил 25 единиц, в т.ч. 23 (101, 103-115, 117-122, 2-Г, 6-Г, 16-Г) - действующие, 2 скважины (102 и 116) находились в простое.

Для герметизации устьев скважин и направления продукции в систему сбора, скважины оборудованы фонтанной арматурой крестового типа АФК6-65х350 (производитель - Российская Федерация) и KQS35/80-65 (производитель - Китай). Диаметр бокового отвода и ствола фонтанной елки - 65 мм. Арматура Рассчитана на рабочее давление 35 МПа, что отвечает требованиям Проекта и соответствует условиям эксплуатации. Согласно Проекту новые и скважины, вводимые после проведения КРС, должны быть оборудованы лифтовой колонной диаметром 60,3 мм. В скважины 101, 110, 121, 122 спущены лифтовые колонны с наружным диаметром 60,3 мм, а в скважины 111, 116 - диаметром 89 мм. В скважину 119 спущена ступенчатая лифтовая колонна диаметром 60,3 и 73 мм. В остальных скважинах внешний диаметр подъемника равен 73 мм. Применение труб диаметром 73 мм обусловлено тем, что на начальной стадии разработки трубы данного диаметра обеспечивали устойчивую работу скважин с проектными дебитами газа и полным или частичным выносом жидкости на поверхность, и большинство скважин, на дату составления настоящего отчета, были оборудованы трубами данного диаметра. Таким образом, компоновки лифтовых колонн не соответствуют требованиям Проекта. Лифтовые колонны в скважинах 2-Г, 6-Г, 16-Г, 101-103, 105, 107-117, 120, 121 спущены выше верхних отверстий интервала перфорации в среднем на 11,8 м, что соответствует требованиям Проекта.

Выбор техники и технологии добычи газа основан на условиях эксплуатации скважин, которые определяются исходя из геолого-промысловой характеристики продуктивных пластов, физико-химических свойств флюида и заданных условий эксплуатации скважин, рекомендуемого варианта разработки. Решение задачи по определению и установлению оптимального режима работы скважин, а также выбор необходимого оборудования для его обеспечения связаны с проведением гидродинамических расчётов движения газожидкостного потока в подъёмных трубах с условием минимальных потерь давления в стволе скважины при заданном дебите. Кроме того, выбор оборудования и режима работы скважин, для данного месторождения, проводится с учётом выноса с забоя скважины твёрдых и жидких частиц и возможной минимизации скоростного эрозионного потока.

Внутрискважинное оборудование

Условия эксплуатации газового месторождения (глубина залегания продуктивных объектов, характеристика пород коллектора и наличие углекислого газа) определяют выбор подземного оборудования. Потенциальная опасность, связанная с содержанием СО₂ и высокими рабочими давлениями, требует установки скважинной системы безопасности. К этой системе относятся клапан - отсекатель и пакер.

Рекомендованная конструкция эксплуатационной колонны (диаметр 168 мм) позволяет оборудовать скважины гидравлическим клапаном-отсекателем на рабочее давление 35 МПа, для условного диаметра подъёмных труб 89 мм с проходным сечением 40 мм. Клапаны - отсекатели такого типа (с линией управления, расположенной в затрубном пространстве и подключением к системе управления на устье), устанавливаются при помощи замка в посадочном ниппеле на глубине примерно 50 м от устья, для более удобного их обслуживания и управления ими. Выбор клапана - отсекателя основан на том, что он должен эффективно действовать при возникновении аварийных ситуаций, связанных с повышением давления в выкидных линиях, возникновением пожара, уничтожением фонтанной арматуры и др.

Выбор типа трубного пакера связан с конструкцией скважины и компоновкой подъёмного лифта, а также с условиями его работы (возможность проведения работ по интенсификации с помощью гибких труб, геофизических исследований и других технологических операций). В этих условиях, наиболее надёжным, является гидравлический съёмный пакер диаметром 136 - 140 мм, с диаметром проходного отверстия 76 мм, на рабочее давление 35 МПа.

Надпакерное кольцевое пространство, в целях защиты внутренней поверхности эксплуатационной колонны и наружной НКТ, рекомендуется заполнять утяжелённой жидкостью (например, на основе CaCl₂), обработанной ингибитором коррозии, поглотителем кислорода и антибактериальным средством.

В компоновку подземного оборудования также входят: циркуляционный клапан, располагаемый под пакером (возможно в виде скользящей муфты), два установочных патрубка (ниппеля), один из которых для посадки клапана - отсекателя, второй, расположенный под пакером, для посадки глухой пробки и направляющая воронка, необходимая для спуска на забой приборов исследования.

2.2.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин

Способ эксплуатации скважин на газовом месторождении Амангельды фонтанный. Снижение устьевого и затрубного давлений наблюдается в скважинах после проведения гидроразрыва пласта (ГРП), так как на начальной стадии скважины работают с повышенными дебитами, стабилизирующиеся по прошествии определенного периода. Это объясняется тем, что технологический режим работы скважин ориентирован на истощение запаса пластовой энергии.

Для проведения анализа скважины разбиты по дебиту газа на три группы: с дебитом до 20 тыс.м³/сут - 8 скважин, с дебитом от 20,1 до 50 тыс.м³/сут - 9 скважин и с дебитом более 50 тыс.м³/сут - 8 скважин. Скважины 102 и 116 на конец анализируемого периода находились в простое по причине освоения после ГРП и проведения ГДИ (КВД), соответственно(1).

Скважины со среднесуточным дебитом газа до 20 тыс.м³/сут.

Все 8 скважин (102, 106, 117, 118, 119, 120, 2-Г, 16-Г), работающих с дебитом газа до 20 тыс.м³/сут, весь анализируемый период работали с показателями, относящимися к данной группе.

Скважина 102 за весь анализируемый период работала со снижением среднесуточного дебита газа от 18,1 тыс.м³/сут до 13,4 тыс.м³/сут, причем после проведения капитального ремонта скважины (КРС) (май 2010 г.) среднесуточный дебит газа на шайбе диаметром 4,5 мм, составлявший 6,1 тыс.м³/сут, увеличился до 13,9 тыс.м³/сут (ноябрь 2010 г.). Среднесуточный дебит конденсата варьировал от 0,4 т/сут до 1,6 т/сут, а в конце периода анализа составил 0,9 т/сут. После проведенного ГРП 7 ноября 2010 г. и до конца анализируемого периода скважина находилась в простое по причине освоения.

Устьевое давление за период анализа практически не изменялось и составило 7,1 МПа.

Значение затрубного давления до проведения КРС и установки пакера составляло 8,6 МПа. За анализируемый период было осуществлено 3 разгидрачивания и 9 продувок на ЦУПГ для поддержания технологического режима работы скважины.

За анализируемый период скважина 106 работала с увеличением среднесуточного дебита газа от 10,6 тыс.м³/сут до 12,5 тыс.м³/сут, дебит конденсата изменялся от 1 т/сут до 0,8 т/сут. Устьевое и затрубное давления варьировали от 7 МПа до 7,2 МПа и с 7,8 МПа до 9,6 МПа, соответственно. Для поддержания технологического режима работы скважины дважды было осуществлено разгидрачивание.

За весь анализируемый период скважина 117 работала с увеличением среднесуточного дебита газа от 7,1 тыс.м³/сут до 8,8 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 6,9 тыс.м³/сут до 8,8 тыс.м³/сут, дебит конденсата изменялся от 0,5 т/сут до 0,7 т/сут. Увеличению дебита газа, возможно, способствовало частое проведение продувок на ЦУПГ во втором и третьем кварталах 2010 года, всего их было осуществлено 77. Значения устьевых и затрубных давлений незначительно снизились с 7,2 до 7,1 МПа и с 8 до 7,5 МПа, соответственно.

Скважина 118 за весь анализируемый период стабильно работала с незначительным увеличением среднесуточного дебита газа с 13,6 тыс.м³/сут до 16,8 тыс.м³/сут, дебит конденсата за весь период составил в среднем 1,3 т/сут (на конец периода анализа - 1,2 т/сут).(4)

Увеличение дебита газа можно объяснить частым проведением продувок на ЦУПГ, которые в период с февраля до мая 2010 года были осуществлены 97 раз. Значения устьевых и затрубных давлений незначительно снизились с 7,1 МПа до 7 МПа и с 7,9 МПа до 7,7 МПа, соответственно.

Скважина 119 стабильно работала в течение всего анализируемого периода с незначительным снижением среднесуточного дебита газа с 6,2 тыс.м³/сут до 5,2 тыс.м³/сут.

Дебит конденсата за весь анализируемый год составил в среднем 0,5 т/сут. При этом значения устьевого и затрубного давлений за весь период находились на уровне 7,1 МПа и 8 МПа, соответственно.

За весь период анализа скважина 120 работала с увеличением среднесуточного дебита газа с 18,2 тыс.м³/сут до 19,7 тыс.м³/сут. Дебит конденсата за весь анализируемый период изменялся от 1,2 т/сут до 1,8 т/сут. Устьевое давление за весь период в среднем составило 7,1 МПа, затрубное - 8,1 МПа.

В период анализа скважина 2-Г стабильно работала с незначительным снижением среднесуточного дебита газа от 18,1 тыс.м³/сут до 18 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 16,1 тыс.м³/сут до 25,9 тыс.м³/сут, что, возможно, объясняется частым проведение продувок на ЦУПГ, которых в период февраль-

май 2010 года было осуществлено 91. При этом дебит конденсата за весь период изменялся от 1,1 т/сут до 1,6 т/сут. Устьевое давление снизилось с 7,2 МПа до 7 МПа.

Скважина 16-Г за анализируемый период стабильно работала с увеличением среднесуточного дебита газа от 11,1 тыс.м³/сут до 12 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 9 тыс.м³/сут до 16,6 тыс.м³/сут, дебит конденсата изменялся от 0,6 т/сут до 1,3 т/сут. Значение устьевого давления снизилось с 7,3 МПа до 7,1 МПа, а затрубное за весь период варьировало от 7,3 МПа до 9,5 МПа, на конец анализируемого периода было равно его значению в начале года, и составило 8,7 МПа. Для поддержания технологического режима работы скважины было проведено 22 продувки на ЦУПГ и 4 разгидрачивания (5).

Скважины со среднесуточным дебитом газа от 20 тыс.м³/сут до 50 тыс.м³/сут.

Из 9 скважин, работающих с дебитом газа от 20 тыс.м³/сут до 50 тыс.м³/сут, 5 скважин (104, 109, 110, 121, 6-Г) весь анализируемый период работали с показателями, относящимися к данной группе, т.е. с дебитом газа от 20 тыс.м³/сут до 50 тыс.м³/сут, остальные 4 (101, 105, 111, 115) перешли в данную группу в течение анализируемого периода.

Скважина 101 за анализируемый период работала со снижением среднесуточного дебита газа от 68,1 тыс.м³/сут до 35,4 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 32,1 до 69,2 тыс.м³/сут, дебит конденсата изменялся от 2,3 т/сут до 5,4 т/сут. Снижение дебита газа и конденсата объясняется сменой режимов фонтанирования (смена шайбы) в меньшую сторону. Устьевое давление составило 7,1 МПа, а затрубное возросло с 8 МПа до 8,2 МПа. В анализируемый период провели 9 разгидрачиваний(7).

За весь анализируемый период скважина 104 работала стабильно, значение среднесуточного дебита газа в начале и конце анализируемого периода составило 38,2 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 30,1 тыс.м³/сут до 39,1 тыс.м³/сут, дебит конденсата снизился от 3 т/сут до 2,7 т/сут. Значения устьевых давлений незначительно снижались с 7,2 МПа до 7,1 МПа, затрубное давление было практически постоянным и в среднем составило 7,5 МПа. Было выполнено 7 продувок на ЦУПГ и 1 разгидрачивание.

Скважина 105 за весь анализируемый период работала на нескольких режимах со снижением среднесуточного дебита газа от 76,5 тыс.м³/сут на диафрагме диаметром 5,3 мм до 30,9 тыс.м³/сут на диафрагме диаметром 7 мм, дебит конденсата за период анализа снизился от 5,3 т/сут до 2,1 т/сут, причем он варьировал от 2 т/сут до 5,6 т/сут. В марте-апреле 2010 года скважина простаивала по причине проведения ГДИ (КВД), после чего была пущена в эксплуатацию на шайбе 7,5 мм со среднесуточным дебитом газа 44 тыс.м³/сут, который снизился до 40,4 тыс.м³/сут, и средним дебитом конденсата 3,1 т/сут. В дальнейшем после смены режима работы (шайба диаметром 20 мм) значение среднесуточного дебита газа составило 67,9 тыс.м³/сут и возрастало до 68,4 тыс.м³/сут. После перевода на диафрагму диаметром 7 мм (начало ноября 2010

г.) скважина работала с возрастанием среднесуточного дебита газа с 28,7 тыс.м³/сут до 30,9 тыс.м³/сут. Устьевое давление за анализируемый период изменялось от 7,1 МПа до 7,4 МПа, а затрубное давление из-за смены режимов менялось от 7,6 МПа до 8,6 МПа. На конец периода анализа устьевое и затрубное давления составили 7,2 МПа и 8,4 МПа, соответственно.

До остановки скважины 109 на ГДИ (КВД) в январе 2010 года скважина работала на диафрагме диаметром 25 мм со среднесуточным дебитом газа 33 тыс.м³/сут и дебитом конденсата, снижавшимся от 3,3 т/сут до 2,4 т/сут. После проведенных исследований на скважине была установлена шайба диаметром 9 мм, значения дебита газа на котором возрастало от 7,5 тыс.м³/сут до 20,9 тыс.м³/сут. В период с конца февраля и до конца мая 2010 г. скважина работала на шайбе диаметром 12 мм с увеличением среднесуточного дебита газа от 20,9 тыс.м³/сут до максимального значения 47,1 тыс.м³/сут, что объясняется регулярным проведением продувок на ЦУПГ с целью поддержания текущего режима работы скважины. За указанный период было осуществлено 83 продувки. На конец анализируемого периода среднесуточный дебит газа составил 41,5 тыс.м³/сут, конденсата - 3 т/сут. Устьевое давление за анализируемый период изменялось незначительно и составило в среднем 7,2 МПа, а на конец года составило 7,1 МПа(8).

Скважина 110 до остановки для проведения ГДИ (КВД) (май-июнь 2010 г.) работала на шайбе диаметром 7 мм с незначительным снижением среднесуточного дебита газа от 36,4 тыс.м³/сут до 33,6 тыс.м3/сут, дебит конденсата снижался от 3,5 т/сут до 2,6 т/сут. После проведения исследований скважина работала на шайбе диаметром 7 мм с увеличением среднесуточного дебита газа от 25,9 тыс.м³/сут до 37,5 тыс.м³/сут и дебита конденсата от 1,7 т/сут до 2,7 т/сут. Значения затрубных давлений снизились с 8,7 МПа до 8,5 МПа и с 9,6 до 7,7 МПа, соответственно, до и после остановки скважины на КВД. Устьевое давление весь период было практически на постоянном уровне, составив в среднем 7,2 МПа.

Скважина 111 до и после проведения ГДИ (КВД) (июль-начало августа 2010 г.) работала на шайбе диаметром 9 мм со значительным снижением среднесуточного дебита газа от 111,4 тыс.м³/сут до 48,1 тыс.м³/сут, дебит конденсата снижался от 9,7 т/сут до 3,4 т/сут. В период проведения исследований скважина простаивала, после чего работала со значительным снижением среднесуточного дебита газа от 77,6 тыс.м³/сут до 39 тыс.м³/сут и дебита конденсата от 5,2 т/сут до 2,9 т/сут. Устьевое давление за весь период составило в среднем 7,1 МПа.

В течение всего анализируемого периода скважина 115 стабильно работала на диафрагме диаметром 9 мм со снижением среднесуточного дебита газа от 62,6 тыс.м³/сут до 41 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 40 тыс.м³/сут до 71,3 тыс.м³/сут, дебит конденсата изменялся от 2,8 т/сут до 8,7 т/сут и на дату анализа составил 2,8 т/сут. Устьевое давление за весь период оставалось на постоянном уровне и составило 7,2 МПа. Затрубное давление снизилось с 10 МПа до 8,2 МПа.

Скважина 121 за анализируемый период работала со значительными колебаниями среднесуточного дебита газа от 35,2 тыс.м³/сут до 45,2 тыс.м³/сут, причем значения на начало и конец анализируемого периода составили 36,1 тыс.м³/сут и 34,7 тыс.м³/сут, соответственно, дебит конденсата снизился от 3,5 т/сут до 2,4 т/сут. Значения устьевых и затрубных давлений незначительно снизились с 7,1 МПа до 7 МПа и с 7,6 МПа до 7,4 МПа, соответственно. За анализируемый период скважина 6-Г стабильно работала со снижением среднесуточного дебита газа от 41,3 тыс.м³/сут до 24,8 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 14,6 тыс.м³/сут до 42,5 тыс.м³/сут. Столь значительные перепады значений среднесуточного дебита газа объясняются проведением ГДИ и осуществлением технологических операций с целью поддержания существующего режима (9 продувок на ЦУПГ и 6 разгидрачиваний).

Среднесуточный дебит конденсата снизился от 3,6 т/сут до 1,7 т/сут. Значения устьевых и затрубных давлений снизились незначительно с 7,2 МПа до 7,1 МПа и с 8 МПа до 7,8 МПа, соответственно.

Скважины со среднесуточным дебитом газа более 50 тыс.м³/сут.

Из 8 скважин, работающих с дебитом газа более 50 тыс.м³/сут, 5 скважин (108, 112, 114, 116, 122) весь анализируемый период работали с показателями, относящимися к данной группе, т.е. с дебитом газа более 50 тыс.м³/сут, остальные 3 (103, 107, 113) перешли в данную группу в течение анализируемого периода(9).

Скважина 103 до 23.05.2010 г. работала с незначительным увеличением среднесуточного дебита газа от 18,1 тыс.м³/сут до 18,2 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 15 до 26,4 тыс.м³/сут, дебит конденсата изменялся от 1 т/сут до 2,2 т/сут. Значения устьевых и затрубных давлений несколько снизились с 7,2 МПа до 7,1 МПа и с 8,2 МПа до 7,9 МПа, соответственно. С 23 мая до 1 ноября 2010 года скважина простаивала по причине проведения ремонтных работ и освоения. В конце октября 2010 г. на скважине был осуществлен гидроразрыв пласта (ГРП) после чего она работала на шайбе диаметром 11 мм со снижением среднесуточного дебита газа с 97,8 тыс.м³/сут до 72,9 тыс.м³/сут, дебит конденсата снизился с 6,6 т/сут до 5,1 т/сут.

Скважина 107 до проведения КРС (июнь 2010 г.) работала с увеличением среднесуточного дебита газа от 29,6 тыс.м³/сут до 34,9 тыс.м³/сут, после чего работала на диафрагме диаметром 5 мм также с увеличением среднесуточного дебита газа от 6,5 тыс.м³/сут до 14.8 тыс.м³/сут. Дебит конденсата за этот период снизился с 2,6 т/сут до 1,1 т/сут. В период с 21 ноября по 8 декабря 2010 г. в скважине был осуществлен гидроразрыв пласта с целью интенсификации притока. Среднесуточный дебит газа на шайбе диаметром 9 мм после составил 95 тыс.м³/сут и продолжал возрастать до 105,7 тыс.м³/сут в конце периода анализа. Дебит конденсата возрастал от 6,8 т/сут до 7,2 т/сут. Значения устьевых давлений за весь период анализа варьировали от 7,1 МПа до 7,4 МПа. Было проведено 6 продувок на ЦУПГ и 4 разгидрачивания.

