Совершенствование систем разработки нефтяного месторождения Кумколь

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общее сведения о месторождении

1.2 Характеристика геологического строения

1.3 Физические свойства нефти и газа

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Анализ текущего состояния месторождения

2.2 Характеристика фонда скважин

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Проект разработки АЗГУ Спутник принцип действия и назначение

3.2 Принцип процесса работы установок

3.3 Режимы работы установки

4. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ, ОХРАНА ТРУДА И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Мероприятия по охране труда на месторождении

4.2 Мероприятия по охране окружающей среды

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ЛИТЕРАТУРА

ВВЕДЕНИЕ

нефть газ скважина

В настоящее время минерально-сырьевой комплекс Казахстана и его важнейшая составляющая - нефтегазовая индустрия вызывают со стороны отечественных и зарубежных инвесторов повышенный интерес. И это не случайно - по разведанным запасам углеводородного сырья республика входит в десятку крупнейших нефтяных держав мира, уступая лишь отдельным государствам Ближнего Востока, Латинской Америки, а также России и США. Доля Казахстана в общемировых разведанных запасах углеводородов составляет по нефти 3,2% (4,8 млрд. т), а по газу - 1,5% (2,2 трлн. м3).

По объемам нефтедобычи Казахстан в настоящее время занимает 18-е место в мире (и 2-е в СНГ) после стран Ближнего Востока, России, Венесуэлы, Китая, Норвегии, Канады, Великобритании, Индонезии, Бразилии и некоторых африканских государств. При этом следует отметить, что основными потребителями углеводородов являются США, Япония, Китай, Корея, Индия и европейские страны (60% мирового потребления).

Оценочный объем добычи нефти в 2010 году по Республике составил 80 млн. тонн.

В перспективе, прогнозируемая добыча нефти в Казахстане в 2015 году составит около 100 млн. тонн.

Такой дисбаланс между уровнем добычи и уровнем потребления обуславливает лидерство на мировом энергетическом рынке государств-экспортеров нефти.

Следует отметить (по данным 2009 года) наиболее крупных нефтеимпортеров: Евросоюз -571 млн. тонн, Китай - 200млн. тонн. и нефтеэкспортеров: Россия -248 млн. тонн, Иран- 118 млн. тонн, Ирак- 90 млн. тонн, Казахстан - 68 млн. тонн, Азербайджан - 44 млн. тонн.

Таким образом, Казахстан, как и другие страны-экспортеры, будучи нетто экспортером нефти, находится между двумя крупнейшими рынками.

По итогам 2010 года на трех отечественных НПЗ переработано -13,7 млн. тонн товарной нефти или 112,8% к 2009 году. Объем производства нефтепродуктов по видам также вырос - с 7,3% до 31,1%. Из указанного объема переработанной товарной нефти 6,1 млн. тонн товарной нефти (44,5%) - это импорт из России, в основном на Павлодарский НПЗ ориентированный на переработку западносибирской нефти.

В 2010 году обеспечена стабильность поставок ГСМ на внутренний рынок, преодолены скачкообразные изменения в динамике цен, были обеспечены дешевым топливом посевные и уборочные работы.

Министерством нефти и газа Республики Казахстан разработана программа по реконструкции и модернизации перерабатывающих заводов, которая предполагает активную реализацию многих высокотехнологичных мега проектов в республике.

В результате чего можно:

увеличить суммарную мощность нефтеперерабатывающих заводов РК по переработке нефти до 17 млн. тонн в год;

обеспечить полную потребность РК высококачественными нефтепродуктами, соответствующих требованиям стандартов ЕВРО;

снизить выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, улучшить экологию;

создать механизм государственного регулирования цен на социально чувствительные нефтепродукты, исключить непрогнозируемые колебания цен на ГСМ;

вывести с рынка нефтепродуктов «посреднические структуры», негативно влияющие на развитие конкуренции на данном рынке.

Программа будет завершена к концу 2014 года.

Сегодня реальные перспективы развития нефтегазодобывающей отрасли Казахстана связаны, прежде всего, с шельфом Каспия. По оценкам Министерства природных ресурсов Российской Федерации, наибольшим нефтяным потенциалом на Каспии располагают Казахстан и Азербайджан. Кроме того, по утверждениям азербайджанских нефтяных компаний, разведанные запасы высококачественной нефти шельфа Азербайджана составляют 2,3 млрд. т. По оперативным подсчетам Государственного комитета по запасам РК, запасы составляют 4,8 млрд. тонн.

На первом этапе возникновения нефтедобывающей промышленности из-за ограниченной потребности в нефти она добывалась из небольшого числа месторождений, разработка которых не представляла сложности. Основным способом добычи подъема нефти был на поверхность был самый простой - фонтанный. Соответственно примитивным было и оборудование, применяемое для добычи нефти.