Скважина 108 до середины апреля 2010 года работала со среднесуточным дебитом газа 52,7 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 51,1 тыс.м³/сут до 54,2 тыс.м³/сут, дебит конденсата составил в среднем 4,1 т/сут. После проведения КРС и установки пакера (апрель 2010 г.) была установлена шайба диаметром 5 мм, после чего среднесуточный дебит газа увеличился с 12 тыс.м³/сут до 49,3 тыс.м³/сут, а дебит конденсата - от 1 т/сут до 3,5 т/сут. Этому дополнительно способствовали 10 продувок скважины на ЦУПГ, осуществленные после ремонта. В ноябре 2010 г. в скважине был осуществлен ГРП. Среднесуточный дебит газа на шайбе диаметром 10 мм составил 150,3 тыс.м³/сут и снизился до 149,1 тыс.м³/сут. Дебит конденсата варьировал от 8,5 т/сут до 11,9 т/сут. Таким образом, проведенный ГРП дал пятикратное увеличение производительности скважины. Устьевое давление до ГРП было на постоянном уровне и составило в среднем 7,1 МПа, после - снизилось с 7,6 МПа до 7,3 МПа.

За весь период анализа скважина 112 работала со снижением среднесуточного дебита газа от 166,6 тыс.м³/сут на шайбе диаметром 11 мм до 99 тыс.м³/сут на шайбе диаметром 10 мм, причем он варьировал от 90,2 тыс.м³/сут до 167,2 тыс.м³/сут, дебит конденсата снизился с 10,2 т/сут до 7,3 т/сут. Устьевое давление за весь период снизилось с 7,6 МПа до 7,2 МПа.

Скважина 113 в начале анализируемого периода работала со среднесуточным дебитом газа 22,5 тыс.м³/сут, дебит конденсата составлял 2,2 т/сут. В январе 2010 г. было проведено ГРП. В период январь-март 2010 года скважина была остановлена для проведения ГДИ (КВД), после чего работала на шайбе диаметром 9 мм с колебаниями значения суточного дебита от 67 тыс.м³/сут до 73,9 тыс.м³/сут. После смены режима (диаметр шайбы 11 мм) до конца анализируемого периода работала с увеличением среднесуточного дебита газа от 75,7 тыс.м³/сут до 76,7 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 73 тыс.м³/сут до 87,2 тыс.м³/сут, дебит конденсата незначительно снизился с 5,3 т/сут до 5,1 т/сут. Значение устьевого давления в процессе эксплуатации было на уровне 7,3 МПа. Затрубное давление за анализируемый период возросло с 8,3 МПа до 8,5 МПа.

Скважина 114 за анализируемый период работала на различных режимах (шайбы диаметром 11, 13, 9, 11, 14 мм) со снижением среднесуточного дебита газа. В начале периода анализа (январь 2010 г.) скважина была закрыта для проведения ГДИ (КВД), после чего работала на шайбе диаметром 11 мм со снижением среднесуточного дебита газа от 124,4 тыс.м³/сут до 118,9 тыс.м³/сут, дебита конденсата - от 10,1 т/сут до 8,7 т/сут. На шайбе диаметром 14 мм скважина работала до 14 ноября 2010 года со снижением среднесуточного дебита газа от 96,9 тыс.м³/сут до 79,1 тыс.м³/сут, дебит конденсата на 14.11.2010 г. составил 6 т/сут. После скважина была остановлена для проведения ГДИ (КВД). С 24 ноября 2010 г. скважина работала с возрастанием среднесуточного дебита газа с 83,5 тыс.м³/сут до 89,3 тыс.м³/сут, дебит конденсата варьировал от 5,9 т/сут до 6,6 т/сут. Значение устьевого давления в процессе работы скважины снизилось с 7,4 МПа до 7,1 МПа.

За анализируемый период скважина 116 работала на различных режимах (шайбы диаметром 12, 9, 13, 15, 11 мм). В начале периода анализа скважина работала на шайбе диаметром 12 мм с незначительным увеличением среднесуточного дебита газа от 70,5 тыс.м³/сут до 72.4 тыс.м³/сут, чему способствовало частое проведение разгидрачиваний (17 раз). Дебит конденсата, напротив, снижался от 6,5 т/сут до 5,3 т/сут. В дальнейшем при работе скважины на шайбе диаметром 9 мм среднее значение суточного дебита газа составляло 61,4 тыс.м³/сут, на шайбе диаметром 13 мм - 87,2 тыс.м³/сут. На шайбе диаметром 15 мм скважина работала со среднесуточным дебитом газа в среднем 84,6 тыс.м³/сут, при этом дебит конденсата__ составлял 6 т/сут. С 1 ноября по 8 декабря 2010 г. скважина работала на шайбе диаметром 11 мм с возрастанием среднесуточного дебита газа от 64,8 тыс.м³/сут до 74 тыс.м³/сут и дебита конденсата с 4,6 т/сут до 4,9 т/сут. После чего скважина была закрыта для проведения ГДИ (КВД) по дату анализа. Значение устьевого давления в ходе эксплуатации скважины снизилось с 7,5 МПа до 7,2 Мпа.

Скважина 122 за весь анализируемый период стабильно работала со снижением среднесуточного дебита газа от 55,2 тыс.м³/сут до 50,5 тыс.м³/сут, причем он варьировал от 48,3 тыс.м³/сут до 59,3 тыс.м³/сут, дебит конденсата снизился от 4,2 т/сут до 3,5 т/сут. Такие колебания значений среднесуточного дебита, возможно, объясняются проведением 11 разгидрачиваний в период с февраля по май 2010 года. Значения устьевых и затрубных давлений снизились с 7,2 МПа до 7 МПа и с 7,8 МПа до 7,3 МПа, соответственно.

2.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

В процессе эксплуатации скважин и наземного оборудования газовых месторождений возможны такие осложнения, связанные с физико-химическими свойствами добываемой продукции, как загрязнение призабойной зоны добывающих скважин, осложнения, связанные с гидратообразованием в стволе скважины и газопромысловой сети, коррозия скважинного иназемного оборудования.

Возникновение осложнений приводит к снижению дебита скважин, преждевременному выходу из строя дорогостоящего оборудования и дополнительным эксплуатационным затратам на ремонт скважин

Как показывает мировая практика разработки газовых месторождений компоненты природного газа, соединяясь с водой, могут образовывать твердые кристаллические соединения - газовые гидраты (клатраты).

Этот процесс гидратообразования происходит на границе газ-вода при условии полного насыщения природного газа парами воды в пластовых условиях. Кроме того, образование и накопление гидратов может происходить и в условиях недонасыщения газа парами воды.

Из опыта промысловой практики известно, что интенсивно гидраты в газовых скважинах образуются при освоении скважин после бурения. Это объясняется тем, что призабойная зона насыщена водой, отфильтровавшейся из бурового раствора. При освоении она выносится пластовой жидкостью в скважину и, контактируя с газом, при соответствующих термодинамических условиях (температура, давление), переходит в гидратную фазу.

Несмотря на то, что гидраты являются неустойчивыми соединениями углеводородов с водой, однако, отлагаясь в стволе скважин, в системе сбора и транспорта газа, резко уменьшают их пропускную способность вплоть до полного прекращения подачи газа.

В процессе разработки газового месторождения Амангельды могут возникнуть осложнения, связанные с образованием гидратов, как на устье скважины, так и в выкидных линиях сборной системы - как в самых низкотемпературных зонах. Более интенсивный процесс гидратообразования происходит при длительной остановке скважин, при освоении скважин после бурения или ремонта. Это объясняется тем, что призабойная зона насыщена водой, отфильтровавшейся из бурового раствора.

Основными гидратообразующими компонентами, входящими в состав газа месторождения Амангельды, являются: метан, этан, пропан, бутан, углекислый газ. Углеводородные компоненты - пентан и более тяжелые, редкие газы (азот, аргон, гелий), входящие в состав газа, кристаллогидратов не формируют, поскольку размеры их молекул превосходят размеры клатратных полостей, образуемых молекулами воды. Образование кристаллогидратов происходит при определенной температуре и давлении, при наличии воды и газа, содержащего гидратообразующие компоненты.

Наиболее достоверные данные о термодинамических условиях образования гидратов в подземном оборудовании скважин дает лабораторный эксперимент. Однако экспериментальное определение параметров образования гидратов на месторождении Амангельды не проводилось. Поэтому, с целью определения условий гидратообразования нами применены расчетные методы, позволяющие с достаточной степенью точности прогнозировать образование гидратов в зависимости от изменения термодинамических условий при эксплуатации скважин.

При проведении расчетов использованы универсальные эмпирические уравнения В.Г. Пономарева для природных газов с учетом их состава(12).

Эти уравнения имеют следующий вид:

, (В.Г Понаморев) (1)

где Т_Р - равновесная температура гидратообразования, ^оС; Т_Г - температура гидратообразования, ^оС; Р_Р - равновесное давление гидратообразования, кгссм²; В - коэффициент, зависящий от приведенной плотности газа.

Для состава газа месторождения Амагельды и технологических характеристик работы скважин рассчитаны равновесные параметры образования гидратов. Результаты проведенной работы изложены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 -Условия гидратообразования газа

Р, МПа	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20	25
Т, ^оС	9,86	15,43	18,68	20,99	22,78	24,24	25,48	26,55	27,49	28,34	30,1

По результатам расчета построен график зависимости температуры гидратообразования от давления (рисунок 3.1).

Как видно из графика, зона гидратного режима находится ниже кривой равновесия. Зная, равновесные параметры гидратообразования конкретной скважины можно прогнозировать возникновение гидратных пробок и, соответственно, разрабатывать мероприятия по их предупреждению и ликвидации.

Рисунок 3.1. Равновесные параметры гидратообразования газа

К методам по предупреждению гидратов относятся: ввод ингибиторов в поток газа; осушка газа от паров воды; поддержание температуры газа выше

температуры гидратообразования; поддержание давления ниже давления образования гидратов. Таким образом, устраняя какое - либо из основных условий существования гидратов: высокое давление, низкую температуру или свободную влагу, можно предупредить гидратообразования.

Существующие методы по ликвидации образовавшихся гидратов можно разделить на три группы:

· понижение давления ниже давления разложения;

· подогрев газа до температуры, превышающей температуру разложения;

· ввод ингибиторов в поток газа.

Исходя из вышеизложенного - подогрев газа, снижение давления и ввод ингибиторов - можно использовать как для предупреждения, так и для ликвидации образовавшихся гидратов. Выбор методов определяется местом их накопления, количеством и характером гидратной пробки, составом гидрата, а также имеющимися средствами ликвидации.

Ингибирование гидратообразования является одним из наиболее распространенных способов борьбы с гидратами. Широко используют в качестве ингибиторов электролиты, спирты и гликоли.

Применение в качестве электролита водных растворов хлористого кальция, имеющих низкую коррозионную способность в среде, не нашло широкого применения из-за довольно низкого предела концентрации, при которой он выпадает в осадок, что в свою очередь может создать скопление кристаллических солей и приведет к нарушению работы скважины.

В настоящее время наиболее широко используют метанол, который обладает высокой степенью понижения температуры гидратообразования, способностью быстро разлагать уже образовавшиеся гидратные пробки и смешиваться с водой в любых соотношениях, малой вязкостью и низкой температурой замерзания.

Основываясь на приведенных фактах, для предотвращения гидратообразований месторождения Амангельды, мы предлагаем использование спиртов, в частности, метанол. Удельный расход его можно определить по формуле:

, ( В.Г Понаморев)

где Gл - расход летучего ингибитора, кг/1000м³; W₁ - влагосодержание газа в точке ввода ингибитора, г/м³; W₂- влагосодержание газового потока при условии вывода ингибитора, г/м³; C₁ - концентрация вводимого ингибитора, %; С₂ - концентрация выводимого ингибитора, %; - зависимость количества метанола, переходящего в газовую фазу при заданной концентрации его в водном растворе.

Данный расчет удельного расхода метанола выполнен применительно к условиям месторождения Амангельды: Р = 6,15 МПа, Т_у = 25-30 ^оС, T_г = 19 ^оС, С₁ = 80% (по массе).

Влагосодержание газа определялось по номограмме, которая получена в результате обработки многочисленных определений влагосодержания природного газа относительно плотности по воздуху прямыми методами (W₁ =1,8; W₂ = 0,38).

Необходимое снижение температуры гидратообразования при этих условиях составляет

По уравнению

определяется минимальная концентрация метанола, которая обеспечивает снижение температуры образования гидратов до фактической. При такой концентрации ингибитора достигаются граничные условия образования гидратов, что, естественно, не обеспечивает устойчивый безгидратный режим в реальных условиях при эксплуатации газовых месторождениях.

Из анализа промысловых данных следует, что на практике надежный безгидратный режим достигается при концентрации отработанного метанола на 5-10% выше минимально необходимой,

, т.е. 18%.

Величина определена графически, =22. Подставляя численные значения в уравнение (2) получаем:

Нами произведен расчет необходимого количества метанола для подачи в различные точки технологической цепочки с учетом термобарических условий, влажности добываемой продукции, растворимости метанола в газе, а также расчет необходимого количества метанола на период 2003-2007 гг.

Таблица 3.5 - Расход метанола

Т_Г, ⁰С	25	24	23	22	21	20	19	18	17	16	15	14	13	12
G, кг/1000м³	0	0.29	0.42	0.51	0.6	0.7	0.806	0.91	0.96	1.08	1.19	1.25	1.38	1.44

Как показывает практика промысловых работ, целесообразно вводить ингибитор постоянно в места возможного образования гидратов.

Таблица 3.6 - Количество метанола по годам

Годы	2005	2006	2007	2008	2009
Расход метанола, т	445,0	563,0	561,0	559,3	557,3

Все большее применение из-за высокой водопоглотительной способности и малым удельным расходом при обязательной регенерации в качестве ингибиторов гидратообразования находят гликоли (диэтиленгликоль).

Для нелетучих ингибиторов удельный расход определяется из соотношения:

, (3)

В таблице 3.7 приведен расчет расхода диэтиленгликоля с учетом термобарических условий.

Таблица 3.7 - Расход диэтиленгликоля

Т_Г, ⁰С	25	24	23	22	21	20	19	18	17	16	15	14	13	12
G_Н, кг/1000м³	0	0.24	0.32	0.46	0.65	0.74	0.78	1.22	1.13	1.27	1.5	1.59	2.02	2.13

Необходимое количество диэтиленгликоля (ДЭГ) на период 2003-2007 гг. приведен в таблице 3.8.

Таблица 3.8 - Количество диэтиленгликоля по годам

Годы	2003	2004	2005	2006	2007
Расход ДЭГ, т	436,0	551,0	549,1	548,0	545,6

Анализ термобарических условий в скважине, данные расчетов равновесных параметров гидратообразования, проведенных нами, показывает, что существуют предпосылки условий для образования гидратов в стволе скважин:

· при освоении после бурения;

· при длительной остановки скважин;

· при понижении температуры в стволе скважины ниже равновесной температуры гидратообразования.

На месторождении Амангельды для защиты выкидных линий скважин от выпадения гидратных отложений в зимнее время вводится метанол при дозировке от 20 л/сут до 450 л/сут (14).

Впрыск метанола осуществлялся в выкидные линии низкодебитных скважин при снижении

С целью определения условий гидратообразования в стволе и на устье скважин были применены расчетные методы в компьютерной программе HYSIS, позволяющие с достаточной степенью точности прогнозировать образование гидратов в зависимости от изменения термодинамических условий в процессе эксплуатации скважин.

Расчет в стволе скважины проводился при следующих параметрах:

* давление на забое скважины - 8,1 МПа;

* температура на забое - 60°С;

* глубина скважины - 2220 м (в среднем);

* диаметр НКТ - 73 мм и 60 мм.

При давлении на забое скважин в 8.1 МПа гидраты образуются при температуре 18.47°С.

Расчет в шлейфах проводился при следующих параметрах:

* давление на устье скважины - 5,4 МПа;

* температура на устье - 32°С;

* протяженность -2100 м и 3771 м (в среднем);

* диаметр шлейфа - 80 мм и 100 мм.

При давлении на устье скважины 5.4 МПа гидраты образуются при температуре 16.05°С.

Условия добычи газа (температура на устье не ниже 21°С) и технологические параметры работы скважин, приведённые в настоящем проекте, могут позволить им работать в безгидратном режиме в стволе НКТ и на устье скважины. с рассчитанной дозировкой по дебиту.

Надежность газодобывающих систем - важнейший показатель работоспособности системы, способность системы выполнять заданные функции и сохранять эксплуатационные показатели в допустимых пределах в течение требуемого периода времени.

Выбранной системе разработки соответствует определенный уровень надежности системы добычи газа. Основной характеристикой качества функционирования системы добычи газа являются колебания их производительности из-за отказов элементов этой системы (15).

Осложнения, возникающие при эксплуатации скважин газового месторождения, вызывают отказы в системах добычи, сбора и транспортирования продукции, приводят к снижению уровня надежности всей системы разработки и эксплуатации месторождения. И в этом случае обеспечение надежности систем добычи, сбора и транспортирования газа приобретает важнейшее значение.

Принятие решений по обеспечению надежности эксплуатации систем добычи, сбора, транспортирования и подготовки газа должно производиться исходя из сложного и взаимосвязанного характера факторов, вызывающих эти осложнения. Комплекс мероприятий для предупреждения и защиты от осложнений, учитывающий термодинамические и технологические параметры процессов, компонентный и фазовый состав флюида и транспортируемой продукции во всей их взаимозависимости, должен обеспечить высокий уровень надежности эксплуатации месторождения.

Причиной возникновения осложнений является сложный и взаимосвязанный характер следующих факторов: компонентный и фазовый состав флюида и транспортируемой продукции, особенности геологического строения пласта и режима работы залежи, технологический режим работы скважин, термодинамические и технологические параметры процессов, природно-климатические условия и пр.

Продукция скважин месторождения Амангельды - газоконденсатная смесь и углеводородный газ, компонентные составы которых представляют определенную коррозионную угрозу. При проектируемых термодинамических параметрах добычи, сбора и транспортирования, физико-химических характеристиках отбираемого флюида прогноз степени коррозионной угрозы может быть неблагоприятен.

Содержание кислого газа - двуокиси углерода - по данным анализов поинтервальных проб пластового газа, газа сепарации и конденсата составляет (0,15-1,2)% мольных. При проектируемых забойных и устьевых давлениях - 8,31 (8,50) - 5,99 (6,15) МПа - максимальному наблюдаемому содержанию СО₂соответствует его парциальное давление - (0,102-0,072) МПа. Компонентные составы, в частности, пластового и газа сепарации, принятые в данном Проекте для расчета технологических показателей разработки, содержат углекислый газ в количестве, соответствующему парциальному давлению кислого газа в 0,047 - 0,033 МПа.

Потенциал углекислотной коррозии приблизительно можно оценить в соответствии с классификацией Американского Нефтяного Института (АНИ):

· Р(СО₂)0.206 МПа - возникновение коррозии весьма вероятно;

· 0.048 МПаР(СО₂)0,206 МПа - коррозия возможна;

· Р(СО₂)0.048 МПа - коррозия маловероятна.

Значения максимальных парциальных давлений углекислого газа при проектируемых технологических параметрах добычи обусловливают коррозионную угрозу от маловероятной до возможной. Количественно для допустимого уровня коррозии предельное парциальное давление углекислого газа составляет 0,01-0,02 МПа и 0,05 МПа - пороговое для коррозионного растрескивания под воздействием углекислого газа.

Термодинамические условия оказывают большое влияние на уровень коррозионной угрозы. Принято считать, что уровень коррозии под воздействием СО₂ возрастает в большой степени с увеличением температуры и парциального давления углекислого газа. Однако, при температуре свыше 60^оС коррозия под воздействием СО₂ ингибируется защитным слоем продуктов коррозии - карбонатов железа разной степени окисления. Этот процесс является стадией, лимитирующей скорость коррозионного процесса, и в динамических условиях скорость коррозии будет определяться скоростью снятия пленки и в меньшей степени проницаемостью защитного слоя продуктов коррозии. Для газовых скважин с содержанием углекислого газа с минимальной потенциально угрожающей агрессией - 0.01 МПа парциального давления и температурой до 60^оС (в условиях отбора и термодинамических параметрах эксплуатации некоторых проектируемых скважин) степень угрозы коррозионной агрессии будет зависеть только от парциального давления кислого газа. В этих условиях парциальное давление СО₂ в составе газа таких скважин много выше порогового для допустимого уровня коррозии стального оборудования.

Для большинства скважин месторождения термодинамические параметры несколько выше, когда степень коррозионной угрозы будет определяться только парциальным давлением углекислого газа. В этих условиях значительным фактором воздействия являются структура течения флюида и наличие свободной воды, минерализация которой определит состав продуктов коррозии.

Пластовая вода нижневизейского горизонта (скв. 9) имеет минерализацию 242 г/л (водонасыщенная линза вскрыта также скв. 6 ниже отметки ГВК, и получен приток пластовой воды с минерализацией 317 г/л) и представляет собой рассолы хлоридно-кальциевого типа. Минеральный состав и величина минерализации были оценены по результатам изучения пластовых вод водоносных горизонтов, приуроченных к продуктивным отложениям, подстилающим и разделяющим продуктивные толщи. Приведенная минерализация была принята для связанных вод газонасыщенных коллекторов продуктивных горизонтов (16).

Компоненты, обусловливающие степень коррозионной активности пластовых вод, показаны в таблице 3.10.

Таблица 3.10 - Компоненты, обусловливающие степень коррозионной активности пластовых вод

№ скв	Интервал, м	Сумма минерализации, мг/л	Ca⁺²	Mq⁺²	Cч^-	SO₄^-2	HCO₃^-	NН₄⁺	Н₄SiO₄	Fе^3-+ Fе^2-	рН	Cl^-
2	2173-2184, 2002-1987, 2232-2260	31147	3026	352	17170	1769	598	25	8-40	15.04	6.7-7.3	2531-17170
7	2170-2301	30722	3156	273	15712	3292	366	-	-	-	7.35	28178
9	2341-2344 2324-2334	241693	33800	600	148672	803	43	0.1		-	6.7	-

На срок опытно-промышленной эксплуатации месторождения режим эксплуатации скважин проектируется безводным, хотя большую коррозионную угрозу для скважин представляет не наличие устойчивого двухфазного потока газожидкостной смеси, а парогазовая смесь, степень воздействия которой будет определяться влагоемкостью (влагосодержанием) газа, содержащего в своем составе кислый газ (считается, что при отсутствии жидкой влаги и относительной влажности менее 60%, процесс электрохимической коррозии практически не реализуется. При относительной влажности газа выше 60% возможна сорбция влаги поверхностью труб, обусловливающая протекание электрохимической коррозии).

При примененных технологиях бурения и вскрытия пластов, опробования и испытания скважин возникла необходимость в интенсификации пластов - коллекторов для увеличения притоков газа применением конденсатно-кислотной эмульсии с применением кварцевого песка для осуществления ГРП. При этом возникали осложнения, связанные с пескопроявлением скважин. Пескопроявления инициируют эрозионно-коррозионные процессы, особенно при турбулентном потоке флюида (такой характер течения газового потока будет обусловлен проектируемым уровнем отбора газа).

Как известно, влажность и наличие кислых газов способствуют гидратообразованию, содержание азота в составе газа несколько понижает температуру образования гидратов. Кроме того, что гидратообразование осложняет эксплуатацию скважин или приводит к отказам в системе добычи и сбора, на границе сосуществования четырех фаз: газообразный гидратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде, раствор воды в гидратообразователе и твердые газовые гидраты (причем в числе гидратообразователей в газе месторождения находятся коррозионно-активные двуокись углерода в газообразном и растворенном видах и минерализованная вода), возникают потенциально активные коррозионные зоны.

Расчетные температуры гидратообразования для скважин в проектируемых термодинамических условиях составляют 18,68^оС.

В проектируемых условиях скважин расчетное количество конденсированной воды составит 2,3 кг/1000 м³ газа, и при скоростях отбора газа, не обеспечивающих однородность потока, угроза конденсации воды в стволе скважины реальна. Конденсация воды - фактор, помимо прочих осложнений, представляющий коррозионную угрозу.

Эксплуатация трубопроводных коммуникаций системы сбора и внутрипромыслового транспортирования будет осложнена гидратообразованием. Результаты расчета температуры гидратообразования, с учетом технологических параметров транспортирования влажного газа, при учете содержания азота и двуокиси углерода в составе газа температура гидратообразования будет определенно другой. В любом случае сохраняется угроза гидратообразования в периоды, когда температура окружающей среды (осенне-зимне-весенний периоды климатической зоны расположения месторождения) понижается, и возникнет необходимость в предупреждении такого рода осложнений. Выбор ингибиторов гидратообразований (осушителей) ограничен. Метанол рекомендуется как наиболее эффективный реагент, однако, увеличивая в значительной степени растворимость солей, метанол в присутствии воды участвует в коррозионном процессе, причем изменение соотношения метанол - вода приводит к различной интенсивности коррозионного процесса. Насыщение водометанольной смеси кислыми газами облегчает протекание всех видов коррозии. Кроме этого, коррозия оборудования может происходить под действием кислорода воздуха, попадающего в технологическую систему с метанолом и другими реагентами. Метанол вместе с добываемой продукцией и водой, выносимой из скважин, проходит по всей технологической цепочке. Применение этого реагента является фактором, повышающим коррозионную угрозу, как для скважин, так и для систем сбора и транспортирования неподготовленных газа и газожидкостной смеси.

2.2.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

При разработке технологии системы внутрипромыслового сбора и подготовки добываемой продукции газовых месторождений необходимо в первую очередь определиться с уровнем давления на устье скважин. Это важно как для расчета профилей добычи продукции, так и для выбора технологических параметров подготовки газа к транспорту, а также учета возможных осложнений при сборе и подготовке газоконденсатной смеси. Определяющим фактором выбора устьевого давления является уровень давления на врезке в магистральную газопроводную систему и оценка возможности использования энергии пласта для дальнего транспорта подготовленного газа и подачи в существующую магистральную газопроводную систему без дополнительного компремирования. На данном этапе проектирования месторождения не определен выбор трассы участка магистрального газопровода до врезки в существующую систему, что будет сделано позже на стадии ТЭО «Обоснование инвестиций на строительство» на основании проведенных в будущем изыскательских работ. В данном Проекте разработки для ориентировочной оценки капитальных вложений из предложенных ЗАО «КазТрансГаз» маршрутов принята трасса через г. Каратау. Однако, для достоверной оценки конечного давления по трассе необходимо рассматривать уровень максимального давления по всем возможным точкам врезки, представленным в материале ТУ, составляющий 3,4 МПа. Учитывая гидравлические потери давления на транспорт подготовленного газа на расстояние около 257 км, начальное давление на трассе должно быть не ниже 4,5 МПа, а уровень давления на устье скважин с учетом гидравлических потерь в системе сбора и на установке подготовки газа составит не менее 5 МПа. Для обеспечения бескомпрессорной подачи подготовленного газа в существующую магистральную систему в течение всего периода эксплуатации на начальной стадии разработки месторождения уровень устьевого давления должен составить 6 МПа. Более высокий уровень устьевого давления неприемлем, т.к. с повышением устьевого давления существенно снижается уровень добычи газа.

Система сбора и подготовки продукции скважин газоконденсатного месторождении Амангельды предназначена для сбора и доведения продукции до товарной кондиции и сдачи его в магистральную газопроводную систему, а также для стабилизации углеводородного конденсата перед его вывозом с объекта для реализации потребителю.

На дату анализа (01.01.2011 г.) на месторождении Амангельды действуют 24 добывающие скважины.

Сбор газоконденсатной смеси со скважин по шлейфу поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ) и подготовка газа и газового конденсата до необходимых параметров предусматривается на технологическом оборудовании УКПГ.

Подготовка товарного газа осуществляется методом низкотемпературной сепарации.

Температура точки росы сухого газа равна рабочей температуре в низкотемпературном сепараторе. Фактическая производительность УКПГ - 700 тыс.м³/сут.

Данная установка состоит из следующих систем:

* Входной манифольд (блок входных ниток);

* Система замерного сепаратора;

* Система низкотемпературной сепарации;

* Система подогрева товарного газа;

* Система стабилизации конденсата;

* Система аварийной дегазации конденсата;

* Система впрыска и регенерации ингибитора (диэтиленгликоля);

* Система теплоносителя;

* Система измерения расхода газа;

* Резервуары склада конденсата с насосной;

* Система топливного газа;

* Факельное хозяйство;

* Система компримирования воздуха.

Согласно проектам « Реконструкции манифольдной линии УКПГ» и « Обустройство площадок скважин 5-Г, 6-Г, 16-Г, 123 и подключение к технологической линии УКПГ»:

* Удлинен 8 коллектор, 2 линия тестового сепаратора, 3 линия факельного коллектора;

* Подключен трубопровод подачи метанола в выкидные линии скважин, байпасная линия коллектора;

* Емкость метанола обвязана с блоком дозирования реагентов;

* Подключены выкидные линии скважин к манифольду, установлены запорные арматуры и приборы КИПиА.

На УКПГ месторождения Амангельды получают два вида продукции:

* очищенный и осушенный природный газ, подаваемый в газопровод ( требования к качеству подготовки газа: в соответствии с ГОСТ 5542-87, точка росы при давлении 4,0 МПа - минус 3-5°С, без одоризации).

* стабильный газовый конденсат (требования к качеству подготовки конденсата: в соответствии с ОСТ 51.65-80, упругость паров не более 480-550 мм рт.ст.). Давление газа на выходе из УКПГ до 4,5 МПа.

Часть подготовленного сухого газа используется для выработки электроэнергии на собственные нужды непосредственно на УКПГ.

Конденсат по конденсатопроводу насосом подается на территорию ТОО «Амангельдинский ГПЗ» и реализуется покупателем.

Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) месторождения Амангельды эксплуатируется в соответствии с разработанным АО « КазТрансГаз» Технологическим регламентом, содержащим все необходимые разделы по технологии, автоматике, регулированию процесса.

В соответствии с Руководящим документом РД 39-0148306-417-89 «Положение о разработке, согласовании и утверждении ТР на установку промысловой подготовки газа» в случае изменения технологии, строительства, а также расширения и реконструкции УКПГ данный документ подлежит пересмотру.

В 2006 году компанией ТОО Корпорация « Модульная технология» выполнена «Программа утилизации попутного газа месторождения Амангельды», утвержденная на заседании Рабочей комиссии в МЭМР г. Астана (протокол №5/12 от15.06.2006 г.).

Таблица 3.11 - Состав оборудования на УКПГ месторождения Амангельды

№№	Наименование оборудования	Производительность
1	Блок входных манифольдов	на 5 подключений
2	Входной сепаратор (1 ступень сепарации, Р раб=5 МПа)	1730 тыс. м³/сут
3	Скруббер газа	1730 тыс. м³/сут
4	Установка осушки газа от жидких углеводородов	1730 тыс. м³/сут
4.1	НТС	1730 тыс. м³/сут
4.2	Теплообменные аппараты	1730 тыс. м³/сут
4.3	Пропановый испаритель
5	Блок регенерации ДЭГ (десорбционная колонна, паровой котел, емкость для хранения ДЭГ, насосы откачки)	1 т/сут
6	Коммерческий узел учета товарного газа
7	Площадка частичной дегазации конденсата
7.1	3-фазный сепаратор (2 ступень сепарации)	155 т/сут
7.2	3-фазный сепаратор (3 ступень сепарации)	135 т/сут
7.3	Компрессор для подачи газа в поток газа после входного сепаратора	30 тыс. м³/сут
8	Стабилизационная колонна	106 т/сут
8.1	Паровой котел
8.2	Возвратная емкость
8.3	Воздушный холодильник
9	Установка подготовки воды	0,5 т/сут (без учета ДЭГ в смеси)
9.1	Отстойник
9.2	Дозаторное хозяйство деэмульгатора (емкость хранения, дозировочный насос и проч.)
9.3	Буферная емкость
9.4	Насос подачи уловленного конденсата в технологию
10	Установка подготовки воды водозаборных скважин
11	Хранение конденсата	800 т/сут
12	Передвижной тестовый сепаратор	150 тыс. м³/сут
13	Факельное хозяйство (высокое давление)

2.3 Проект разработки газового месторождения Амангельды

2.3.1 Закачка сухого газа в пласт на месторождении Амангельды

Закачка сухого газа в пласт -- это способ разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления посредством обратной закачки газа в продуктивный горизонт. При этом используется газ, добываемый на данном месторождении (а в случае необходимости -- из других месторождений), после извлечения из него высококипящих углеводородов (С5+В). Поддержание пластового давления препятствует происходящему вследствие ретроградной конденсации, выделению в продуктивном горизонте из пластового газа высококипящих углеводородов, образующих газовый конденсат (который в противном случае является практически потерянным).

Закачка сухого газа в пласт применяется в случае, когда имеется возможность консервации запасов газа данного месторождения в течение определённого времени. В зависимости от соотношения объёмов закачиваемого и добытого газов различают полную и частичную закачку сухого газа в пласт. В первом случае в пласт закачивают весь добываемый на месторождении газ после извлечения из него углеводородов С₅+В. Вследствие этого объёмы добычи газа, приведённые к пластовым условиям, превышают объёмы его закачки в пласт (в аналогичных условиях), поддерживать начальное пластовое давление не удаётся и оно снижается на 3-7%. Поэтому если давление начала конденсации пластовой смеси примерно равно начальному пластовому давлению в залежи, то в продуктивном пласте происходит частичная конденсация высококипящих углеводородов. Прогнозный коэффициент извлечения конденсата из пласта при полной закачки сухого газа достигает 70-80%. Для поддержания пластового давления на начальном уровне уменьшение объёма закачиваемого газа компенсируют за счёт привлечения газа из других месторождений. При частичной закачке сухого газа в пласт закачивают часть добываемого газа (после извлечения из него высококипящих углеводородов). Соотношение объёмов (приведённых к пластовым условиям) закачанного и отобранного газов составляет 60-85%. В этом случае снижение пластового давления может достигать 40% от начального, однако большая часть высококипящих углеводородов остаётся в пластовом газе. Прогнозный коэффициент извлечения конденсата при частичной закачке газа 60-70%.

Полная и частичная закачка сухого газа в пласт могут проводиться сразу после ввода месторождения в эксплуатацию, а также в случае разработки его в течение некоторого времени в режиме истощения. Однако чем позже начинается реализация закачки газа, тем ниже коэффициент конденсатоотдачи пласта. Целесообразность применения закачки сухого газа определяется экономической эффективностью, достигаемой за счёт дополнительной добычи конденсата (по сравнению с разработкой месторождения в режиме истощения). Как правило, закачка газа осуществляется на месторождениях с начальным содержанием конденсата в пластовом газе свыше 200 г/м³. Эффективность применения закачка газа определяется также степенью изменения проницаемости продуктивного горизонта по вертикали. Для месторождений с высокой степенью неоднородности пласта-коллектора закачка газа может оказаться малоэффективным даже при большом содержании конденсата в газе.

Полная закачка сухого газа рекомендуется применять на месторождениях, пластовые смеси которых имеют крутые изотермы пластовых потерь конденсата (строятся по результатам исследований процесса дифференциальной конденсации). В этом случае даже небольшое (на 10-15%) снижение пластового давления приводит к значительным потерям конденсата в пласте (до 50% от начальных запасов). Частичная закачка газа осуществляется на месторождениях, пластовые смеси которых имеют пологие кривые изотерм пластовых потерь конденсата; тогда при снижении пластового давления на 30-40% от начального из пластового газа выделяется до 20% конденсата (от его начальных запасов), а оставшийся в пластовом газе конденсат извлекается вместе с газом на поверхность. Выпавший ранее в продуктивном горизонте конденсат может быть частично извлечён из пласта за счёт его испарения при прохождении над ним свежих порций газа, нагнетаемого в пласт. Выбор варианта закачки газа, в т.ч. и соотношения объёмов закачанного и отобранного газов, проводится в результате технико-экономических расчётов, учитывающих также особенности месторождения, потребности данного региона в природном газе и конденсате. При осуществлении закачки газа для увеличения коэффициента охвата пласта нагнетаемым газом эксплуатационные и нагнетательные скважины размещают, как правило, в виде кольцевых батарей, расположенных на максимально большом расстоянии друг от друга. Т.к. приёмистость нагнетательных скважин зачастую превышает производительность эксплуатационных, число нагнетательных скважин на месторождении в 1,5-3 раза меньше числа эксплуатационных.

2.3.1 Обоснование выбора рабочего агента для воздействия на пласт

Моделирование одного варианта разработки на полной симуляционной модели месторождения занимает значительное время. С целью выбора системы воздействия на пласт и оптимизации технологии возникает необходимость просчитать огромное количество вариантов. Для этого используется секторная модель, позволяющая при некоторой достаточной степени упрощения моделирования объекта разработки сократить время расчетов одного варианта до нескольких часов и оценить разные возможности разработки месторождения

Полученные результаты расчетов сравниваются на качественном уровне, что позволяет ранжировать просчитываемые варианты и выбрать наиболее оптимальные решения. Коэффициенты извлечения углеводородов, полученные в результате расчетов на секторной модели, не могут рассматриваться как реально достижимые на месторождении, так как являются слишком оптимистичными из-за идеализации геологического строения и наличия допущений. В частности, секторная модель нефтяной оторочки изолирована от газовой части. Поэтому варианты разработки месторождения с лучшими технологическими показателями закладываются в полную симуляционную модель с тем, чтобы окончательно оценить эффективность вариантов по коэффициентам извлечения углеводородов.

В секторной модели использованы горизонтальные слои, тогда как в полной симуляционной модели учитываются геологические слои. Кроме того, полная симуляционная модель предполагает гораздо более сложное распределение коллекторских свойств и глинистых барьеров, чем секторная модель. Основным сопоставляемым параметром, характеризующим эффективность варианта, является коэффициент извлечения.

Секторная модель построена с учетом фактических коллекторских свойств горизонтальных слоев и физико-химических свойств пластовых флюидов в юго-западном участке нефтяной оторочки. Секторная модель представляет собой элемент семиточечной системы размещения скважин с расстоянием между скважинами 800 м. Модель содержит 1 нагнетательную и 6 добывающих скважин, причем каждая добывающая скважина в модели получает только 1/3 от общего дебита скважины. Поэтому фактически соотношение добывающих скважин к нагнетательным составляет 2:1.

Характеристики слоев в модели (средняя пористость, средняя эффективная мощность) были приняты согласно послойному распределению эффективных поровых объемов, определенных при пересчете запасов. Проницаемость в ячейках рассчитывалась согласно зависимости проницаемости от пористости для карбона, использованной в полной симуляционной модели месторождения.

Физико-химические свойства пластовых жидкостей для каждого слоя приняты из флюидной модели месторождения Амангельды. При моделировании флюидов на месторождении Амангельды использовалось уравнение состояния Пенга-Робинсона, предварительно адаптированное по экспериментальным данным, полученным для проб флюидов, отобранных на месторождении Амангельды. Это же уравнение состояния использовано для полной симуляционной модели месторождения.

На секторной модели нефтяного объекта проводились расчеты вариантов обратной закачки газа, используя закачиваемый газ различного состава. Во всех рассмотренных вариантах предусматривается, что добывающие и нагнетательная скважины перфорированы с 1-го по 4-ый слои. На забойное давление нагнетательной скважины накладывается ограничение 70 МПа.

Были рассмотрены следующие составы закачиваемого агента: закачка газа сепарации, закачка обогащенного газа, закачка оторочки обогащенного газа, водогазовая репрессия.

Компромиссным вариантом, позволяющим использовать преимущество смешивающегося вытеснения, и в то же время экономически более эффективным, является закачка оторочки обогащенного газа. Учитывая вышеизложенное, предложен вариант закачки оторочки обогащенного газа -закачка обогащенного газа в течение 10 лет, затем закачка газа сепарации в течение 30 лет.

Дополнительно рассмотрена технология водо-газовой репрессии - попеременная закачка газа и воды. Предусматривается, что каждый год в течение первых 8 месяцев производится закачка газа, затем в течении 4 месяцев закачка воды. С использованием вышеописанных технологий закачки рассмотрены варианты 40%-ной, 60%-ной и 100%-ной обратной закачки добытого количества газа. Все варианты были рассчитаны на срок 40 лет.