На втором этапе потребность в нефти увеличилась, а условия добычи нефти усложнились, возникла потребность добычи нефти из коллекторов на больших глубинах из месторождений с более сложными геологическими условиями. Возникло множество проблем, связанных с добычей нефти и эксплуатированием скважин. Для этого были разработаны технологии подъема жидкости газлифтным и насосным способами. Было создано и внедрено оборудование для эксплуатации скважин фонтанным способом, оборудование для газлифтной эксплуатации скважин с мощными компрессорными станциями, установки для эксплуатации скважин штанговыми и бесштанговыми насосами, оборудование для сбора, перекачки, разделения продукции скважин. Постепенно начало складываться нефтяное машиностроение. Одновременно возникла быстрорастущая потребность в газе, что привело к формированию газодобывающей промышленности, в основном на базе газовых и газоконденсатных месторождений. На этом этапе промышленно развитые страны начали развивать топливно-энергетические отрасли и химию за счет преимущественного развития нефтегазовой промышленности. Данный этап характеризуется резким усложнением добычи нефти и газа в современных условиях для добычи нефти и газа в нужных количествах стало необходимым разрабатывать и внедрять принципиально новые технологические процессы, для чего и создаются машины и оборудование, о которых и пойдет речь в данном курсовом проекте.

Целью курсовой работы является:

1. Совершенствование систем разработки нефтяного месторождения Кумколь;

2. Расчет дебита скважин;

4. Выбор оборудования АЗГУ «СПУТНИК»;

5. Принцип действия и назначение АЗГУ.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общее сведения о месторождении

Вся деятельность компании АО "Тургай Петролеоум" по разведке и добыче осуществляется на территории 80 000 км2 в Южно-Тургайском бассейне на юге Центрального Казахстана. В настоящее время у АО "Тургай Петролеоум" 5 разведочных лицензионных территорий общей площадью около 16 тыс. км2. Всего АО "Тургай Петролеоум" имеет долю в 11 месторождениях.

Как правило, продуктивные зоны месторождений компании АО "Тургай Петролеоум" расположены на относительно небольшой глубине - от 760 до 1830 м, а некоторые из недавно пробуренных скважин достигли продуктивных слоев на глубине от 2300 м до 3550 м. Нефтеносные слои месторождений АО "Тургай Петролеоум" имеют высокую пористость и высокий уровень проницаемости, находящаяся в них нефть - легкая, малосернистая, с плотностью от 37° до 44° по шкале API и содержанием серы менее 0,4%. Эти благоприятные характеристики позволяют АО "Тургай Петролеоум" разрабатывать свои месторождения, вести добычу и перерабатывать нефть при низких затратах.

Месторождение Кумколь расположено в южной части Тургайской низменности, ограничено географическими координатами 46025'-46034' с.ш. и 65030'-65043' в.д. и административно входит в состав Жездинского района Кызылординской области Республики Казахстан (рис.1).

Ближайшим населенным пунктами являются железнодорожные станции Жалагаш (150 км), Жусалы (210 км), Карсакпай (180 км) и пос. Сатпаев (250 км). Расстояния до областных центров г. Кызылорда и г. Жезказган составляют 160 км и 290 км соответственно. На расстоянии 230 км к востоку от месторождения проходит нефтепровод Омск-Павлодар-Шымкент, а в 20 км к северо-востоку проходит ЛЭП Жусалы-Ленинск.

Непосредственно в районе расположения месторождения местное население в летний период занимается отгонным животноводством (для этой цели площадь передана в аренду Кызылординской области). Район экономически слабо освоен. На площади месторождения имеются только грунтовые дороги. Для обеспечения транспортной связи г. Кызылорда с месторождением Кумколь, согласно утвержденной схеме развития района, ведется строительство автодороги Кызылорда-Кумколь протяженностью 190 км.

В орографическом отношении площадь месторождения представляет собой степь с абсолютными отметками рельефа 106-169 м над уровнем моря.

Непосредственно территория месторождения Кумколь приурочена к поверхности обширной древней озерной котловины в виде неправильного овала вытянутой в субмеридиальном направлении. С северной и восточной сторон котловина обрамлена плато обрамленными возвышенностями с пологими склонами с северо-запада и с запада плато спускается в котловину в виде крутого уступа.

В южной части, особенно в юго-западной части, развита серия песчаных массивов эолового генезиса, самый крупный из которых пески Арыскум, возвышающиеся над окружающей местностью на 10-15 м.

К югу от месторождения расположен песчаный массив Арыскум, сложенный грядово-бугристыми полузакрепленными песками, и почти полностью высохшее соленое озеро Арыс. В 15 км к западу находится чинк высотой 70-90 м, отделяющий низменную часть равнины от плато с отметками рельефа 200-250 м. К северу от площади низменная равнинная степь полого вздымается до отметки рельефа 150-200 м, и на северо-востоке сочленяется с горной системой Улытау.