Выводы:

- Секторная модель использована для сравнения эффективности различных нагнетаемых агентов, и результаты коэффициентов извлечения не должны считаться достижимыми на месторождении;

- при 40%-ной обратной закачке использование обогащенного газа не имеет значительного преимущества перед газом сепарации;

- при 40%ной закачке вариант водо-газовой репрессии характеризуется несколько большими значениями коэффициента извлечения нефти по сравнению с другими вариантами;

- вариант закачки оторочки обогащенного газа в течении 10 лет с последующей закачкой газа сепарации в течении 30 лет позволяет достичь такой же нефтеотдачи, что и вариант закачки обогащенного газа в течении 40 лет;

- эффективность закачки обогащенного газа возрастает с ростом процента обратной закачки.

В связи с тем, что для разработки принят вариант с 40%-ным возвратом газа наиболее подходящим рабочим агентом для данного варианта разработки является газ сепарации.

2.3.2 Технология подготовки газа на УКПГ - 2

После БВМ промысловый поток распределяется между идентичными

технологическими линиями.

Поток газожидкостной смеси поступает в трехфазный сепаратор, где процесс разделения на газ и конденсат происходит при давлении 7,5 МПа и температуре 45^оС. В газожидкостный поток перед сепаратором подается ингибитор парафиноотложений для предотвращения осаждения парафинов. Выделившаяся в сепараторе сточная вода направляется в дегазатор сточной воды для подготовки ее к утилизации. Конденсат под давлением 7,5 МПа и с температурой 42,6^оС поступает на прием насосов и с давлением 8,1 МПа откачивается на установку УКПГ - 3 для частичной стабилизации и дальнейшей транспортировки на ОГПЗ. Газ после трехфазного сепаратора с давлением 7,5 МПа и с температурой 42,6^оС поступает в нижнюю часть колонны гликолевой осушки газа (абсорбер). Сюда же поступает газ после тестового сепаратора. В верхнюю часть колонны поступает гликоль. Насыщенный гликоль направляется на установку регенерации. Осушенный газ направляется для дальнейшей подготовки на установку низкотемпературной сепарации, где предварительно охлаждается до температуры 2,9^оС в двух последовательных рекуперативных теплообменниках «газ-газ» потоком холодного газа из низкотемпературного сепаратора (вторая ступень) и под давлением 7,42 МПа поступает в сепаратор теплообменников. Выделившийся в сепараторе теплообменников конденсат возвращается во входной трехфазный сепаратор.

Газ при давлении 7,42 МПа и температуре 2,9^оС поступает в пропановый испаритель, где за счет теплообмена с испаряющимся пропаном охлаждается до температуры минус 9,3^оС и под давлением 7,34 МПа поступает в низкотемпературный сепаратор. Выделившийся в низкотемпературном сепараторе конденсат направляется во входной трехфазный сепаратор.

Выделившийся в низкотемпературном сепараторе газ нагревается до температуры 33,8^оС за счет теплого газа после гликолевого абсорбера, объединяется с потоком после аналогичной технологической линии и с давлением 7,14 МПа поступает на установку закачки газа в пласт, расположенную рядом с УКПГ - 2.

Сопоставляя профили добычи продукции с производительностью УКПГ -3, 2 и ОГПЗ, необходимо отметить, что установка УКПГ - 2 лишь частично обеспечит подготовку сухого кислого газа для сайклинг-процесса, а ОГПЗ имеет ограниченную возможность приема частично подготовленной продукции после УКПГ - 2, 3, поэтому при дальнейшем развитии месторождения наряду с действующей установкой УКПГ - 3 и завершением строительства УКПГ-2 предусмотрено строительство самостоятельного объекта подготовки с доведением добываемой продукции до товарной кондиции - Промышленный Комплекс (КПК).

Требования, предъявляемые к газу закачки, основываются на необходимости достижения глубины осушки, достаточной для предотвращения осложнений в нагнетательной системе и в пласте. Углеводородный состав определяется вариантом разработки - критерием в оценке композии газа закачки является обеспечение максимального выноса жидких углеводородов из пласта с учетом технологических возможностей объекта подготовки.

2.3.3 Технологическая линия подготовки газа для закачки в пласт среднего и низкого давления

Процесс подготовки газа для закачки в пласт включает в себя два последовательных процесса - осушку методом гликолевой абсорбции с регенерацией гликоля, обеспечивающую необходимую точку росы по воде, и низкотемпературную сепарацию с дросселированием газа для линии среднего давления и охлаждением в пропановом испарителе для линии низкого давления.

На технологическую линию среднего давления поступает газ после входных сепараторов КПК.

Из входных сепараторов среднего давления поток газа с температурой 31^оС и давлением 6,8 МПа поступает в гликолевый абсорбер, где газ осушается от влаги при взаимодействии с встречным потоком гликоля, поступающего в верхнюю часть колонны. Насыщенный гликоль выводится из колонны и направляется на установку регенерации. Газ выводится из верхней части колонны и после охлаждения в теплообменнике до 0^оС поступает в сепаратор теплообменника. После сепаратора газ охлаждается в клапане Джоуля-Томпсона до температуры минус 13^оС и поступает в низкотемпературный сепаратор, в котором процесс сепарации происходит при давлении 4,6 МПа. Выделившийся в обоих сепараторах конденсат общим потоком направляется на установку фракционирования. Поток сухого кислого газа нагревается в теплообменнике потоком газа после гликолевой колонны до температуры 25^оС и направляется на компремирование для дальнейшей закачки в пласт.

На технологическую линию низкого давления поступает газ после входного сепаратора низкого давления, газ, выделившийся в аппаратах технологической линии подготовки жидких углеводородов (газ стабилизации), и газы мгновенного испарения в системах регенерации гликоля и амина, прошедшие предварительное компремирование.

Поток газа с температурой 47^оС и давлением 4,8 МПа поступает в гликолевый абсорбер, где осушается от влаги при взаимодействии с встречным потоком гликоля, поступающего в верхнюю часть колонны. Насыщенный гликоль выводится из колонны и направляется на установку регенерации. Осушенный газ выводится из верхней части колонны и разделяется на два потока: один поток охлаждается в теплообменнике встречным потоком холодного газа после низкотемпературного сепаратора, другой поток охлаждается в теплообменнике встречным потоком конденсата после низкотемпературного сепаратора. После теплообменников охлажденные потоки газа общим потоком с температурой 0^оС поступают в сепаратор теплообменников, где происходит отделение жидкой фазы. Газ после сепаратора охлаждается в пропановом испарителе до температуры минус 15^оС и поступает в низкотемпературный сепаратор. Газ после низкотемпературного сепаратора направляется в соответствующий теплообменник и с температурой 44^оС направляется на компремирование для дальнейшей подачи на установку закачки газа в пласт. Конденсат из сепаратора теплообменников и низкотемпературного сепаратора общим потоком поступает в соответствующий теплообменник, где встречным потоком нагревается до температуры 41^оС и, далее, направляется на установку фракционирования.

2.3.4 Требования к технологии и технике закачки газа в пласт

Разработка месторождения планируется вести с процессом рециркуляции газа в газоконденсатную часть залежи.

Первоначальный уровень нагнетания составляет приблизительно 5,0 млрд ст.м³/год.

Основными элементами технологической схемы закачки газа высокого давления являются:

- источник газоснабжения;

- газопровод низкого давления;

- компрессорная станция нагнетания газа (КСНГ);

- холодильник;

- сепаратор (маслоотделитель);

- манифольд нагнетания;

- газопровод высокого давления (коллекторные линии);

- выкидные линии;

- нагнетательные скважины.

При этом осуществляются следующие технологические процессы:

- осушка газа перед компремированием;

- компремирование;

- охлаждение газа компремирования;

- распределение газа по скважинам.

2.3.5 Технологический режим работы нагнетательных скважин

Технологический режим работы нагнетательной скважины обуславливается давлением нагнетания (устьевое давление работающей скважины), репрессией на пласт, зависящей от текущего пластового давления, коллекторскими свойствами пласта, и оценивается приемистостью скважины.

Максимально допустимое забойное давление нагнетательной скважины ограничивается давлением гидроразрыва пласта, которое оценивается 65 МПа (по расчетам КПО). Забойное давление скважины рассчитывается по заданному давлению на устье и приемистости скважины, которое складывается из устьевого давления и давления столба газа за вычетом потерь давления на трение. Репрессия на пласт определяется текущим пластовым давлением. В зависимости от темпов отбора газа с каждой скважины (истощенности зоны) текущее пластовое давление на различных участках месторождения значительно отличается друг от друга. К началу сайклинг-процесса в 2001 году пластовое давление было различным по площади, а среднее пластовое давление по II объекту составило 49,1 МПа по варианту I.

Технологический режим работы нагнетательной скважины должен обеспечивать заданную величину приемистости. Для определения заданной величины приемистости использована удельная приемистость (приемистость скважины на единицу репрессии).

Небольшой разброс предельных значений удельной приемистости, в начальные годы закачка газа, связана с ограниченным количеством работающих нагнетательных скважин.

Таким образом, режим работы нагнетательных скважин будет определяться, в основном, динамикой пласта в текущий момент времени, и может изменяться в широком диапазоне. Так например, начальные репрессии будут значительно различаться, то при прочих равных условиях (проницаемости, мощности рабочего интервала) в значительной степени скажется на ее приемистости. В последующем, по отдельным скважинам, при преобладании закачки над отбором будет происходить рост пластовых давлений и соответственно снижение репрессии и приемистости. В других случаях будет происходить увеличение приемистости.

2.3.6 Станция обратной закачки газа

Станция обратной закачки газа расположена на площадке UNIT - 360 и предназначена для сжатия части добывающегося на месторождении газа и последующей его закачки в пласт с целью поддержания пластового давления. На площадке обратной закачки газа установлено три одинаковых блочных компрессорных установки по сжатию газа.

На компрессорных установках обратной закачки газ с начальным давлением 7,1 МПа сжимается до давления 55,0 МПа и затем через распределительные манифольды по нагнетательным скважинам поступает в пласт для поддержания пластового давления.

Для сжатия газа в каждом блоке используется трехступенчатый центробежный компрессор с приводом от газотурбинной установки.

В качестве топлива для газотурбинной установки используется топливный газ, поступающий по трубопроводу диаметром 100 мм от коллектора диаметром 200 мм системы подготовки топливного газа UNIT - 420. В коллектор топливный газ подается под давлением 2,6 МПа из установки подготовки топливного газа.

Для обеспечения безопасной эксплуатации компрессорных установок на площадке обратной закачки газа предусматриваются блочные установки для производства технического азота UNIT - 601.

Воздух для приборов КИП и газотурбинных установок поступает на площадку обратной закачки газа от площадки воздуха UNIT - 460 по коллектору диаметром 50 мм под давлением 1,0 МПа.

На каждой установке обратной закачки газа предусмотрен автоматический блок воздушного охлаждения смазочного масла.

Аварийный сброс газа из оборудования и трубопроводов установки обратной закачки газа осуществляется в факельную систему высокого давления (UNIT - 210). Отвод конденсата из оборудования и трубопроводов установки обратной закачки газа осуществляется в дренажную систему (UNIT - 550).

Сброс давления среды и продувочных газов из входного сепаратора (360 A/B-VA-01) осуществляется в факельную систему низкого давления (UNIT - 210).

Газ из установки осушки газа (UNIT - 310), располагаемой на ГП - 2, по коллектору диаметром 600 мм при давлении 7,14 МПа и температуре 37,5°С поступает на площадку обратной закачки газа (UNIT - 360). От коллектора газ по трубопроводам диаметром 400 мм поступает на установки сжатия газа «А», «В» и «С».

На компрессорной установке газ в начале поступает в сепаратор первой ступени (360 Y-VA-01). В сепараторе осуществляется отделение из потока газа капельной жидкости, которая по трубопроводу диаметром 50 мм под давление 7,14 МПа направляется в дренажную систему ГП - 2. Газ после сепаратора по трубопроводу диаметром 400 мм при давлении 7,14 МПа и температуре 37,5° С поступает на вход первой ступени трехступенчатого центробежного компрессора (360 Y-KA-01) с приводом от газовой турбины (360 Y-MT-01).

После первой ступени сжатия газ при давлении 22,3 МПа по трубопроводу диаметром 300 мм и при температуре 146°С поступает в воздушный охладитель газа (360 Y-HC-02), где охлаждается до температуры 45°С. Для обеспечения надежной работы компрессорной установки на линии нагнетания после первой ступени сжатия установлен противопожарный клапан, позволяющий перебросить часть газа из трубопровода нагнетания на вход в сепаратор первой ступени (360 Y-VA-01). Байпасный газ с температурой 146° С по трубопроводу диаметром 250 мм поступает в воздушный охладитель (360 Y-HC-01), где охлаждается до температуры 45° С, и затем направляется на вход сепаратора первой ступени.

После воздушного охладителя газ по трубопроводу диаметром 300 мм под давлением 22,3 МПа и при температуре 45° С поступает в сепаратор газа второй ступени (360 Y-VA-02). После сепаратора газ по трубопроводу диаметром 300 мм под давлением 22,3 МПа мм поступает на вход второй ступени (360 Y-KA-02) центробежного компрессора. Конденсат периодически по мере накопления по трубопроводу диаметром 50 мм отводится в кубовую часть сепаратора первой ступени (360 Y-VA-01).

После второй ступени сжатия газ по трубопроводу диаметром 300 мм под давлением 37,2 МПа и при температуре 89° С поступает на охлаждение в воздушный охладитель газа (360 Y-HC-03), в котором охлаждается до температуры 45° С.

Для обеспечения надежной работы компрессорной установки на линии нагнетания после второй ступени сжатия установлен противопомпажный клапан, позволяющий перебросить часть газа на вход в воздушный охладитель газа (360 Y-HC-02), где байпасный газ смешивается с газом, поступающим из первой ступени сжатия.

После охлаждения газ по трубопроводу диаметром 300 мм под давлением 37,2 МПа и при температуре 45° С поступает в сепаратор газа третьей ступени (360 Y-VA-03). После сепаратора подготовленный газ по трубопроводу диаметром 300 мм под давлением 37,2 МПа поступает на вход третьей ступени (360 Y-KA-03) центробежного компрессора, а конденсат периодически по мере накопления по трубопроводу диаметром 50 мм отводится в кубовую часть сепаратора второй ступени (360 Y-VA-02).

После третьей ступени сжатия газ по трубопроводу диаметром 300 мм под давлением 55,0 МПа и с температурой 85°С направляется от площадки обратной закачки газа (UNIT - 360) на площадку газораспределительного манифольда, после которого газ по выкидным трубопроводам поступает в нагнетательные скважины.

Для обеспечения надежной работы компрессорной установки на линии нагнетания после третьей ступени сжатия установлен противопомпажный клапан, позволяющий перебросить часть газа из нагнетания на вход в воздушный охладитель газа (360 Y-HC-03), где байпасный газ смешивается с газом, поступающим со второй ступени сжатия.

Сброс из предохранительных клапанов оборудования и трубопроводов, а также продувочных газов от установки обратной закачки газа осуществляется в продувочную свечу площадки обратной закачки газа (360-ЕК-01).

Дренажные стоки подаются из оборудования и трубопроводов турбокомпрессора и компрессора обратной закачки газа в закрытую дренажную систему ГП.

На площадку обратной закачки газа подается воздух по трубопроводам диаметром 50 мм под давлением 0,8 МПа для контрольно-измерительных приборов (КИП) и технический воздух, подаваемый в камеру сгорания турбокомпрессора от площадки подготовки сжатого воздуха (UNIT - 460).

Топливный газ по трубопроводу диаметром 100 мм под давлением 2,6 МПа от коллектора топливного газа из блока подготовки газа (360-ХХ-02) поступает на привод центробежного компрессора (360 Y-MT-01). В блоке осуществляется подготовка топливного газа для установок площадки обратной закачки газа - отделение капельной жидкости и, при необходимости, подогрева газа. Перед подачей на привод компрессора газ очищается от механических примесей в фильтре (360Y-LH-02A/B), расположенном в здании компрессорной.

В состав компрессорной установки сжатия газа входят блок очистки воздуха UNIT - 460, поступающего в камеру сгорания блока турбокомпрессора, и блок сброса продуктов сгорания в атмосферу. В перспективе для утилизации тепла отходящих газов в непосредственной близости от компрессорной установки сжатия газа будет построен блок парогенератора для выработки пара на нужды ГП-2.

Все аппараты снабжены приборами контроля давления, температуры и уровня.

Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов производится матами из минерального волокна; покровный слой - листы из алюминия.

2.3.7 Расчёт увеличения добычи конденсата за счёт закачки сухого газа

Теоретически доказано, что обратная закачка газа в пласт замедляет падение пластового давления и тем самым влияет на увеличение добычи конденсата, за счёт меньшего выпадения конденсата в пласте. Так ли это на самом деле мы проверим, проведя расчёты.

В данном случае расчёт будет приводиться к построению графиков зависимости давления от суммарного дебита. При этом будут учитываться различные перетоки флюидов за счёт МКД (перетоки происходят из II объекта в I объект), а также количество закачиваемого газа в пласт.

2.3.8 Расчёт зависимости падения пластового давления от добычи при разработке месторождения на истощение

Уравнение истощения для II объекта имеет вид:

P_T/z_T= P_H/z_H- (Q_{д 1} + Q_n_1.)/б_T , (2.1)

где P_T/z_T - средневзвешенное текущее пластовое давление,

P_H/z_H - средневзвешенное начальное пластовое давление,

Q_д1- объёмный дебит добываемого из II объекта,

Q_n₁- объёмный дебит перетоков из II объекта в I объект,

б_T- текущий коэффициент газонасыщенности.

Для этих расчётов нам понадобится значение коэффициента газонасыщенности б_T. Он определяется по формуле:

б_т= 293•Щ_т/(1,033•Т_пл) , (2.2)

где Щ_т- текущий объём газового порового пространства,

Т_пл - пластовая температура. Следует отметить, что значения б_ти Щ_тв данном случае являются не постоянными, в зависимости от Т_пл, так как мы рассматриваем газоводонапорный режим.

А текущий объём порового пространства находится по этой формуле:

Щ_т= Щ_н - Щ_ж, (2.3)

где Щ_н- начальный объём газового порового пространства,

Щ_ж- текущий объём жидкостного порового пространства.

Под жидкостным поровым пространством понимаются: выпавший конденсат в пласте II объекта, хотя при его малом количестве за счёт большого пластового давления выпавший конденсат сохраняет подвижность и выносится через добывающие скважины на поверхность вместе с газовым потоком; нефть, а также и вода на более поздних стадиях разработки.

Чтобы наглядней увидеть количество конденсата на графиках введём значения массовых дебитов Q_ди Q_n:

Q_д = Q_д1• щ_пл, (2.4)

Q_n = Q_n₁• щ_пл, (2.5)

где щ_пл- потенциальное содержание конденсата в пласте.

Подставив Q_{д 1}и Q_n₁из формул (2.4) и (2.5)в формулу (2.1), получим:

P_T/z_T= P_H/z_H- (Q_д+ Q_n)/ щ_пл •б_T, (2.6)

Заметим, что в данном расчёте Q_nза 2002год имеется реальное значение, а с этого года прогнозируется, опираясь на опытные показатели перетоков при МКД. Теперь построим зависимость P_T/z_T(Q_д) и подсчитаем ? Q_д. По прогнозам Q_nв последующих годах будет только падать (после 2020 года перетоки прекратятся), так как скважины с МКД консервируются и применяются методы по устранению этого негативного эффекта. Укажем количество Q_nв таблице 2.1:

Таблица 2.1 Расчет показателей

Год	2002	2004	2006	2008	2010	2012	2014	2016	2018	2020
Q_n, тыс.тонн	5	4	3	3	2	2	1	1	1	1

Для этих расчётов нам понадобится значение коэффициента газонасы-

щенности б_T. Он определяется по формуле:

б_т=293•Щ_т/(1,033•Т_пл) = 0,8•Щ_т,

Щ_т=Щ_н - Щ_{ж ,}Т_пл= 81^оС = 354К.

Результаты расчёта приведём в таблице 2.2:

Таблица 2.2. Расчет показателей

Год	2002	2004	2006	2008	2010	2012	2014	2016	2018
Щ_т, млрд.м³	1,19	1,17	1,15	1,13	1,1	1,08	1,04	1	0,96
б_т, м³/Па	0,951	0,94	0,92	0,9	0,88	0,86	0,83	0,8	0,77
Год	2020	2022	2024	2026	2028	2030	2032	2034	2036
Щ_т, млрд.м³	0,93	0,89	0,86	0,84	0,81	0,79	0,78	0,76	0,75
б_т, м³/Па	0,74	0,71	0,69	0,67	0,65	0,63	0,62	0,61	0,6

Расчет показателей закачки газа в пласт выполнены с помощью программы Excel и приведены в таблицу 2.3 и рисунок 2.6.

Таблица 2.3. Расчет показателей закачки газа в пласт

Год	Р_т, МПа	Q_доб,	Q_пер,	?Q_доб,	б_т, м³/Па	z_тек, ед.	P_т/z_т, МПа	щ_пл. г/м³
		тыс.тонн
2002	47	4800	5	4800	0,95	1,21	38,84298	640
2004	46	7000	4	11800	0,94	1,2	38,33333	635
2006	43	13000	3	24800	0,92	1,12	38,39286	625
2008	40	18000	3	42800	0,9	1,05	38,09524	620
2010	39	19500	2	62300	0,88	1,04	37,5	600
2012	36	18000	2	80300	0,86	0,98	36,73469	550
2014	33	13000	1	93300	0,83	0,93	35,48387	470
2016	31	13000	1	106300	0,8	0,91	34,06593	390
2018	28	12500	1	118800	0,77	0,88	31,81818	320
2020	25	11500	1	130300	0,74	0,85	29,41176	250
2022	22	11000	0	140300	0,71	0,83	26,50602	170
2024	20	9500	0	149600	0,69	0,82	24,39024	110
2026	18	9000	0	158600	0,67	0,83	21,68675	100
2028	16	7500	0	166400	0,65	0,84	19,04762	90
2030	14	4000	0	170400	0,63	0,85	16,47059	80
2032	13	4000	0	173400	0,62	0,86	15,11628	70
2034	12	3000	0	175400	0,61	0,87	13,7931	60
2036	11	50	0	175450	0,6	0,88	12,5	40
2084	0,1	0	0	190000	0	1	0,1	0

Рисунок 2.6. Зависимость приведённого давления от отбора конденсата

Рисунок 2.7. Динамика отбора по годам при падении приведённого пластового давления.

2.3.9 Расчёт зависимости падения пластового давления от добычи при разработке месторождения с 40% обратной закачкой газа

Уравнение истощения для II объекта имеет вид:

P_T/z_T= P_H/z_H- (Q_д+ Q_n_.)/ щ_пл _*б_T + P_зак/z_зак , (2.9)

где P_зак/z_зак - средневзвешенное закачиваемое пластовое давление.

Перетоки из II объекта до текущего периода возьмём из вышеуказанного расчёта, а остальные значения по прогнозам перетоков при МКД, так как при сайклинг-процессе пластовое давление будет выше, а следовательно и разность межобъектовых давлений тоже, что прямопропорционально влияет на количество перетока.

Коэффициент газонасыщенности рассчитываем аналогично расчёту на истощение по формуле:

б_т= 293•Щ_т/(1,033•Т_пл) , (2.10)

где Щ_т= Щ_н - Щ_ж.

Теперь рассмотрим средневзвешенное закачиваемое пластовое давление.

Оно рассчитывается как:

P_зак/z_зак= К•Q_зак/б_зак, (2.11)

где К - эмпирический коэффициент, рассчитанный КазНИИ, который учитывает разницу P_уст= 55МПа (на нагнетательных скважинах) и Р_т, то есть расширение в объёме в пластовых условиях,

Q_зак- закачиваемый осушенный газ,

б_зак - коэффициент газонассыщенности в пласте.

Следует отметить, что:

б_зак = б_т, (2.12)

Расчёт зависимости падения пластового давления от добычи при разработке месторождения с 40% обратной закачкой газа.

Рассмотрим средневзвешенное закачиваемое пластовое давление.

Оно рассчитывается как:

P_зак/z_зак= К_*Q_зак/б_зак (2.13)

Для того чтобы рассчитать влияние на повышение давления от закачиваемого нами реагента, выполнил с помощью эмпирического коэффициента К.

Следует отметить, что он обратно пропорционален падению P_пл. Укажем его в таблице 2.4:

Таблица 2.4 Расчет показателей

Год	2002	2004	2006	2008	2010	2012	2014	2016	2018
Q_зак	7,4	14,8	20,4	22	22	22	22	22	22
К	0,0012	0,0013	0,0005	0,0008	0,002	0,004	0,008	0,01	0,013
Год	2020	2022	2024	2026	2028	2030	2032	2034	2036
Q_зак	22	22	22	22	22	22	22	22	22
К	0,015	0,0147	0,0145	0,012	0,01	0,0074	0,0065	0,0055	0,0046

Теперь рассмотрим б_зак . Он будет равен б_т. Укажем его в таблице 2.5.

Таблица 2.5 Расчет показателей

Год	2002	2004	2006	2008	2010	2012	2014	2016	2018
Щ_т, млрд.м³	1,19	1,18	1,15	1,13	1,12	1,11	1,09	1,06	1,04
б_т, м³/Па	0,951	0,94	0,92	0,91	0,9	0,89	0,87	0,85	0,83
Год	2020	2022	2024	2026	2028	2030	2032	2034	2036
Щ_т, млрд.м³	1,01	0,99	0,91	0,88	0,85	0,83	0,81	0,8	0,79
б_т, м³/Па	0,81	0,79	0,73	0,7	0,68	0,66	0,65	0,64	0,63

Значение потенциального содержания конденсата в пласте будет неизменно падать, в связи с его добычей. Динамика изменений приведена в таблице 2.6:

Таблица 2.6. Расчет показателей

Год	2002	2004	2006	2008	2010	2012	2014	2016	2018
щ_пл. г/м³	640	635	625	620	615	605	590	580	530
щ_пл. г/м³	470	400	350	250	120	110	100	80	60

Расчет показателей закачки газа в пласт выполнены с помощью программы Excel и приведены в таблицу 2.7 и рисунок 2.8.

Таблица 2.7. Расчет показателей закачки газа в пласт

Год	Р_т, МПа	Q_доб, тыс.тонн	Q_пер	б_т, м³/Па	z_тек, ед.	P_т/z_т, МПа	?Q_доб, тыс.тонн	P_зак/z_зак, Мпа
2002	47	4800	5	0,951	1,21	38,84298	4800	0,1
2004	46,5	9000	4	0,94	1,206	38,53833	13800	0,125
2006	43	18000	3	0,92	1,12	38,40286	31800	0,18
2008	40,4	22000	3	0,91	1,05	38,29524	53800	0,2
2010	40,1	23000	2	0,9	1,054	38,01	76800	0,51
2012	38	24000	2	0,89	1,007	37,75469	100800	1,02
2014	37,2	27000	1	0,87	0,987	37,68387	127800	2,2
2016	36,5	26000	1	0,85	0,987	36,96593	153800	2,9
2018	34,9	24000	1	0,83	0,981	35,5	177800	3,6818
2020	33,2	20000	1	0,81	0,979	33,901176	197800	4,4894
2022	30,2	18000	0	0,79	0,972	31,0602	215800	4,5541
2024	28,3	16000	0	0,73	0,974	29	231800	4,6376
2026	25,3	12000	0	0,7	0,983	25,68675	243800	4,6
2028	22	8000	0	0,68	0,983	22,3	251800	4,68
2030	18,8	6000	0	0,66	0,984	19,07059	257800	4,8
2032	17,3	5000	0	0,65	0,99	17,41628	262800	4,9
2034	15,7	4000	0	0,64	0,996	15,7931	266800	5
2036	14,2	2000	0	0,63	0,999	14,2	268800	5,1
2084	0,1	0	0	0	1	0,1	292000	0

Рисунок 2.8. Зависимость приведённого давления от отбора конденсата при 40% закачке газа.

2.3.10 Сравнение эффективности расчётных вариантов на истощение и 40% закачки газа

Теперь зная оба суммарных отборов приведем их на одном рисунке.

Затем зная суммарный отбор при двух видах разработки, можно вычислить разницу и тем самым сравнить эффективность вариантов по этой формуле:

Д?Q_доб = ? Q_{д зак}- ? Q_{д истощ}, (2.14)

где Д?Q_доб- суммарная разность двух накопленных вариантов,

? Q_{д зак} - суммарный отбор при 40% закачке газа,

? Q_{д истощ} - суммарный отбор при разработке на истощение.

Расчёт зависимости падения пластового давления от добычи при разработке месторождения с 60% обратной закачкой газа.

Расчёт ведётся аналогично расчёту при 40% закачке газа.

В данном варианте мы увеличиваем объёмы закачки газа на 20%. Укажем данные закачки в таблице:

Таблица 2.8. Расчет показателей

Год	2002	2004	2006	2008	2010	2012	2014	2016	2018
Q_зак	7,4	14,8	22,2	26	32	32	32	32	32
К	0,0012	0,0013	0,0005	0,0008	0,003	0,005	0,009	0,012	0,017
Год	2020	2022	2024	2026	2028	2030	2032	2034	2036
Q_зак	32	32	32	32	32	32	32	32	32
К	0,02	0,018	0,017	0,016	0,015	0,012	0,01	0,008	0,006

Теперь рассмотрим б_зак. Он будет равен б_т. Укажем его в таблице 2.9.

Таблица 2.9. Расчет показателей

Год	2002	2004	2006	2008	2010	2012	2014	2016	2018
Щ_т, млрд.м³	1,19	1,18	1,16	1,14	1,13	1,12	1,11	1,09	1,06
б_т, м³/Па	0,951	0,94	0,93	0,92	0,91	0,9	0,89	0,87	0,85
Год	2020	2022	2024	2026	2028	2030	2032	2034	2036
Щ_т, млрд.м³	1,03	1,01	0,98	0,95	0,91	0,88	0,87	0,85	0,82
б_т, м³/Па	0,83	0,81	0,78	0,76	0,73	0,7	0,69	0,68	0,66

Динамика изменений содержания конденсата в смеси приведена в таблице 2.10:

Таблица 2.10 Расчет показателей

Год	2002	2004	2006	2008	2010	2012	2014	2016	2018
щ_пл. г/м³	640	635	625	620	615	605	590	580	570
Год	2020	2022	2024	2026	2028	2030	2032	2034	2036
щ_пл.	560	500	430	360	270	230	160	110	65

Теперь с помощью программы Excel рассчитаем подсчеты и занесём их в таблицу 2.11. и рисунок 2.9.

Таблица 2.11. Расчет показателей

Год	Р_т, МПа	Q_доб, тыс.тонн	Q_пер	б_т, м³/Па	z_тек, ед.	P_т/z_т, МПа	?Q_доб, тыс.тонн	P_зак/z_зак, Мпа
2002	47	4800	5	0,951	1,21	38,842975	4800	0,1
2004	46,5	9000	4	0,94	1,206	38,557214	13800	0,125
2006	43,2	18000	3	0,93	1,12	38,571429	31800	0,3
2008	41,4	22000	3	0,92	1,08	38,333333	53800	0,5
2010	40,4	23000	3	0,91	1,06	38,113208	76800	0,6
2012	39	25000	3	0,9	1,03	37,864078	101800	1,02
2014	38,2	27000	2	0,89	1,02	37,45098	128800	2,2
2016	37,5	26000	2	0,87	1,01	37,128713	154800	2,9
2018	36,9	24000	1	0,85	1	36,9	178800	3,681
2020	36	21000	1	0,83	0,979	36,772217	199800	4,4894
2022	35	20000	0	0,81	0,95	36,842105	219800	4,554
2024	34,2	18000	0	0,78	0,94	36,382979	237800	4,609
2026	31,3	16000	0	0,78	0,91	34,395604	253800	4,6
2028	29,4	12000	0	0,76	0,883	33,295583	265800	4,752
2030	26,6	10000	0	0,73	0,865	30,751445	275800	4,8
2032	23,6	8000	0	0,69	0,84	28,095238	283800	5,1
2034	20,1	6000	0	0,68	0,82	24,512195	289800	5,3
2036	18,2	5000	0	0,66	0,83	21,927711	294800	5,7
2084	0,1	0	0	0	1	0,1	330700	0

Рисунок 2.9. Зависимость падения приведённого давления от суммарного отбора при 60% закачке газа в пласт

Расчёт зависимости падения пластового давления от добычи при разработке месторождения с 100 % обратной закачкой газа.

Расчёт ведётся аналогично расчёту при 40% и 60% закачке газа.

В данном варианте мы увеличиваем объёмы закачиваем весь осушенный газ. Укажем данные закачки в таблице 2.12:

Таблица 2.12. Расчет показателей

Год	2002	2004	2006	2008	2010	2012	2014	2016	2018
Q_зак	7,4	14,8	30,4	40	49	49	49	49	49
К	0,0015	0,0018	0,0019	0,002	0,0035	0,006	0,014	0,015	0,017
Год	2020	2022	2024	2026	2028	2030	2032	2034	2036
Q_зак	49	49	49	49	49	49	49	49	49
К	0,022	0,02	0,019	0,018	0,017	0,015	0,013	0,01	0,009

Теперь рассмотрим б_зак . Он будет равен б_т. Укажем его в таблице 2.13.

Таблица 2.13. Расчет показателей

Год	2002	2004	2006	2008	2010	2012	2014	2016	2018
Щ_т, млрд.м³	1,19	1,18	1,17	1,16	1,15	1,14	1,13	1,12	1,1
б_т, м³/Па	0,951	0,94	0,93	0,93	0,92	0,92	0,91	0,9	0,88
Год	2020	2022	2024	2026	2028	2030	2032	2034	2036
Щ_т, млрд.м³	1,07	1,05	1,02	0,99	0,97	0,94	0,91	0,88	0,85
б_т, м³/Па	0,86	0,84	0,82	0,8	0,78	0,75	0,73	0,7	0,68

Динамика изменений содержания конденсата в смеси приведена в таблице 2.14:

Таблица 2.14. Расчет показателей

Год	2002	2004	2006	2008	2010	2012	2014	2016	2018
щ_пл. г/м³	640	635	625	620	615	605	600	590	580
Год	2020	2022	2024	2026	2028	2030	2032	2034	2036
щ_пл. г/м³	565	520	480	420	360	310	250	170	110

Таблица 2.15. Расчет показателей

Годы	Р_т, МПа	Q_доб, тыс.тонн	Q_пер	б_т, м³/Па	z_тек, ед.	P_т/z_т, МПа	?Q_доб, тыс.тонн	P_зак/z_зак, Мпа
2002	47	4800	5	0,951	1,21	38,842975	4800	0,1
2004	46,5	9000	4	0,94	1,206	38,557214	13800	0,125
2006	43,7	19000	4	0,93	1,14	38,333333	32800	0,5
2008	41,8	22200	4	0,93	1,1	38	55000	0,9
2010	41	24000	3	0,92	1,08	37,962963	79000	1,6
2012	40,1	25000	3	0,92	1,06	37,830189	104000	2,02
2014	39,1	28000	3	0,91	1,04	37,596154	132000	3,2
2016	38,3	27000	2	0,9	1,03	37,184466	159000	3,9
2018	37,6	25000	2	0,88	1,02	36,862745	184000	4,68
2020	37,1	24000	1	0,86	1,01	36,732673	208000	5,489
2022	36	23000	0	0,84	0,99	36,363636	231000	6,55
2024	35,4	22000	0	0,82	0,98	36,122449	253000	6,6
2026	33,3	21500	0	0,8	0,96	34,6875	274500	6,6
2028	30,4	21000	0	0,78	0,91	33,406593	295500	6,75
2030	28,6	20000	0	0,75	0,885	32,316384	315500	6,8
2032	25,4	18000	0	0,73	0,85	29,882353	333500	7,1
2034	21,7	16000	0	0,7	0,83	26,144578	349500	7,3
2036	20,2	12000	0	0,68	0,82	24,634146	361500	7,8
2084	0,1	0	0	0	1	0,1	383700	0

Рисунок 2.10 Зависимость падения приведённого давления от суммарного отбора при 100% закачке газа в пласт

Сравнение эффективности расчётных вариантов на истощение и 40% закачки газа показывает, что закачка газа действительно является хорошим методом по увеличению конденсатоотдачи из пласта

Д?Q_доб = ? Q_{д зак}- ? Q_{д истощ} = 292000 - 190000 = 102000 тыс.тонн = 102 млн. тонн.

Можно сделать вывод, что имея коэффициент конденсатоотдачи равный 25% при разработке месторождения на истощение, используя закачку сухого газа в пласт мы увеличим его на 13%, что в свою очередь составит 38% извлечения из пласта.

3. Экономическая часть

3.1 Технико-экономические показатели разработки месторождения Амангельды

В современных условиях - условиях стремительного развития науки и техники, усовершенствования техники производства, необходимости высококвалифицированных кадров, возросших масштабах добычи, возникает потребность в повышении эффективности научных исследований. Мощность предприятия во многом зависит от внедрения новейшей технологии, применения автоматизированных систем управления.

Необходимо развивать и повышать эффективность производства, его всестороннюю интенсификацию. Для этого нужно максимально использовать основные фонды, оборотные средства, производственные мощности, своевременно выявлять и использовать внутрипроизводственные резервы, внедрять в производство новейшие достижения науки и техники, передовой опыт, обеспечивать строжайший режим экономии, ресурсосбережение, высокое качество вырабатываемой продукции.

Внедрение в производство новой техники и технологий оправдано только тогда, когда оно обеспечивает экономический эффект:

-снижение затрат на производство единицы продукции;

-повышение качества изделий (экономия у потребителей);

-рост производительности труда.

Создавая новые машины и оборудование, разрабатывая новую технологию производства каждый инженер-экономист должен учитывать экономические показатели, связанные с их производством, эксплуатацией и применением. Эффективность производства определяется соотношением полученного результата (эффекта) и использование ресурсов. Следовательно, эффективность производства - это определенный результат производственной деятельности. Она комплексно характеризует степень и целесообразность использования основных промышленно производственных фондов и оборотных средств, материальных и денежных затрат, живого труда. Расчет налогов и отчислении? производился в соответствии с системои? налогообложения в Республике Казахстан - Кодексом Республики Казахстан «О налогах и других обязательных платежах в бюджет» далее Налоговыи? Кодекс и Контрактом на недропользование, деи?ствующим в АО «КазТрансГаз».

Капитальные вложения.

Объемы капитальных вложений включают в себя:

обустройство устья скважин;

- бурение новых эксплуатационных скважин;

- объекты по транспортировке газа;

- затраты на внутрискважинное оборудование;

- выкидные линии;

- объекты инфраструктуры;

- капитализированные геологоразведочные работы

- реконструкция существующих объектов;

Предполагается произвести замену или модернизацию различных аппаратов, инженерных коммуникаций, обменников, насосов.

Обеспечение работы и модернизация объекта инфраструктуры -включает в себя объединении складов службы питания и материального обеспечения, восстановление железнодорожной ветки, центр отдыха, ремонт столовых, усовершенствование сетей промбазы, расширение больницы и приобретение автотранспорта.

Геологоразведочные работы - новые сейсмические исследования.

Транспорт - включает фонды на расширение экспортных возможностей.

Информация и связь - включает усовершенствование систем радиосвязи, телефонной связи, компьютерного и программного обеспечение.

Эксплуатационные затраты

В качестве основы определения издержек производства взяты расчетные показатели по технологии и технике добычи, подготовки и транспорта газа

Производственные эксплуатационные затраты включают в себя затраты на обслуживание скважин, внутрипромысловый сбор и транспорт газа, электроэнергию, технологическую подготовку газа, амортизационные отчисления, текущий ремонт и профилактику, затраты на грузоперевозки и снабжение, , отчисления и налоги, входящих в эксплуатационные расходы, а также оплату труда персонала .