Абсолютная отметка самой возвышенной части 240,1 м. Минимальная абсолютная отметка дна котловины 75,1 м. С плато в долину спускается целый ряд сухих русел, самые крупные из которых (русло Аклит и Терескенеске) приурочены к северо-восточному и юго-восточному склонам. Наиболее пониженные участки котловины, как правило, заболочены, в них обнажается большое количество родников и колодцев с пресной водой.

Рисунок - 1 Обзорная карта месторождение Кумколь

1.2 Характеристика геологического строения

Литолого-стратиграфическая характеристика.

Разрез месторождения Кумколь изучен довольно хорошо, стратиграфическое расчленение осадочного комплекса, залегающего на выветренной поверхности фундамента, освещено в ряде производственных отчетов ЮКНРЭ и ГАО "Южнефтегаз" и научных публикациях. С целью уточнения стратиграфической принадлежности разреза продуктивных горизонтов проведены палеонтологические исследования в лаборатории геологии закрытых регионов Института геологических наук им. Сатпаева НАН РК. Разрез месторождения Кумколь представлен отложениями мезокайнозоя, залегающими на глубоко выветрелой поверхности фундамента раннепротерозойского.

Нижний протерозой PR1

Гетерогенный фундамент протерозойского возраста вскрыт более чем в 15 скважинах и представлен в большинстве скважин серо-зелеными массивными гидрослюдистыми-каолинитовыми глинами (кора выветривания), постепенно переходящими в выветрелые кварц-биотитплагиоклазовые гнейсы. Лишь в скважине №3 вскрыты измененные метасамотиты. Породы сильно дислоцированы и ожелезнены. Наибольшая вскрытая толщина 245м. (скв.№2)

Мезозой-кайнозой Mz-Kz

Отложения мезозой-кайнозоя в пределах месторождения Кумколь расчленяются на два структурных подэтажа: юрский-тарфогенный и мелпалеогеновый-платформенный.

Тафрогенный (юрский) подэтаж:

В предыдущих работах юрские отложения на структуре Кумколь расчленялись на дощанскую, карагансайскую, кумкольскую (акшабулакскую) свиты.

Полученные новые данные о строении Арыскумского прогиба позволили установить выклинивание (типа подошвенного прилегания к фундаменту) отражающего горизонта ОГ-IY на южных и западных крыльях Кумкольского поднятия, почти по всей площади которого ранее выделялись карагансайская и дощанская свиты нижней-средней юры. Площадь Кумколь представляла единственный участок прогиба, на котором данные свиты в своем распространении по имевшимся представлениям выходят на территорию горст-антиклиналей разделяющих грабен-синклинали.

Отражающий горизонт ОГ-IY, являющийся наиболее ярким и динамически выраженным горизонтом, хорошо увязывается с кровлей карагансайской свиты, поэтому его вклинивание на крыльях структуры Кумколь не вызывает сомнений. Из вышесказанного следует, что стратиграфическое расчленение средне-юрского разреза по Кумкольскому поднятию сделано неверно и выделенные здесь отложения карагансайской и дощанской свит должны быть отнесены к осадкам кумкольской свиты.

Кумкольская свита (J3km) залегает на размытой поверхности фундамента и расчленяется на основе цикличности в осадконакоплении на три подсвиты: нижне(J3km1)-средне(J3km2)- и верхне(J3km3)-кумкольскую.

Общая толщина кумкольской свиты изменяется от первых десятков метров на горст-антиклиналях до 500-650м в грабен-синклиналях.

Кумкольская свита отличается низкими электрическими сопротивлениями пород по сравнению с более древними породами. В нижнекумкольской подсвите они составляют, в основном, 5-8 ом/м, в средне- и верхнекумкольской подсвитах 2.0-3.5 ом/м, для водоносных коллекторов они уменьшаются до 0.5-1 ом/м.

Возраст свиты по СПК Х и XI относится к оксфордскому и кимериджскому ярусам верхнеюрского отдела. С вышележащей преимущественно глинистой акшабулакской (ранее коскольской) она связана постепенным переходом, что затрудняет определение ее кровли.

Акшабулакская свита (Jза) расчленяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита сложена темно-серыми и зеленовато-серыми

глинами и глинистыми алевролитами с отдельными прослоями песчаника.

Верхняя подсвита сложена пестроцветными (серыми, серовато-зелеными, коричневыми, фиолетовыми, желтыми) глинами и глинистыми алевролитами с прослоями песчаника, количество которых возрастает в верхней части разреза. Местами в толще глин встречаются горизонты песчаника толщиной до 50 м, развитые локально и относимые к аллювиальным русловым отложениям. Нижняя сероцветная подсвита распространена неповсеместно (в грабен-синклиналях и в седловинах горст-антиклиналей). По корреляции разрезов сероцветные и зеленоцветные породы переходят в пестроцветные, залегающие на кумкольской свите.