В общем виде структура эксплуатационных затрат, включая налоги, характеризуется следующим образом:

-затраты производственного характера;

-общехозяйственные расходы;

-амортизационные отчисления;

-заработная плата;

-прочие затраты.

Амортизационные расходы определялись как для целей налогообложения, так и для внесения в эксплуатационные затраты.

Расчет приведен на основании нижеперечисленных сведений:

1 Рабочих дней в году - 345 для персонала, для непрерывного технологического процесса - 365.

2 Количество поступающего сырья и выход товарной продукции по технологической части, с учетом использования газа и конденсата на собственные нужды.

3 Стоимость электрической энергии приняты по усредненному тарифу для Республики Казахстан.

4 Стоимость воды технической и воды питьевого качества, реагентов и материалов приняты на основе данных, использованных в проектах аналогах.

5 Расходы электроэнергии, воды приняты по материалам технологических расчетов.

6 Обслуживающий персонал рассчитан по нормативам для предприятий нефтяной и газовой промышленности с учетом двухсменной и двухвахтовой системы работ.

7 Среднемесячная заработная плата одного работника в размере 75700 тенге .

8 Капитальные вложения для расчета амортизационных отчислений для целей налогообложения и для себестоимости приняты в соответствии с данными раздела “Капвложения” настоящей записки.

9 Амортизационные отчисления для целей налогообложения определены согласно Закону республики Казахстан «О налогах и других обязательных платежах в бюджет».

10 Амортизационные отчисления, включаемые в себестоимость, определены по производственному методу учета, то есть в зависимости от извлекаемых запасов газа, в соответствии со стандартом бухгалтерского учета РК № 20 «Учет и отчетность нефтегазодобывающей промышленности» и методическими рекомендациями к нему.

11 Расходы на ремонт и профилактику принят в размере 1% от стоимости производственных фондов.

12 Общехозяйственные расходы, такие как услуги связи, канцелярские расходы, командировочные расходы, банк, и т.п., приняты из расчета 3000 $ в год на человека.

13 Страхование основных средств производства принимается на уровне 1% от остаточной стоимости ОФ.

14 Затраты на профессиональную подготовку казахстанского персонала принимаются в размере 1 % от объема эксплуатационных затрат.

15 Прочие расходы приняты в размере 4% от основных расходов и включают в себя затраты на охрану труда и технику безопасности, медицинское обслуживание, проживание работников в вахтовом поселке и проч.

16 Согласно Контракту на совмещенную разведку и добычу углеводородного сырья от 12.12.2000г. для полного финансового обеспечения выполнения программы ликвидации Подрядчик создает ликвидационный фонд в размере 1 % от объема эксплуатационных затрат. Все отчисления, производимые в фонд ликвидации, являются Возмещаемыми затратами и подлежат вычету для целей определения подоходного налога в том году, в котором они были произведены.

Налоги и отчисления

Расчет налогов и отчислений производился согласно Контракту на совмещенную разведку и добычу углеводородного сырья от 12.12.2000 г. в соответствии с системой налогообложения в Республике Казахстан.

В расчете предусмотрены следующие налоги и платежи:

-пенсионный фонд - 10 % от фонда оплаты труда;

-социальный налог - 21 % от фонда оплаты труда;

-налог на прибыль по ставке 30% от налогооблагаемой прибыли;

-налог на дивиденды по ставке 15% от прибыли предусмотренной на выплату дивидендов;

-земельный налог (по данным заказчика) -2000 тенге/га;

-роялти по газу (годовая добыча не превышает 1000 тыс. м³/год) - по ставке 0.5%;

-налог на добавленную стоимость, при реализации продукции на внутреннем рынке, составляет -16%, акциз на газ не предусматривается;

-налог на имущество - 1 % от стоимости основных фондов (балансовая стоимость с вычетом износа оборудования);

-роялти по конденсату (годовая добыча не превышает 100 тыс. тонн/год) - по ставке 0.5%;

-прочие местные налоги и фонды (налог на транспортные средства, отчисления в фонд охраны природы, оплата за регистрацию организации, сбор за право на занятия отдельными видами деятельности и др.)- 4% от суммы налогов и отчислений, входящих в себестоимость.

Так же в Законе о налогах предусматривается налог на сверхприбыль, базирующийся на основе накопленной нормы прибыли (ВНП), при достижении уровня ВНП более 20% налог начинает действовать.

Расчет экономической эффективности

Оценка экономической эффективности проекта проводилась по следующим экономическим показателям, соответствующим требованиям органов РК и общепринятой мировой практики:

- чистая прибыль;

- денежные потоки;

- чистая приведенная стоимость (NPV) при норме дисконта - 10% и 15%;

- внутренняя норма прибыли (ВНП или IRR);

- срок окупаемости капитальных вложений;

- удельные показатели.

После уплаты подоходного налога, рассчитывается накопленная величина чистой прибыли. Потоки денежной наличности для проекта рассчитывались на базе чистой прибыли и отчислений на износ оборудования (прибыль, не облагаемая налогом), с одной стороны и капитальных вложений и налога на сверх прибыль с другой стороны.

Недостаток средств покрывается государственным финансированием и собственными средствами ЗАО «КазТрансГаз».

После уплаты подоходного налога, рассчитывается накопленная величина чистой прибыли.

Положительное значение внутренней нормы прибыли или внутренняя норма возврата капитала выходит за пределы горизонта расчета. Срок окупаемости инвестиций наступает при переходе потока денежной наличности в положительную величину и также находится за пределами семилетнего срока расчетов.

Ниже приведены результаты расчетов прибыли и сроков окупаемости при использовании ВДК или турбодетандера в системе низкотемпературной сепарации природного газа по сравнению с дросселем. Проанализированы два варианта. В одном случае дебит скважины составляет 900 млн. м3/год (104 тыс. м3/ч), в другом - 177 млн. м3/год (20,5 тыс. м3/ч).

Таблица 3.1 Расчеты прибыли и сроков окупаемости

Показатели	Дроссель	ТДА	ВДК	Дроссель	ТДА	ВДК
Добыча газа, млн. куб.м./год	900	900	900	177	177	177
Добыча конденсата, т/год	66740	74000	72000.0	13140	14600	14600
Дополнительные капитальные вложения, тыс. $US, в том числе:
Количество агрегатов		2 шт	5 шт		1 шт	1 шт
Показатели	Дроссель	ТДА	ВДК	Дроссель	ТДА	ВДК
Стоимость, тыс.$		740.00	110.0		185.0	22.0
Сепаратор, тыс.$		1.04	1.0		2.2	2.2
Монтажные работы (15%), тыс.$		111.1	16.7		28.1	3.6
Другие		31.82	4.7		8.0	0.9
Суммарные кап.вложения ( K)		884	132.4		223.2	28.8
Эксплуатационные затраты:
Заработная плата:
Обслуживающий персонал, чел		5	5		3	3
5 • 0,5 • 12 •1,375 =		7.50	7.50		4.5	4.5
Амортизация 0,1х К		88.40	13.2		22.3	22.3
Электроэнергия:
Мощность электродвигателей		25.00	10.0		6.0	2.0
Коэффициент загрузки		0.70	0.7		0.7	0.7
Время работы за год, час		7920	7920		7920	7920
квт-час		138600.0	55440.0		33264	11088.0
Тариф $/кВт-час		0.03	0.03		0.03	0.03
Затраты на электроэнергию, $		4.16	1.7		1.0	0.3
Материалы:
Масло
Цена, $/т		0.56	0.56		0.56	0.56
Расход масла, т		2.00	0.2		0.50	0.05
Показатели	Дроссель	ТДА	ВДК	Дроссель	ТДА	ВДК
Затраты на масло, $		1.12	0.11		0.28	0.03
Ремонтные работы, 1.6% от К, тыс.$		14.14	2.1		3.57	0.46
Всего:		115.32	24.6		31.67	8.20
Другие (10%)		11.53	2.46		3.17	0.82
Всего:		126.86	27.1		34.8	9.02
Цена конденсата, $/т		140	140		140	140
ПрибыльП = Цк• • Qr - В - dQг• р		889.5	709.3		168.2	195.2
Окупаемость кап. вложений, лет, Т = К / П		0.99	0.19		1.33	0.15

Расход масла в ВДК значительно меньше, т.к. используется густая смазка, которая подается в подшипники по мере ее уноса.

Численность обслуживающего персонала принята одинаковой, хотя ВДК требует минимального обслуживания при стационарном режиме работы.

Эффективность ВДК несколько меньше, чем у турбодетандера, поэтому срабатывается больший перепад давления. Если есть ограничения по нижнему уровню давления, то это приведет к несколько меньшему количеству конденсата по сравнению с турбодетандером, что отражено в первом случае при больших расходах. В этом случае прибыль, получаемая от турбодетандера по сравнению с дросселем, будет больше, чем прибыль от ВДК. Однако срок окупаемости в 5 раз меньше с ВДК, чем с турбодетандером.

Во втором случае для малых скважин, если нет ограничения по нижнему давлению, количество конденсата одинаково и прибыль при этом с ВДК больше, чем с турбодетандером, а срок окупаемости в 9 раз меньше.

Исходные данные.

Среднесуточный дебит скважин до внедрения q1 = 128 мі/сут.

Среднесуточный дебит скважин после внедрения q2 = 220 мі/сут.

Количество действующих скважин до внедрения Nскв1 = 32 шт

Количество действующих скважин после внедрения Nскв2 = 32 шт

Коэффициент эксплуатации скважин Кэ1 = 0,96

Объем добычи газа до внедрения можно определить по формуле:

Q1 = q1 x Nскв x Cвр x Kэ

где

q1 - дебит в тоннах по скважине или группе скважин, принимаемых в расчет на один скважинно-месяц, отработанный до внедрения мероприятия;

Nскв- количество действующих скважин;

Cвр- время работы действующих скважин;

Кэ - коэффициент эксплуатации.

Q1 = 128х32х352х0,96 = 1384,12 тыс. мі

Q2 = 220х32х352х0,96 =2378,57 тыс. мі

Себестоимость добычи газа.

Уровень затрат в добыче нефти по статьям калькуляции до внедрения мероприятия берется по данным нефтегазодобывающего предприятия.

Основные статьи.

1. Расходы на энергию по извлечению газа.

2. Заработная плата основная и дополнительная.

3. Отчисления работодателя.

4. Амортизация скважин.

5. Прочие производственные расходы.

6. Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, в том числе расходы по полезному текущему ремонту скважин.

7. Общепроизводственные расходы.

8. Внепроизводственные расходы.

Внедряемое предприятие ведет к изменению одной или нескольких статей затрат, входящих в общую структуру себестоимости добычи газа.

Предположим, что внедряемое мероприятие влияет на все статьи затрат и рассмотрим методику расчета.

1. Статья Расходы на энергию по извлечению газа включает расходы на все виды энергии. Разница в оплате за расход электроэнергии:

Зэ = (Э1-Э2) х Цэ

где Э1 и Э2 - расход электроэнергии до и после внедрения мероприятия, кВт;

Цэ - цена 1 кВт/ч, тенге.

Расход электроэнергии до и после внедрения мероприятия.

Расход электроэнергии для добычи 1 тонной нефти 6,4 кВт.

Стоимость 1 кВт/ч электроэнергии 12,16 тг.

Годовой объем добычи нефти до внедрения мероприятии 527155,2 мі. И после внедрении 783974,4 мі. Тогда

Э1 = 1384,12 х 12,16 = 16747,6 тыс. кВт.

Расход электроэнергии после внедрения составляет

Э2 = 2378,57 х 12,16 = 28781,1 тыс. кВт.

Затраты на электроэнергию составляет

З1 = 16747,6 х 6,4 =107184,6 тыс.тг

З2 = 28781,1 х 6,4 = 184198,8 тыс.тг

2. Статья 'Амортизация скважин'

Амортизацию ОПФ начисляют по установленным нормам от первоначальной стоимости скважин и прочих основных расходов:

А2 = Сп х Nа х 153/100 (3.3)

А2 = 125000000х6,7х32/100 = 268000 тыс.тг.

где, Сп - стоимость 1 скважины,

Nа - норма амортизации;

32 - количество скважин.

Объем капитальных вложений КВ1= 32х125000000

3. Расходы на подготовку и транспортировку товарной продукции.

Расходы на подготовку и транспортировку товарной продукции определяем по формуле:

З_п.с. = С_п.с. х Q_н (3.4)

где: С_п.с.- расходы на подготовку 1 тонной газа, С_п.с. = 200 тг.

Q_н - годовой объем добычи газа, мі

до Q_н1= 1384,12 тыс.тн и после Q_н2=2378,57 тыс. мі.

(3.5) по формуле:

З_п.с.1 = 1384,12 х 200 = 276824 тыс. тг.

З_п.с.2 = 2378,57 х 200 =475714 тыс. тг.

Расходы на транспортировку товарной продукции определяем по формуле:

З_т = а х Q_н(3.6)

где: а - стоимость транспортировки газа, а = 12,8$.

1$ курсы = 150 тг., 12,8$ = 1920 тг.

(3.7) по формуле:

З_т =1920 * 1384,12 = 2657510,1 тыс. тг.

З_т =1920 * 2378,57 = 4566854,4 тыс. тг

4. Общие расходы на транспортировку товарной продукции определяем по формуле:

З_общ = З = З_п.с.+ З_т

З_общ = 276824 + 2657510,1 = 2934334,1 тыс. тг.

З_общ =475714 + 4566854,4 = 5042565,4 тыс. тг.

5. Затраты на ремонт определяем по формуле:

где: С_п - стоимость оборудований; 125000 000

N - количество оборудований

1 - 1,5 - отчисления на ремонт капитального фонда, в %

До внедрения:

После внедрения:

6. Себестоимость добычи продукции.

Себестоимость добычи1 тонной газа определяется по формуле:

С =

где: Р_общ - общий расход затраченный на добычу газа,

С₁ = тг

С₂ = тг.

7. Затраты на заработную плату персонала

Персонала, непосредственно и непрерывно обслуживающего технологический процесс при работе приводов штанговых скважинных насосов, не предусмотрено. Однако, контроль за работой оборудования промысла непрерывно ведется оператором. Кроме того, техническое обслуживание и ремонт оборудования и скважины ведутся выездными ремонтными бригадами.

Число скважин, обслуживаемых ремонтными бригадами, зависит от удаленности промысла от базы ремонтов. Примем, что для оператора и ремонтной бригады норма обслуживания составляет 16 скважин.

Тогда в расчете на одну скважину

где 12 - число месяцев в году

- число работающих

З_п_i - месячная заработная плата одного работающего

Для оператора З_п = 90 тыс.тг.

Состав бригады по ремонту скважин включает 4 работающих со следующей месячной зарплатой

- бригадир по ремонту скважин - 120 тыс.тг;

- водитель-оператор подъемного агрегата ремонта скважин - 100 тыс.тг;

- 2 рабочих-ремонтника - 2х90 тыс.тг

Следовательно, в расчете на одну скважину затраты на заработную плату персонала составят:

При обслуживании 24 скважин

С_зп1=С_зп2 =368х24=8832 тыс.тг

3.2 Годовая экономическая эффективность от внедрения мероприятий

Э = (6726,6 - 4833) х (2378,5- 1384,1) = 1882896,4 тыс. тг.

Таблица 9 - Технико-экономические показатели работы

№	Показатели	Единица измерения	Значения
			до проекта	проектные
1	Годовая добыча газа	тыс. мі.	1384,12	2378,57
2	Затраты на электроэнергию	тыс.тг	107184,6	184198,8
3	Фонд заработной платы	тыс.тг	943,26	943,26
4	Амортизация скважин	тыс.тг	268000	268000
5	Затраты на подготовку и перевозку нефти	тыс.тг	2934334,1	5042565,4
6	Затраты на ремонт	тыс.тг	6000000	6000000
7	Все затраты на добычу газа	тыс.тг	9310461,96	11495707,46
8	Себестоимость добычи 1000 мі газа	тг	6726,6	4833,0
9	Годовой экономический эффект от внедрения мероприятии	тыс.тг	-	1882896,4

4. Охрана труда

Предусматривается ряд мероприятий по технике безопасности, промсанитарии и противопожарной безопасности в целях предупреждения несчастных случаев и обеспечения нормальных и комфортабельных условий труда и отдыха в соответствии с действующими в Республике Казахстан стандартами и нормами.

Основными мероприятиями являются:

- предусмотреть герметизированную систему сбора и подготовки газа и конденсата с технологическим режимом по нормам проектирования; с целью уменьшения объема выбросов вредных веществ в атмосферу при возможных авариях на объектах газо- и конденсатопроводах, в системе сбора и внутрипромыслового транспорта, они должны оснащаться запорной арматурой, включающейся автоматически;

- трапы, сепараторы и другие аппараты, работающие под давлением, должны эксплуатироваться в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением»;

- для подготовки аппаратов к ремонту должны быть предусмотрены системы пропарки и продувки;

- запрещается пуск в работу и эксплуатация газоопасных объектов при отсутствии или неисправности системы контроля воздушной среды на токсичные и взрывоопасные концентрации;

- для постоянного контроля концентраций углеводородов в помещениях и на площадках с оборудованием должны быть установлены газоанализаторы со световой и звуковой сигнализацией;

- во время ремонтных работ следует проверять степень загазованности рабочего места газоанализаторами или химическими анализами проб окружающей среды. При наличии концентрации газа, превышающей ПДК, работать разрешается только в противогазе;

- газоопасные объекты должны иметь предупреждающую информацию в виде надписей и знаков газовой опасности;

- оборудование, аппараты и трубопроводы, работающие при температуре выше 450С, должны быть теплоизолированны или ограждены;

- производственные помещения должны быть обеспечены отоплением.

Принудительной вентиляцией с постоянным подпором свежего воздуха для предотвращения возможности попадания в них газов и сигнализаторами опасной концентрации вредных веществ.

Опасные и вредные факторы

Факторы производственной опасности и профессиональной вредности на нефтегазодобывающих промышленных объектах это: неблагоприятное метеорологическое условие (ветер, пыль, туман), вредные вещества, шум, вибрации, взрывоопасные вещества и так далее.

Климат района на месторождения, резко континентальный, где лето жаркое и сухое с песчаными бурями, температура воздуха достигает плюс 45-50 С, а зима снежная с сильными ветрами, нередко буранами, температура воздуха зимой понижается до минус 30-35 С. Атмосферных осадков выпадает мало.

Углерод и водород являются основными элементами нефти. Опасность и вредность нефти зависит от количества тяжёлых и лёгких углеводородных фракций. Попутный газ содержит 82,6 % метана; 2,04 % этана; 1,96 % пропана; 0,4 % бутана; 0,1 % углекислоты, азота и другие инертные газы. Метан, этан, пропан, бутан относятся к числу неядовитых. Вдыхание их в небольшом количестве не оказывает заметного действия на организм человека. При содержании их в воздухе около 10 %, человек испытывает недостаток кислорода, а при большом содержании может наступить удушение.

Анализ возможных аварийных ситуаций

Добыча нефти и газа относятся к экологически опасным видам хозяйственной деятельности, сопряжена с высоким риском для населения и персонала в результате возникновения аварийных ситуаций.

С учетом вероятности возникновения аварийных ситуаций одним из эффективных методов минимизации ущерба от потенциальных аварий является готовность к ним.

Наиболее вероятными аварийными ситуациями, могущими возникнуть при разработке месторождения Узень и существенным образом повлиять на сложившуюся экологическую ситуацию, являются:

- неуправляемые нефтегазопроявления;

- аварии технологического оборудования.

Вибрация

Вибрация это колебания твердых тел или образующих их частиц. Вибрация, также как, и шум приводит к снижению работоспособности, нарушает деятельность центральной и вегетативной нервной системы, приводит к заболеваниям нервной и сердечно-сосудистой системы. Вибрация отличается от звука тем, что воспринимаются различными органами и частями тела. При низкочастотных колебаниях, вибрации воспринимаются отолитовым и вестибулярным аппаратами человека, нервными окончаниями кожного покрова, а вибрации высоких частот воспринимаются подобно ультразвуковым колебаниям, вызывая тепловое ощущение.