Электрическое сопротивление пород составляет 2-3.5 ом/м, уменьшаясь вниз по разрезу. Толщина свиты изменяется от 50-100 м на горст-антиклиналях до 950 м в грабен-синклиналях.

Возраст свиты по СПК XII относится к волжскому ярусу верхнего отдела юры.

Платформенный подэтаж.

К этому подэтажу относятся отложения мела и палеогена. Меловые отложения расчленены на нижний отдел в составе даульской свиты, сероцветной терригенно-карбонатной толщи, карачетауской и баймуратской свит, а верхний отдел в составе курганбекской, балапанской свит, толщи красноцветов верхнего турона и нижнего коньяка, пестроцветов и сероцветов сантона, сероцветов кампана и маастриха. Нижний отдел представлен, в основном, континентальными отложениями, а верхний морскими и континентальными, расчлененными по фауне и литологическим признакам, в частности, по окраске пород. В практике поисково-разведочных работ сложилось упрощенное расчленение меловых отложений, обусловленное, в основном, отсутствием реперов по ГИС для более детального расчленения. Разрез мела расчленен на даульскую свиту неокома, карачетаускую апта-нижнего-среднего альба, баймуратскую верхнего альба-сеномана и нерасчлененные отложения турона-сенона. Даульская свита (K1d) расчленяется на нижнедаульскую нижнего (KIпс1) и верхнедаульскую верхнего (КІпс2) неокома подсвиты.

Нижнедаульская подсвита расчленяется на два горизонта: нижний-арыскумский (К1а) и верхний (KІпc12).

Арыскумский горизонт (К1а) представляет базальную толщу нижнего мела, с перерывом, стратиграфическим и угловым несогласием, залегающую на отложениях верхней юры и фундамента горст-антиклиналей, разделяющих грабен-синклинали. Он сложен в кровле и в нижней половине песчано-аллювиальными и делювиальными отложениями, в подошве которых выделяются тонкие гравийные пласты, в средней части красноцветными глинистыми алевролитами. Толщина горизонта изменяется от 30-40 м до 123 м. В кровле этого горизонта повсеместно прослеживаются отражающий горизонт Па. Верхний горизонт нижнедаульской подсвиты представлен красноцветными глинами, иногда алевролитистыми. Толщина горизонта изменяется от первых десятков в бортах до 150 м. С кровлей его связан отражающий горизонт Па.

Арыскумский горизонт четко выделяется по ГИС, имеет высокое (до 10-15 ом/м) электрическое сопротивление при сопротивлении глин верхнего горизонта 1.5-2 ом/м, и высокие значения по НГК.

Верхнедаульская подсвита представлена красноцветными глинами, глинистыми алевролитами и слабосцементированными песчаниками (песками). Последние преобладают в основании подсвиты, развиты в ее средней части. В верхней части преобладают глины и глинистые алевролиты с отдельными прослоями песчаника. Толщина подсвиты изменяется от первых десятков до сотен метров. В кровле свита трассируется ОГ-ІІІ.

Неокомский возраст даульской свиты обоснован фауной остракод, определениями спор и пыльцы, находками костей динозавров.

Карачетауская свита (К1кг) представлена сероцветными, преимущественно песчаными отложениями, в основании содержит горизонты гравелитов, в средней части слои темносерых глин, свита обогащена растительным детритом. В ней найдены фораминиферы, указывающие на накопление в прибрежно-морских и континентальных условиях. Толщина свиты 85-250 м. В распространении она уходит за пределы прогиба. В кровле свиты прослеживается ОГ-П. Свита выделяется высокими (до 30-40 ом/м) электрическими сопротивлениями и высокими значениями НГК.

Баймуратская свита (Ki-2a3-cm) сложена пестроцветными глинистыми алевролитами, глинами со слоями песчаника, развитыми преимущественно в ее средней части. Толщина свиты 50-150м. Она выделяется более низкими электрическими сопротивлениями и значениями НГК, повышенными ГК относительно карачетауской свиты и перекрывающих отложений турона-сенона. Возраст определяет СПК.

Турон-сенон (K2-t-sn) представлен пестроцветными в средней, сероцветными в низах и в верхней части преимущественно песчаными морскими и континентальными отложениями толщиной 370-600 м. Электрические сопротивления 6-20 ом/м.

Палеоген представлен карбонатными песчаниками и алевролитами, серыми глинами палеоцена, толщей серых и зеленовато-серых глин с горизонтом песчаного известняка в основании среднего эоцена и пестроцветными глинами (20-30 м) олигоцена. Возраст палеоцена и эоцена определен морской фауной континентального олигоцена - СПК. Толщина до 250 м. Палеоген выделяется низкими (3-4 ом/м) электрическими сопротивлениями карбонатных песчаников в основании разреза. Неоген-четвертичные отложения развиты неповсеместно, в основном, во внутренней части Арыскумского прогиба, представлены палевыми глинистыми алевролитами, суглинками, эоловыми песками толщиной до 60м.

Тектоника

Месторождение Кумколь находится в пределах Арыскумского прогиба Южно-Тургайской впадины, являющейся северо-восточной частью Туранской плиты.

В пределах Арыскумского прогиба выделяется пять линейно-вытянутых грабен-синклиналей рифтового происхождения, разделенных между собой горстовыми поднятиями.

В структурном плане поднятие Кумколь расположено в южной наиболее погруженной части Сорбулакского горст-антиклинального выступа, разделяющего Акшабулакскую и Сарыланскую грабен-синклинали Арыскумского прогиба.

В районе Кумкольского поднятия в юрских отложениях по данным сейсморазведки прослеживаются две структурные поверхности. Первая из этих поверхностей совпадает с IIIа -отражающим горизонтом, приуроченным к кровле кумкольской свиты (на месторождении Кумколь эта кровля Ю-1 продуктивного горизонта). Ко второй поверхности приурочен III1а-отражающий горизонт, который совпадает с кровлей среднекумкольской подсвиты верхней юры.

По кровле Ю-1 продуктивного горизонта размеры поднятия составляют 19.0 х 8.0 км по изогипсе - 1200 м, при амплитуде 120 м. Структура представляет собой вытянутую антиклиналь северо-западного простирания, ограниченная с востока тектоническим нарушением.

По данным эксплуатационного бурения восточное крыло антиклинали имеет более крутое погружение.

Структурные планы по IIIа и ІІІ1а- отражающим горизонтам совпадают.

Толщина кумкольской свиты (от поверхности фундамента до кровли Ю-1 горизонта) колеблется от 50 до 250 м. Уменьшение толщины отложений кумкольской свиты происходит за счет примыкания к воздымающей поверхности фундамента нижних частей разреза.

Толщина отложений Акшабулакской свиты (глинистая часть разреза верхней юры) колеблется от первых десятков до 100 и более метров. Однако, утончение Акшабулакской свиты происходит сверху, в результате регионального размыва в преднеокомское время.

В разрезе нижненеокомских отложений четко прослеживается отражающий горизонт IIа, совпадающий с кровлей Арыскумского горизонта (продуктивный горизонт M-I).

По IIа-отражающему горизонту структура Кумколь представляет собой двухсводовую линейную антиклинальную складку субмеридионального простирания со смещением к югу свода.

Размеры структуры составляют 14.5 х 4.5 км по изогипсе - 990 м, при амплитуде 40 м. Северный купол более пологий и имеет амплитуду 30 м.

По данным эксплуатационного бурения восточное крыло структуры (также как и по юрским горизонтам) имеет более крутое погружение.

При сопоставлении структурных планов меловых и юрских горизонтов, видно заметное выполаживание поверхностей меловых горизонтов.

1.3 Физические свойства нефти и газа

Общая площадь территории месторождения Кумколь 23 143 га. Контрактная территория (территория отведенная АО «Кумколь-ЛУКойл») - неразбуренная и не обустроенная северо-западная часть месторождения Кумколь в координатах горного отвода. Площадь Контрактной территории углеводородного месторождения Кумколь составляет 15 881 га.

Для Кумкольской нефти характерно низкое содержание серы и асфальтенов, однако в ее составе присутствует 10-16 % парафина, 6-10 % смол, 52-55 % асфальтенов, 20-28 % масел и механических примесей, но по сравнению, например с Тенгизской нефтью Кумкольская нефть имеет незначительное количество агрессивных компонентов, то есть в составе нефти месторождения Кумколь в процентном соотношении доля сероводородов, углекислоты, намного меньше чем в Тенгизской нефти.

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Анализ текущего состояния месторождения

На месторождении пробурено 438 скважин, то есть 56,9 % от проекта (770 единиц). Из них на территории ОАО "ХКМ" находится 308 скважин - 40,0 %, остальные 16,9 % или 130 скважин пробурены на территории АО "Тургай-Петролеум" (таблица 3).

Из 308 скважин (ОАО "ХКМ") 222 входят в эксплуатационный (добывающий) фонд, 62 - в нагнетательный, 2 скважины - газовые, 1 - разведочная, 3 - наблюдательные, 15 - водозаборных скважин для ППД, 3 скважины - ликвидированные.

Из 222 скважин эксплуатационного фонда дают продукцию 192, в бездействии - 25 скважин, 2 скважины - во временной консервации, в освоении - 3.