Вибрации возникают, главным образом, вследствие вращательного или поступательного движения неуравновешенных масс двигателя и механических систем машин.

Акустическое воздействие

Технологические процессы являются источником сильного шумового воздействия на здоровье людей, непосредственно участвующих в технологических процессах. Интенсивность внешнего шума зависит от типа оборудования, его рабочего органа, вида привода, режима работы и расстояния от места работы. Сильный внешний шум создается при работе компрессоров, насосов, транспорта и другой техники.

Санитарно-гигиенические мероприятия

Неблагоприятные воздействия метеорологических факторов устраняется или уменьшается осуществлением различных технических и гигиенических мероприятий. Для рабочих в НГДУ предусмотрены санитарно-бытовые помещения: гардеробные, душевные, столовые, медицинские пункты, помещения для обогрева и отдыха рабочих. При работе ночной смены предусматриваются проекторные освещения.

Все работы выполняются в специальной хлопчатобумажной одежде и обуви (брезентовые сапоги или ботинки), также предусматривается надевать защитные очки и противопылевые респираторы.

Мероприятия по обеспечению безопасности и охране труда

При разработке и выборе технологической схемы разработки месторождения Узень учитывались международные нормы безопасности и нормы безопасности Республики Казахстан, в том числе: «Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений», Алматы. 1996 г.; «Инструкция по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащий сероводород»; «Правила промышленной безопасности при закачке углеводородных газов, в т.ч. содержащих сероводород, в продуктивные пласты нефтегазоконденсатных месторождений Республики Казахстан. Астана, 2002 г.», одобренные и согласованные с Агентством по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан.

План безопасного ведения работ

Основой безопасного ведения работ на объектах месторождения Прорвы является: выявление возможных вариантов аварийных ситуаций; разработка мероприятий по обеспечению безопасности и предотвращению возможных аварийных ситуаций; разработка мероприятий по устранению аварийных ситуаций.

Чрезвычайная ситуация

Техногенная чрезвычайная ситуация - состояние, при котором в результате возникновения источника техногенной чрезвычайной ситуации на объекте определенной территории нарушаются нормальные условия жизни и деятельности людей, возникает угроза их жизни и здоровью, наносится ущерб имуществу населения, хозяйствующему субъекту и окружающей среде. Обеспечение безопасности при разработке месторождения, эксплуатации объектов бурения, обустройство сбора и транспорта сырья и продукции является задачей не только предотвращения отравления выбросами вредных веществ населения близлежащих населенных пунктов и персонала, снижения до минимума вредного воздействия выбросов на окружающую природную среду региона в целом, но и минимизации экономических потерь, связанных с ликвидацией последствий чрезвычайной ситуации.

Мероприятия по снижению рисков возникновения возможных чрезвычайных ситуаций

Ввиду того, что основные технологические процессы по добыче, сбору, транспорту, подготовке нефти и газа, обратной закачке газа на месторождении Прорва герметизированы и в рабочем режиме не представляют угрозы для загрязнения среды, основными мероприятиями по снижению рисков и предотвращению возможных чрезвычайных ситуаций являются: сохранение герметичности этих систем; соблюдение правил техники безопасности и охраны труда; автоматизация технологических процессов; обеспечение системы аварийного останова; автоматизация системы пожаротушения; наличие автоматической пожарной сигнализации и системы сигнализации об опасных концентрациях газов и т.д.

Электрические риски

Для снижения риска возгорания и взрыва опасных смесей газов, будет осуществляться техническое обслуживание электрооборудовании, в соответствии с ППР (планово предупредительные работы).

Электрооборудование, расположенное на участках сооружения, определяемых как опасные зоны, предусматривается во взрывозащищенном исполнении.

Эксплуатация электрических систем будет производиться квалифицированным персоналом, имеющим допуск к работе с высоким напряжением. Технический персонал, ведущий обслуживание электроустановок, будет обеспечен соответствующим диэлектрическим инструментом и средствами индивидуальной защиты в диэлектрическом исполнении с двойной изоляцией и кабелями с размыкателями цепи на землю.

Ликвидация последствий ЧС

Средствами индивидуальной защиты должны обеспечиваться все посетители или представители контрольно-надзорных органов, находящихся на производственной территории. Средства должны включать каски, защитные очки, комплект верхней одежды, водонепроницаемую одежду, перчатки или рукавицы, соответствующую обувь, портативные газообнаружители и устройства защиты органов дыхания.

Средства индивидуальной защиты должны использоваться в зонах, обозначенных желтыми линиями, т.е. в зонах, содержащих агрессивные химикаты и открытых при обычном рабочем режиме, или оборудование, в котором существует потенциальная опасность вредных выбросов. При вскрытии системы необходимо иметь на себе защитные очки, маски, а также перчатки из неопрена или ПВХ. Защитное оборудование предусматривается в соответствии с требованиями безопасности материала.

Для защиты от возможного выплескивания химических веществ необходимо применить защитные очки, рукавицы, доходящие до запястья и предплечья, спец.одежду. В случае, если возможен контакт кожного покрова с агрессивными химическими веществами необходимо иметь непроницаемую одежду (водонепроницаемые комплекты или комплекты противохимической защиты). Такие комплекты необходимы при чистке или обслуживании резервуаров, содержащихся агрессивные химические вещества.

Для посещения резервуара должно быть предусмотрено использование переносных детекторов горючих и токсичных газов, а также средств контроля концентрации кислорода. Работа внутри резервуаров должна проводиться по наряду-допуску.

Для исключения возможности несчастных случаев, вызванных внезапным или травмирующим контактом с горячими или холодными поверхностями, предусмотрены металлические ограждения. Можно считать, что там, где какие - либо поверхности намеренно оставлены открытыми и используются для нагрева или охлаждения, достаточным будет размещение предупреждений. К остальным случаям относятся следующие:

- металлические и неметаллические поверхности, находящиеся в пределах досягаемости с уровня пола рабочей зоны и более высоко расположенные, но находящиеся в пределах досягаемости с неподвижных или переносных лестниц там, где имеется доступ, с температурой 60 °С максимум;

- поверхности с температурой -10 °С или ниже. Если в каком-либо случае имеются условия, более жесткие, чем указанные, то поверхность должна быть теплоизолирована так, чтобы обеспечить необходимую защиту персонала. Там, где теплоизолировать поверхность было бы непрактично, следует установить соответствующее ограждение, расположенное на достаточном расстоянии от ограждаемой поверхности.

В зонах, где может произойти попадание в глаза опасных химических веществ, установлены ванночки для промывки глаз. Там, где ведется работа с большими количествами опасных химических веществ, установлены совмещенные аварийные души и ванночки для промывки глаз. Все аварийные души и ванночки для промывки глаз пригодны для использования в имеющихся на площадке условиях окружающей среды и имеют конструкцию, аналогичную или идентичную конструкции душей и ванночек, используемых на уже существующих объектах.

На площадках объектов предусмотрены ветровые конусы, указывающие направление ветра и помогающие избежать воздействия газа в случае его выделения. Места расположения ветровых конусов выбраны так, чтобы они были всегда видны из любой рабочей зоны завода. Как правило, ветровые конусы следует закреплять на самых высоких конструкциях или шесте. Ветровые конусы должны имеют «светящуюся при дневном свете» оранжевую окраску, и изготовлены из нейлона с полиуретановым покрытием. В случае необходимости ветровые конусы должны иметь подсветку.

Система аварийного отключения (АО) представляет собой высоконадежные устройства, включающие в себя модули входных и выходных сигналов, управляющих аварийным остановом, продувочными и вентиляционными клапанами, электрическими приводами и т.д. В случае выявления ненормальных условий эксплуатации, система АО доведет такой процесс до безопасного состояния. Меры аварийного реагирования базируются на утвержденных причинно- следственных схемах.

Система АО учитывает все важные аспекты, включая следующие:

- защита персонала;

- сведение к минимуму выбросов в окружающую среду;

- защита оборудования;

- интеграция комплектного оборудования;

- высокий коэффициент использования системы.

Система АО обеспечивает функциональное тестирование различных систем в режиме реального времени без нарушения производственного процесса.

Узлы системы АО устанавливаются в местных аппаратных и соединяются между собой собственной высоко интегрированной локальной сетью.

Структура системы АО имеет двойное резервирование и включает в себя соответствующую аппаратуру, шкафы, устройства электропитания, программное обеспечение, кабели и другие элементы, необходимые для создания полностью функциональной системы. Система сохраняет работоспособность при отказе отдельных элементов и является полностью автономной системой.

Система ПиГ предназначена для выполнения только необходимых функций, связанных с обнаружением пожара, утечки газа и служит для защиты оборудования, персонала и окружающей среды. Функции системы выполняются в автоматизированном режиме с подачей надлежащих сигналов системе АО для осуществления процесса останова технологического процесса отдельных узлов или завода в целом.

Система ПиГ включает в себя, расположенные в каждой из местных аппаратных, соответствующую аппаратуру, шкафы, кабели, устройства электропитания, программное обеспечение и другие, необходимые для создания полностью функциональной системы, элементы.

Оборудование, необходимое для создания ПиГ, аналогично оборудованию, используемому для системы АО.

Система обнаружения пожара и газовыделений выполняет следующие функции:

- обнаружение пожара и газовых утечек;

- звуковое и световое оповещение персонала;

- обеспечение надлежащего режима останова оборудования;

- включение противопожарной защиты;

- включение режима перезапуска оборудования или отключение системы вентиляции и закрытие противопожарных заслонок.

Система ПиГ имеет высокую степень интеграции и включает в себя некоммутируемые входы для детекторов мониторинга, кнопок включения/выключения и т.д., а также цифровые выходы для управления системами защиты, зондами. Система ПиГ отвечает за принятие действий в соответствии с причинно-следственными схемами в случае обнаружения пожара или утечек газа.

Передача информации и предупреждающих сигналов от системы ПиГ на РСУ осуществляется по такому же каналу связи, какой используется для системы АО. Данный канал связи также используется для передачи от РСУ на систему ПиГ приоритетных и командных сигналов, а также предоставляет оператору доступ ко всем входным каналам системы.

Кнопки включения/выключения системы ПиГ размещены в центральной операторной, а также по всему предприятию.

Система ПиГ сохраняет работоспособность при отказе отдельных элементов и является полностью автономной системой, за исключением функций, требующих останова технологического процесса.

Промышленная санитария

Проектом предусматриваются ряд мероприятий по технике безопасности, промсанитарии (требований СанПиН №463-88) и противопожарной безопасности в целях предупреждения несчастных случаев и обеспечения нормальных и комфортабельных условий труда и отдыха в соответствии с действующими в Республике Казахстан стандартами и нормами.

Основными мероприятиями являются:

герметизированная система технологического режима;

обеспечение герметичности и прочности технологических аппаратов, арматуры и трубопроводов;

обеспечение размещения технологических установок, коммуникаций на расстояниях в соответствии с ВНТПЗ-85, ВУПП-88 и СНиП II-89-80 с учетом функционального назначения и розы ветров;

защитное заземление является основным средством защиты персонала от поражения электрическим током в соответствии с ГОСТ 12.2.007.0-75, СНиП 4.04.06-02, ПУЭ РК, ГОСТ12.1.030-81.

Защита от прямых ударов молнии осуществляется молниеотводами высотой 19,9м на опорах освещения, которые так же присоединяется к устройству заземления.

Присоединение всего электрооборудования к устройству заземления обеспечивает защиту от вторичных проявлений молнии и от статического электричества, а создание единой системы заземления уравнивает потенциалы площадки.

Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 4-х Ом.

Дополнительно к защитному заземлению предусмотрено устройство сигнального заземления. Сигнальное заземление устраивается аналогично защитному заземлению.

Сечение заземляющих проводников сигнального заземления должно быть не менее применяемых для защитного заземления. Сечение и материал заземляющих проводников должны обеспечивать их сопротивление не более 0,1 Ом.

Заземляющие проводники должны быть изолированы для предотвращения случайного заземления в непредусмотренных местах.

Использование заземляющих проводников сигнального заземления в качестве защитных мер не допускается.

Техника безопасности

В производственном процессе проектируемых объектов обращается взрыво-, пожароопасное и вредное вещество - нефть.

Проектируемые сооружения размещены на безопасном расстоянии от существующих промышленных и гражданских сооружений, инженерных сетей в соответствии с санитарно-защитными зонами и противопожарными расстояниями.

На месторождении Придорожное пожаротушение осуществляется противопожарными средствами резервуарного парка. Для свободного доступа с территории НПС на территорию Коммерческого узла учета нефти, в ограждении, являющимся общим для обеих территорий, предусмотрена калитка.

Раздел разрабатывался на основании следующей нормативной документации:

· Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности РК;

· СН 245-71 Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий;

· СН РК 2.04-29-2005 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений;

· ПУЭ РК Правила устройства электроустановок;

· СНиП РК 1.03-2001 Охрана труда и техника безопасности в строительстве;

· ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений.

Основными, принятыми в проекте, мероприятиями, направленными на предотвращение выделения вредных, взрывопожароопасных веществ и обеспечения безопасных условий труда являются:

· размещение вредных и взрывоопасных производств на открытых площадках;

· герметизация технологического процесса;

· обеспечение прочности и герметичности трубопроводов (контроль сварных стыков и гидравлическое испытание);

· переходы через автомобильные дороги выполнены в защитных кожухах.

Проектируемые объекты размещены в соответствии с СН 245-71 «Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий».

Сооружения размещены на производственных площадках с обеспечением противопожарных разрывов в соответствии с ВНТП 3-85.

Основными разработанными в проекте мероприятиями направленными на охрану труда работающих и технику безопасности при обслуживании являются:

· все площадки технологических установок, расположенные на земле выполнены из монолитного бетона с бортиком высотой 0,15 м для предотвращения возможного разлива нефти с технологических площадок;

· бетон для бетонных и ж/бетонных конструкций принят на сульфатостойком портландцементе ввиду сульфатной агрессии грунтов;

· под бетонными и ж/бетонными конструкциями предусматривается подготовка из щебня, пропитанного битумом, толщиной 50мм;

· фундаменты под оборудование с динамическими нагрузками рассчитаны с учетом динамического воздействия, колебания фундаментов исключает вредное влияние на технологические процессы, оборудование и конструкции;

· для обслуживания арматуры, приборов предусмотрены стационарные лестницы и площадки с ограждениями;

· для перехода через трубопроводы, выполненные в надземном исполнении запроектированы переходные площадки.

Все строительные работы необходимо производить соблюдая СНиП РК 1.03-05-2001 «Охрана труда и техника безопасности в строительстве».

Проект предусматривает защитные меры электробезопасности в объеме, предусмотренными ПУЭ РК.

Для защиты персонала от поражения электрическим током и опасных воздействий молнии предусматривается защитное заземление, зануление, защита от статического электричества.

Для заземления, согласно ТОО «Амангельдыгаз» от 07.01.2005, используются медные материалы. В качестве вертикальных электродов заземления приняты стальные омеднённые стержни GALMAR 17,2 мм укомплектованные стандартными изделиями для монтажа, соединения, защиты и инспектирования устройства заземления. Для горизонтального соединения электродов GALMAR используется медный провод М95 по ГОСТ 839-90 прокладываемый в земле на глубине 0,5-0,7м. Все соединения частей заземления должны соответствовать классу 2 по ГОСТ 10434-82 и ПУЭ РК гл.1.7 п.п.135-142.

Защита технологических установок от прямых ударов молнии и статического электричества осуществляется их присоединением к заземляющим устройствам.

Осветительные электроустановки наружного освещения обеспечивают требуемое нормативное освещение, соответствующее нормам безопасного обслуживания технологического оборудования. Предусматривается ряд мероприятий по технике безопасности, промсанитарии и противопожарной безопасности в целях предупреждения несчастных случаев и обеспечения нормальных и комфортабельных условий труда и отдыха в соответствии с действующими в Республике Казахстан стандартами и нормами.

Основными мероприятиями являются:

предусмотреть герметизированную систему сбора и подготовки газа и

конденсата с технологическим режимом по нормам проектирования; с целью

уменьшения объема выбросов вредных веществ в атмосферу при возможных

авариях на объектах газо- и конденсатопроводах, в системе сбора и

внутрипромыслового транспорта, они должны оснащаться запорной

арматурой, включающейся автоматически;

трапы, сепараторы и другие аппараты, работающие под давлением, должны эксплуатироваться в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением»;

для подготовки аппаратов к ремонту должны быть предусмотрены системы пропарки и продувки;

запрещается пуск в работу и эксплуатация газоопасных объектов при

отсутствии или неисправности системы контроля воздушной среды на

токсичные и взрывоопасные концентрации;

для постоянного контроля концентраций углеводородов в помещениях и на площадках с оборудованием должны быть установлены газоанализаторы со световой и звуковой сигнализацией;

во время ремонтных работ следует проверять степень загазованности рабочего места газоанализаторами или химическими анализами проб окружающей среды. При наличии концентрации газа, превышающей ПДК, работать разрешается только в противогазе;

газоопасные объекты должны иметь предупреждающую информацию в виде надписей и знаков газовой опасности;

оборудование, аппараты и трубопроводы, работающие при температуре выше 450С, должны быть теплоизолированны или ограждены;

производственные помещения должны быть обеспечены отоплением.

5. Охрана окружающей среды

5.1 Охрана атмосферного воздуха

Основными источниками выбросов загрязняющих веществ атмосферу на месторождении Амангельды будет являться технологическое оборудование, задействованное в системе подготовке газа и конденсата.

При подготовке газа и конденсата на месторождении Амангельды загрязнение предполагается в результате выделения:

· легких фракций углеводородов от технологического оборудования (компрессоры, скважины, насосы, сепараторы и т.д.);

· продуктов сгорания попутного газа (печь, дежурная горелка).

Все источники выбросов можно разделить на организованные и неорганизованные.

Источникам организованных выбросов присвоены четырехзначные номера, начиная с 0001, а неорганизованным источникам выбросов с 6001.

В соответствии с технологической схемой основными источниками загрязнения атмосферного воздуха при подготовке газа и конденсата будут являться:

- добывающие скважины - 25 шт., источник №6001-6025;

- дожимная компрессорная станция ДКС - источник №6034;

- газгольдер - источник №6035;

- входной манифольд - источник №6036;

- замерной сепаратор - источник №6037;

- входной сепаратор - источник №6038;

- теплообменник (газ - конденсат) - источник №6039;

- теплообменник (газ - газ) - источник №6040;

- низкотемпературный сепаратор - источник №6041;

- трехфазный сепаратор (первый разделитель)- источник №6042;

- трехфазный сепаратор (второй разделитель)- источник №6043;

- теплообменник (конденсат) - источник №6044;

- буферная емкость конденсата - источник №6045;

- колонна стабилизации - источник №6046;

- ребойлер колонны стабилизации - источник №6047;

- аппарат воздушного охлаждения (охладитель конденсата) - источник №6048;

- теплообменник ДЭГ - источник №6049;

- выветриватель ДЭГ - источник №6050;

- колонна регенерации ДЭГ - источник №6051;

- ребойлер ДЭГ - источник №6052;

- насосы ДЭГ - источник №6053;

- система подогрева товарного газа - источник №6054;

- емкость конденсата - источник №6055;

- насос перекачки конденсата - источник №6056;

- насос возврата дегазированного конденсата - источник №6057;

- подогреватель теплоносителя - источник №0001;

- дежурная горелка - источник №0002.