По способам эксплуатации в действующем фонде насчитывается 137 фонтанных и 55 механизированных скважин или 71,3% и 28,7% соответственно.

За I полугодие 1998 года введено из освоения 11 скважин:

№№ 2066, 327, 2104, 320, 3027, 326, 4001, 329, 325, 324. Из них три скважины №№ 327, 3027, 329 находятся в освоении. Из остальных скважин добыто 23714,5 тонн нефти, что составляет 2,38 % от уровня общей добытой нефти за I полугодие.

Введено из бездействия прошлых лет 10 скважин: №№ 336, 2026, 404, 3009, 143, 2004, 302, 3056, 414, 400. Дополнительная добыча составила 12820,5 тонн нефти или 1,28 % от общей добытой нефти с начала года.

Введено из бездействия текущего года за I полугодие б скважин. Дополнительная добыча по этим скважинам составила 7353,2 тонн нефти или 0,74 % от общей добычи (таблица 4).

На механизированный способ эксплуатации (ШГН) переведено 12 скважин. После перевода из этих скважин дополнительно добыто 29518,4 тонн нефти, что составляет 2,97 % от общей добычи нефти за I полугодие (таблица 5). Также получена дополнительная добыча за счет перестрела и дострела фонтанных скважин. Перестрел и дострел произведен всего по б скважинам. Дополнительная добыча нефти получена из скважин № 3020, 2058, 2050 в количестве 5247,97 тонн.

2.2 Характеристика фонда скважин

На месторождении пробурено 438 скважин, то есть 56,9 % от проекта (770 единиц). Из них на территории ОАО "ХКМ" находится 308 скважин - 40,0 %, остальные 16,9 % или 130 скважин пробурены на территории АО "Тургай-Петролеум" (таблица 3).

Из 308 скважин (ОАО "ХКМ") 222 входят в эксплуатационный (добывающий) фонд, 62 - в нагнетательный, 2 скважины - газовые, 1 - разведочная, 3 - наблюдательные, 15 - водозаборных скважин для ППД, 3 скважины - ликвидированные.

Из 222 скважин эксплуатационного фонда дают продукцию 192, в бездействии - 25 скважин, 2 скважины - во временной консервации, в освоении 3.

По способам эксплуатации в действующем фонде насчитывается 137 фонтанных и 55 механизированных скважин или 71,3% и 28,7% соответственно.

За I полугодие 2010 года введено из освоения 11 скважин:

№№ 2066, 327, 2104, 320, 3027, 326, 4001, 329, 325, 324. Из них три скважины №№ 327, 3027, 329 находятся в освоении. Из остальных скважин добыто 23714,5 тонн нефти, что составляет 2,38 % от уровня общей добытой нефти за I полугодие.

Введено из бездействия прошлых лет 10 скважин: №№ 336, 2026, 404, 3009, 143, 2004, 302, 3056, 414, 400. Дополнительная добыча составила 12820,5 тонн нефти или 1,28 % от общей добытой нефти с начала года.

Введено из бездействия текущего года за I полугодие б скважин. Дополнительная добыча по этим скважинам составила 7353,2 тонн нефти или 0,74 % от общей добычи (таблица 4).

На механизированный способ эксплуатации (ШГН) переведено 12 скважин. После перевода из этих скважин дополнительно добыто 29518,4 тонн нефти, что составляет 2,97 % от общей добычи нефти за I полугодие (таблица № 3). Также получена дополнительная добыча за счет перестрела и дострела фонтанных скважин. Перестрел и дострел произведен всего по б скважинам. Дополнительная добыча нефти получена из скважин № 3020, 2058, 2050 в количестве 5247,97 тонн.

Таблица - 3 Состояние фонда скважин месторождения Кумколь

№ пп	Наименование	Количество скважин
		ОАО "ХКМ"	АО "Тургай-Петролеум"	Bсerо по м/р
		Всего	Объекты	Bсеrо	Объекты
			I	II	III	IV		I	II	III	IV
1	Эксплутационный фонд:	213	51	108	44	10	237	15	32	34	1	295
	Фонтанный	151	27	89	26	9	25	15	31	33	1	231
	Винтовой насос						130
	ЭЦН						57
	ШГН	61	24	18	18	1	14	-	1	1	-	63
1.1	Действующий фонд	184	48	94	35	7	226	12	32	32	1	261
	Фонтанный	138	26	80	25	7	25	12	31	31	1	213
	ШГН	46	22	14	10	-	14	-	1	1	-	48
	-в работе:	175	45	91	32	7	71	12	28	30	1	246
	ШГН	40	3	13	7	-	2	-	1	1	-	42
	-в простое:	9	1	3	3	-	6	-	4	2	-	15
	Фонтанный	3	2	2	-	-	6	-	4	2	-	9
	ШГН	6	3	1	3	-	-	-	-	-	-	6
1.2	Бездействующий	23	1	9	9	2	4	10	-	2	-	27
	Фонтанный	8	2	5	1	1	4	2	-	2	-	12
	ШГН	15	-	4	8	1	-	-	-	-	-	15
1.3	В освоении и обустр-ве	3	-	3	-	-	1	1	-	-	-	4
1.4	Временная консервация	3	-	2	-	1	-	-	-	-	-	3
II	Газовые скв.	2	2	2	-	-	-	-	-	-	-	2
Ш	Наблюдательные	3	15	-	-	1	1	1	-	-	-	4
IV	Водозаборные скв.для ППД.	15	1	-	-	-	6	6	-	-	-	21
V	Разведочные СКВ.	1	-	-	-	-	15	3	11	1	-	16
VI	Ликвидированн ые	3	69	1	-	2	-	-	-	-	-	3
	Всего по добывающим скважинам	237	15	111	44	13	104	25	43	35	1	341
2.	Нагнетательный фонд	62	11	34	11	2	20	2	9	7	2	82
2.1	Действующий фонд	44	11	26	6	1	18	2	9	6	1	62
	-в работе	44	-	26	6	1	18	2	9	6	1	62
	-в простое	-	3	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2.2	В бездействии	13	1	5	5	-	-	-	-	-	-	13
2.3	В освоении и обустр-ве	5	84	3	-	1	2	-	-	1	1	7
	Всего по месторождению	299		145	55	15	124	27	52	42	3	123

Таблица - 4 Динамика фонда скважин I объект

Годы	Фонд добыв. Скважин	Фонд нагнет. Скважин
1990	35	25	7	0
1991	52	28	10	5
1992	65	30	18	5
1993	78	37	26	4
1994	90	38	34	8
1995	95	45	38	10
1996	100	49	41	11
1997	105	47	44	12
7 мес. 1998	51	49	12	12

Динамика добычи нефти, попутного газа и попутной воды

Таблица - 5 Основные показатели по добывающим скважинам по объектам и месторождению за 2010г.

Показатели	Объекты	Всего по м/р
	I	II	III	IV
Добыча нефти тыс.т	655,58	839,85	224,20	58,65	1788,31
Добыча воды тыс.т	189,65	61,01	21,11	0,41	272,18
Добыча жидкости тыс.т	855,23	900,86	245,32	59,06	2060,49
Обводненность %	22,2	6,8	8,6	0,7	13,2
Добыча газа тыс.м3	6655,9	99884	25132,6	6975	138648,5
Ср.упл дебит нефти т/сут	44,4	26,3	20,3	21,14	29,5
Ср.упл дебит жид-ти т/сут	57,1	28,2	22,3	21,5	33,9
Время эксплуат.доб.скв сут	14988	31946	11024	2743	60701
коа-во экспА.нефт скв. ед.	51	108	44	10	213
Кол-во добыв, нефт скв ед.	48	94	35	7	184
Темп отбора от извл.зап. %	5,4	5,2	2,8	12,7	4,8
Степень выраб.запасов %	32,7	22,4	18,8	27,8	25,5
Коэф.нефтеотдачи доли ед	18,5	13,6	11	8,3	14,8
Накопл добыча нефти тыс.т	5682,5	4420,5	1791,7	155,9	12050,8
Накопл добыча воды тыс.т	653,66	194,76	103,05	0,45	951,89
Накопл добыча жидк тыс.т	6336,2	4615,3	1894,8	156,3	13002,7
Накопл добыча газа тыс.м3	56,8	574,31	227,7	23,2	882,1
Обвод-ть с нач разраб %	10,3	4,2	5,4	0,3	7,3

Динамика закачки воды и пластового давления

Таблица - 6 Основные показатели по нагнетательным скважинам по объектам и месторождению за 2010г.

Показатели	Объекты	Всего по м/р
	I	II	III	IV
Закачка воды тыс.м3	671,4	1204,8	407,7	71,7	2355,7
Компенсация %	76,4	96,8	125,9	81,3	92,9
Кол-во экспл. нагнет скв ед	15	34	11	2	62
Кол-во действ, нагнет скв ед	11	26	6	1	44
Время экспл.нагнет скв дней	4329	9078	2689	358	16545
Ср. приемистость одной скв мэ/сут	155	133	152	200	143
Накопленная закачка воды тыс.м3	5007,8	4554,2	1676,2	86	11324
Компенсация с нач. разработки %	76,6	70,9	66,5	36,8	72

На I объекте проведены 34 замера пластовых давлений по 28 скважинам и 66 замеров забойных давлений по 38 скважинам.