Для безаварийного проведения разработки месторождения в соответствии с «Едиными правилами разработки нефтяных и газовых месторождений РК» должны быть предусмотрены следующие оперативные решения:

- использование современного оборудования и строительной техники с минимальными выбросами в атмосферу;

- предусмотреть герметизированную систему сбора с технологическим режимом по нормам проектирования; с целью уменьшения объема выбросов вредных веществ в атмосферу при возможных авариях;

- трапы, сепараторы и другие аппараты, работающие под давлением, должны эксплуатироваться в соответствии с 'Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением';

- автоматизация технологических процессов подготовки газа и конденсата, обеспечивающая стабильность работы всего оборудования с контролем и аварийной сигнализацией при нарушении заданного режима, что позволит обслуживающему персоналу предотвратить возникновение аварийных ситуаций;

- применение на всех резервуарах устройств, сокращающих испарение углеводородов в атмосферу;

- применение прогрессивных технологий и материалов;

- обучение обслуживающего персонала реагированию на аварийные ситуации;

- проверка готовности систем извещения об аварийной ситуации;

- усиление мер контроля работы основного технологического оборудования;

- применение оборудования, труб, арматуры и деталей в антикоррозионном исполнении;

- при наступлении неблагоприятных метеорологических условий - осуществление комплекса мероприятий с целью снижения объемов выбросов;

- проведение мониторинговых наблюдений за состоянием атмосферного воздуха.

Осуществляемый контроль за технологическими процессами подготовки газа обеспечивает стабильность работы всего оборудования и срабатывание предупредительной сигнализации в случае неисправности

одного из заданных режимов, позволяет обслуживающему персоналу

предотвратить аварийную ситуацию.

Все сигналы оповещения, предусмотренные на месторождении, выводятся с соответствующих датчиков, приборов в центр управления с целью оповещения оператора. Автоматическая система управления также связана с системой выявления загазованности или возгорания, которые срабатывают автоматически. (12)

5.2 Охрана водных ресурсов

Поверхностные водные источники на территории месторождения Амангельды отсутствуют. Для обеспечения потребности в воде для бытового и технического водоснабжения месторождения Амангельды, оцененного в количестве 1-1.5 л/сек, перспективными являются водоносные горизонты палеогеновых отложений. Дебиты воды водозаборных скважин определены в количестве до 45 м3/ сут.

Участками изученная территория характеризуется неглубоким залеганием подземных вод, что в условиях аридного климата ведет к широкому развитию процессов заболачивания и местами засолению почвы и грунтов. Засоление в основном отмечается в низовьях реки Талас. А также на периферии конусов выноса, где подземные воды выклиниваются или залегают близко от дневной поверхности. Тип засоления изменяется, преимущественно, от гидрокарбонатно-сульфатного и сульфатно-хлоридного. На пониженных участках рельефа накапливаются снеготалые дождевые воды, при испарении которых на поверхности остаются белые налеты и тонкие корки соли.

Наиболее близкое залегание уровня подземных вод отмечено в пойме реки Талас, долинах речек и ручьев, на орошаемых землях. А также в близи каналов.

Амплитуда колебания уровня подземных вод предположительно в пойме реки Талас и долинах небольших речек и ручьев в одном годовом цикле составляет 0.2…0.6 метра. Высокое стояние уровня подземных вод приходится на весенний период.

В инфраструктуру месторождения Амангельды входят административный блок и пожарное депо, расположенные на площадке Центральной установки подготовки газа.

Водоснабжение Центральной установки подготовки газа обеспечивается подземной водой из водозаборных скважин.

На ЦУПГ предусмотрено получение воды питьевого качества посредством электродиализной опреснительной установки и ультрафиолетового обеззараживания подземной воды из водозаборных скважин.

Для хозяйственно-бытовых нужд вахтового поселка используется привозная вода, соответствующая ГОСТ 2874-82 «вода питьевая». Система водоснабжения состоит из резервуара питьевой воды, водопроводной насосной станции и сети трубопроводов.

Для хранения воды принят резервуар питьевой воды объемом 50 м³ (с учетом обмена воды в срок не более 48 часов).

Подача питьевой воды осуществляется для офиса, общежитий, столовой, прачечной и медпункта.

Расходы воды на хозяйственно-питьевые нужды представлены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 .Расходы воды на хозяйственно-питьевые нужды

Наименование потребителей	Количество работающих в смену	Норма расхода на хозяйственные нужды на единицу измерения л/в смену	Расход воды на хозяйственно-бытовые нужды
			м³/сут	м³/год
Общежития	60	100	6,0	2190
Столовая	360 блюд	16	5,76	2102
Хоз.-блок с прачечной	120 кг	75	9,0	2385
Офис	6	25	0,336	123
Производственный участок			0,18	65,7
Итого			21,28	6866

Объектами водоотведения являются вахтовый поселок и ЦУПГ.

На площадке вахтового поселка запроектирована система хозбытовой канализации и очистные сооружения бытовой канализации.

Объекты водоотведения вахтового поселка: жилые помещения; столовая; хозблок с прачечной; офис; производственно-технический участок.

Сводный расход сточных вод представлен в таблице 7.2.

Таблица 7.2. Расход сточных вод

Наименование объекта водоотведения	Категория сточных вод	Расчетный расход	Место сброса или использование сточных вод
		м³/сут	м³/час
Вахтовый поселок	Хоз-фекальные	21,28	5,28	В очистные сооружения бытовых стоков

Вахтовый поселок

На площадке вахтового поселка предусмотрена система хозбытовой канализации. Наружная самотечная канализационная система осуществляет сбор стоков из зданий и сооружений с отводом в приемный колодец КНС. Из насосной станции по напорной линии диаметром 80 мм сточные воды поступают в напорные песколовки и далее - в блок установки очистки сточных вод заводского исполнения типа «Ручей».

Наружные сети канализации предусмотрены из канализационных труб из непластифицированного поливинилхлорида. На канализационной сети устанавливаются сети устанавливаются смотровые колодцы.

Внутренние и наружные поверхности стен и днища колодцев обмазывается горячим битумом за 2 раза по грунтовке из раствора битума в бензине.

Под охраной подземных вод понимается система мер, направленных на предотвращение и устранение последствий загрязнения, засорения и истощения вод, а также на сохранение и улучшение их качественного и количественного состояния.(19)

Основными требованиями к обеспечению защиты подземных вод от загрязнения при опытно-промышленной эксплуатации газового месторождения является разработка и выполнение мероприятий, направленных на их защиту:

- изоляция верхних водоносных горизонтов скважин;

- устранение межпластовых перетоков глубинных флюидов вдоль ствола скважины;

- устройство защитной гидроизоляции и притесненных или пластовых дренажей;

- тщательное выполнение работ по строительству водонесущих инженерных сетей;

- создание противофильтрационных экранов и завес;

- организация регулярных режимных наблюдений за уровнями и качеством подземных вод на участках существующего и потенциального загрязнения подземных вод (поля фильтрации, накопители, складирование отходов и т.п.).

- проведение мониторинга и контроля за качеством и использованием водных ресурсов;

- контроль и своевременное проведение профилактических работ на очистных сооружениях;

- контроль использования воды на объектах.

5.3 Охрана земельных ресурсов

Согласно почвенно-географического районирования рассматриваемая территория находится в Шу-Мойынкумской провинции бугристо-грядовых песков, такыровидных и серо-бурых почв. Основным зональным типом почв на данной территории являются бурые почвы, они представлены подтипом серо-бурых почв.

Территория подзоны серо-бурых почв включает в себя ландшафты равнин преимущественно аллювиально-аккумулятивного происхождения. Зональные серо-бурые почвы встречаются здесь островными массивами, занимая более древние по возрасту и более высокие по уровню поверхности аридно-денудационных плато, мелкосопочные возвышенности и делювиально-пролювиальные шлейфы, подпорные покатости гор юга и юго-востока Казахстана.

Район развития рассматриваемых почв сложен элювиальными, элювиально-делювиальными и древнеаллювиальными отложениями, различающимися по возрасту, механическому и минералогическому составу. Общей особенностью почвообразующих пород этих почв является их карбонатность и присутствие гипса, причем содержание карбонатов с глубиной часто уменьшается, а гипса возрастает.

По механическому составу они представлены, в основном, среднесуглинистыми и легкосуглинистыми пылеватыми разновидностями; значительно меньше - легкими почвами (супесчаными и песчаными), приуроченными обычно к окраинам песчаных массивов.

Наряду с серо-бурыми почвами здесь широко распространены такыровидные и пустынные песчаные почвы.

Такыровидные почвы широко распространены в подзоне серо-бурых почвы, где встречаются довольно крупными массивами на аллювиальных равнинах. Это бывшие пойменные аллювиально-луговые почвы, сильно опустыненные в результате изменения гидрологического режима реки. Эти почвы занимают плоские пониженные элементы рельефа, включая сухие русла, котловины выдувания, террасы и другие элементы рельефа, сложенные преимущественно легкими (песчаными, супесчаными) пылевато-песчанными, реже суглинистыми отложениями.

В Мойынкумах представлены восемь наиболее широко распространенных конассоциаций, приуроченных к различным элементам рельефа - саксауловая, жузгуновая, кустарниковая, терескеновая, белоземельнополынная, изеневая, сорнополынная, злаковая.

Одними из продуктивных и имеющих разностороннее значение являются саксауловые редколесья из черного и белого саксаула.

В Мойынкумах обильны жузгунники, астрагальные и коянсуечники. Крупные северные склоны гряд обычно заняты еркечниками, в Центральных Мойынкумах - житняковниками. В предпесковых равнинах растительность более равномерна - преобладают эфемеровые белоземельнополынники с ковылем и терескеном серым. Разнообразный уровень грунтовых вод также отражается на растительном покрове. В чуротном части, где вода выходит на поверхность, повсеместно встречаются влажные луговины с тростником, вейниковые и ажрековые луга, разбросанные среди значительно разбитых бугров с кустарниками. В полосе, прилегающей к реке Чу, где грунтовые воды близки к поверхности, но минерализованы, а рельеф выровнен, располагаются знаменитые коскудукские саксаульники. Характерны для Мойынкумов изенники и терескенники, а также сорные группировки из дикой ржи и полыней. Типичны и такие растения, как хондрилла, ферула, эфедра, астрагалы, характеризующие северный тип пустыни.

Кустарники (жузгуны, астрагалы, песчаная акация, дендростеллера) расположены на вершинах и склонах бугристо-грядовых песков. Терескеновые сообщества приурочены к понижениям мелкобугристых заросших песков.

Белоземельнополынная конассоциация по межбугровым понижениям и склонам занимает в Мойынкумах не менее 10 площади.

Растительность такой пустыни как Мойынкумы представляет большую ценность, так как значительно продуктивнее, чем глинистые или щебнистые пустыни и используется как пастбища. Сочетание кормов, растущих в разные сезоны, позволяет использовать песчаные пастбища круглый год.

На территории месторождения Амангельды при промышленной разработке к местам повышенного риска загрязнения почвенного покрова относятся участки, прилегающие к скважинам. Такие нарушения хотя и носят локальный характер, но всегда сопровождаются менее сильными, но более значимыми по площади нарушениями почв и растительности на прилегающих территориях. Техногенное воздействие на земли месторождения проявляется главным образом в механических нарушениях почвенно-растительных экосистем, обусловленных дорожной дигрессией, добычей газа и строительством объектов инфраструктуры.

Механические нарушения растительного покрова связаны с нарушением целостности почвенного покрова связаны с нарушением целостности почвенного профиля и входят в состав технологического типа деградации почв и растительности. Они приводят к трудно восстанавливаемым, часто необратимым изменениям, уничтожению коренной растительности на значительных площадях, нарушению морфологических и биохимических свойств почв, уплотнению поверхностных слоев, стимулированию развития водной и ветровой эрозии.

Согласно статье 140 Указа Президента Республики Казахстан “О земле” собственники земельных участков и землепользователи обязаны проводить следующие мероприятия для облагораживания территории нефтепромысла:

- Провести фитомелиоративные мероприятия по периметру буровых;

- Для дальнейшего прекращения уничтожения почвенно-растительного покрова упорядочить использование только необходимых дорог, по возможности обустроив их щебнем или твердым покрытием. На остальных неиспользуемых дорогах провести фитомелиорацию;

- В районе действующих и законсервированных скважин необходимо закрепить пески твердым или полимерным, в крайнем случае, битуминозным покрытием;

- Строго регламентировать проведение работ, связанных с загрязнением почвенно-растительного покрова при эксплуатационном и ремонтном режиме работ;

- Разработать и внедрить систему экологического мониторинга за состоянием почвенно-растительного покрова на территории месторождения.

Разработка месторождения Амангельды должна сочетаться с рациональным использованием природных ресурсов и охраной окружающей среды.

Процессы строительства и эксплуатации объектов характеризуются образованием и накоплением различного вида отходов, являющихся потенциальными загрязнителями компонентов окружающей природной среды.

В процессе деятельности образуются следующие производственные и бытовые отходы:

· черный и цветной металлолом;

· отработанные люминесцентные лампы;

· твердые бытовые отходы;

· строительные отходы;

· буровой шлам;

· отработанные масла;

· промасленные отходы (отработанные масляные фильтры, замасленная ветошь);

· отработанные аккумуляторы;

· отработанные автошины;

· медицинские отходы;

· огарки электродов.

Заключение

В своем дипломе, я выполнил пересчет геологических и извлекаемых запасов и пришел к выводу, что при внедрении варианта с обратной закачкой 40% добываемого газа более эффективней. Закачка сухого газа с 40%-ным возвратом газа позволила достичь: наибольших показателей экономической эффективности, хотя и он немного уступает в показателях коэффициентов извлечения жидкости и газа; снижения уровня падения пластового давления.

Для внедрения закачки сухого газа в пласт на месторождении была построена компрессорная станция, система газопроводов, 16 существующих скважин переведены из разряда добывающих в разряд нагнетательных. Для закачки используется газ приготавливаемый на КПК и УКПГ 3, соединенных с компрессорной станцией с помощью построенных газопроводов. Ввиду наличия опасных и вредных производственных факторов на месторождении большое внимание оказывают мероприятиям по обеспечению безопасности работающих и охраны окружающей среды на месторождении «Амангельды».

Эта методика уже около 50 лет применяется во всём мире с целью увеличения продуктивности скважин.. Жидкость закачивается в скважину под таким давлениями с таким расходом, которые достаточны для того, чтобы разорвать породу и создать по обе стороны ствола две направленные в противоположные стороны трещины протяженностью до 300 м и более.. Для удержания трещины в раскрытом состоянии при прекращении закачки и снижении давления она набивается переносимыми рабочей жидкостью частицами песка или керамики (называемыми проппантом). Гидроразрыв пласта применяется главным образом к низкопроницаемым (0,1-10мД) породам с целью получения узких, глубоко проникающих в коллектор, проводящих поток жидкости, трещин. Эти линейные каналы, в меньшей степени препятствующие потоку, заменяют радиальные режимы притока и несколько раз повышают дебит.

Список использованных источников

1. Отчет по подсчету запасов природных газов месторождений Амангельды и Айракты в Муюнкумской впадине Чу-Сарысуйской депрессии (Джамбульской области Казахской ССР) по работам за 1971-1981 гг. Мамбетов У.М., Филипьев Г.П., Копкина Л.Н., Шахабаев Р.С. и др. ЮжКазНРЭ, ст. Тогуз, Чимкентская область, 1981.

2. Отчет по пересчету запасов газа нижневизейского продуктивного горизонта месторождения Амангельды Жамбылской области Республики Казахстан по состоянию на 01.09.1996 г. Бигараев А.Б., Воронкова Л.С., Жарылгаганова К.С., Нурланов Н.Е. СП «Досбол», ТОО «Мунайгазгеолсервис», п. Нефтеразведка, 1996. Фонды ТУ «ЮжКазнедра», АО «Онтустик Мунайгаз», СП «Досбол»

3. Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Амангельды. Отчет по договору № 02/01. Герштанский О.С., Миннибаева С.Б., Кушерова Л.Е. и др. ЗАО «НИПИнефтегаз», Актау, 2001.

4. Авторский надзор за реализацией проекта опытно-промышленной эксплуатации месторождения Амангельды по состоянию на 01.01.2004 г. Отчет по договору № 25/05-03. Герштанский О.С., Султанов О.М., Чагай В.Г., Жабасова Г.С. и др. ЗАО «НИПИнефтегаз», Актау, 2004.

5. Авторский надзор за реализацией проекта опытно-промышленной эксплуатации месторождения Амангельды по состоянию на 01.01.2005 г. Отчет по договору № 04-МК-038/2. Герштанский О.С., Апакаев Ж.А., Чагай В.Г., Жабасова Г.С. и др. АО «НИПИнефтегаз», Актау, 2005.

6. Авторский надзор за реализацией проекта опытно-промышленной эксплуатации месторождения Амангельды по состоянию на 01.01.2006 г. Отчет по договору № 05-МК-088. Герштанский О.С., Апакаев Ж.А., Чагай В.Г., Пуписова Л.В. и др. АО «НИПИнефтегаз», Актау, 2006.

7. Авторский надзор за реализацией проекта опытно-промышленной эксплуатации месторождения Амангельды по состоянию на 01.01.2007 г. Отчет по договору № 06-МК-048. Герштанский О.С., Апакаев Ж.А., Чагай В.Г., Пуписова Л.В. и др. АО «НИПИнефтегаз», Актау, 2007.

8. Отчет по подсчету запасов газа, конденсата и попутных компонентов

месторождения Амангельды (Жамбылская область Республики Казахстан) по состоянию на 01.01.2006 г.». Герштанский О.С., Чагай В.Г., Сарбуфина З.И., Пуписова Л.В. и др. АО «НИПИнефтегаз», Актау, 2007.

9. Единые Правила разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан, утвержденные постановлением правительства РК от 18.06.1996 г. № 745.

10. РД 39-0147035-207-86. Регламент составления проектов и технологических схем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

11. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. Москва, ГЕРС, 2001.

12. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. Москва, 1999.

13. «Определение емкостных свойств и литологии пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным радиоактивного и акустического каротажа (наставление по интерпретации с комплектом палеток)». Министерство геологии СССР. НПО «Союзпромгеофизика», Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических

методов исследований, испытаний и контроля нефтегазоразведочных скважин (ВНИИГИК), Калинин, 1984.

14. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. «Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов». Москва, «Недра», 1978.

15. Методические указания по проведению нейтронного гамма-каротажа в нефтяных и газовых скважинах аппаратурой СРК и обработке результатов измерений. НПО

«Союзпромгеофизика», 1989.

16. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин. Москва, Недра, 2001.

17. Итенберг С.С. Интерпретация результатов каротажа скважин. Москва, «Недра», 1978.

18. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин. Москва, Недра, 1991.

19. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений. Печора, Печорское время, 2002.

20. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. Москва, Недра, 1975.

21. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Москва, Недра, 1979.

22. Проект по восстановлению ликвидированной разведочной скважины 2

месторождения Амангельды. Отчет по договору №04-МК-038/2.Герштанский О.С., Султанов О.М., Чагай В.Г., Жабасова Г.С. и др. ЗАО «НИПИнефтегаз», Актау, 2004.

23. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. Москва, Недра, 1974.

24. Дегтярев Б.В. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах. Москва, Недра, 1976.

25. ТЭО по усовершенствованию системы подготовки и транспортировки газа месторождения Амангельды. Отчет по договору № 06-МК-103/1. Герштанский О.С., Саенко О.Б. АО «НИПИнефтегаз», 2006.

26. Кристиан М.и др. Увеличение продуктивности и приёмистости скважин. Москва, Недра, 1985.

27. Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях Республики Казахстан. Актюбинск, ГНИ, 1995.

28. Единые правила охраны недр при разработке месторождений полезных ископаемых в Республике Казахстан, Кокшетау, 1999.

29. Гриценко А.И, Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. Москва, Наука, 1995.

30. Экологический кодекс РК. Астана, 2007. №212-III-ЗРК.

31. Земельный кодекс РК.

32. Водный кодекс РК.

33. Закон РК «О недрах и недропользовании».

34. Инструкция по проведению оценки воздействия намечаемой хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду при разработке предплановой, предпроектной и проектной документации. №68-п от 28.02.2004.

35. «Правила охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами».

36. «Перечень и коды веществ, загрязняющих атмосферных воздух».

37. Сборник методик по расчету выбросов вредных веществ в атмосферу различными производствами, Алматы, 1996.

38. РД 39-142-00, МНП «Методика расчета выбросов вредных веществ в окружающую среду от нефтегазового оборудования».