Сопоставление среднеарифметического значения пластовых давлений по скважинам, замеренных в 1 полугодии 2010 года с данными на конец 2009 года показывает снижение давления в следующих скважинах:

Таблица - 7 Сопоставление среднеарифметического значения пластовых давлений по скважинам

№№ СКВ.	Пластовое давление Мпа	Отклонение Мпа
	2009 г	1 полугодие 2010г
Снижение пластового давления
9р	10,25	9,6	-0,65
1023	10,32	10,1	-0,22
3018	10,22	9,49	-0,73
Юр	10,41	10,14	-0,27
Повышение пластового давления
24р	10,44	10,48	+0,04
148	9,73	10,08	+0,35
336	8,96	10,08	+1,12
1025	10,26	10,34	+0,08
ЮЗн	11,13	11,58	+0,45

Снижение пластового давления на 1.07. 2010 г. на западной части залежи наблюдается в скв. № 9р, 1023, 3018, что, видимо, связано с недостаточным объемом закачки в нагнетательную скважину № 1025.

В северо-восточной части залежи снижение Рпл произошли в скв. № 10р. На скважину 10р закачка не оказывает влияния, так как она находится в третьем ряду от нагнетательной скважины № 103.

На поддержание пластового давления в скважинах № 1005 и 1006 должны оказывать влияние нагнетательные скважины № 1002, 1009, но в нагнетателную скв. № 1009 закачивается недостаточный объем технической воды.

В целом по месторождению недостаточный объем закачки наблюдается в нагнетательных скважинах 24, 101, 102, 103, 1008, 1009, 1025. Из них скв. № 1008 работает в циклическом режиме. В остальных скважинах № 24, 101, 102, 103, 1009, 1025 необходимо увеличить объем закачиваемых вод.

За I полугодие текущего года недобор добычи нефти по I объекту насчитывает 89.85 тыс. т. Одной из причин отставания отборов от проектных показателей является не соответствие количества добывающих скважин против проекта. По I объекту количество эксплуатационного фонда фактически меньше на 14 ед. от проектного, а фактический действующий фонд скважин меньше на 3 ед. от проекта.

Следующим фактором является:

- снижение пластового давления;

- низкий коэффициент компенсации отборов закачкой. За I полугодие дефицит закачки по 1 объекту составил 282,8 тыс.м3.

Одним из факторов не позволяющим достижения проектных уровней компенсации является отставание начала закачки от отборов (закачка начата через 1.5 года после ввода месторождения в разработку).

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Проект разработки АЗГУ Спутник принцип действия и назначение

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебиты жидкости. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважин. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений.

Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.

Безопасный спуск скребка в скважину через лубрикатор.

Для спуска дистанционных приборов и скребков в скважины применяют лубрикаторы со специальным сальником, который состоит из корпуса, двух уплотнений с буферной емкостью между ними, штуцера для отвода просочившейся жидкости через нижнее уплотнение.

Скважина должна быть оборудована рабочей площадкой с лестницей и перилами. Перила должны быть высотой 1,25 м с продольными планками, расположенными на расстоянии 40 см друг от друга и бортом 15 см.

Специальный лубрикатор должен быть оборудован самоуплотняющимся сальником, отводом с трехходовым краном и манометром.

1. Установить лубрикатор на восемь шпилек.

2. Заново прикрутить ловильную головку к проволоке, если спуск скребка осуществляется через устьевой ролик или перед этим пропустить проволоку через лубрикаторный ролик, зажимной болт и сальниковый уплотнитель лубрикаторной головки.

3. После установки лубрикатора необходимо проверить его на герметичность постепенным повышением давления продукции скважины.

4. Путем тщательного наружного и внутреннего осмотра оператор должен убедиться в механической исправности глубинного прибора.

5. Стальная проволока, применяемая для глубинных спусков должна быть цельной, без скруток. Во избежание травмирования рук концом стальной проволоки нужно работать только в рукавицах.

6. В процессе монтажа (демонтажа) скребок следует устанавливать на полностью закрытую буферную задвижку.

7. Опустить скребок в лубрикатор в лубрикатор (через устьевой ролик), завернуть лубрикаторную головку, зажимной болт, установить лубрикаторный ролик.

8. Открыть лубрикаторную задвижку, проверив лубрикатор на герметичность постепенным повышением давления продукции скважины.

9. При спуске скребка в скважину, оператор должен следить за счетчиком глубины и управлять лебедкой. Спускать скребок при неисправном счетчике глубины ЗАПРЕЩАЕТСЯ. Скребок нужно опускать и поднимать со скоростью не более 100 м/мин, последние 50 м - на самой низкой скорости не более 1 м/с.

Нельзя подходить к кабелю или проволоке и браться за них руками при спуске или подъеме глубинного прибора.

По окончании подъема прибора проверить его наличие в лубрикаторе, путем небольшого раскачивания из стороны в сторону.

Перед извлечением глубинного прибора из лубрикатора необходимо давление снизить в нем до атмосферного.

После окончания глубинных работ на скважине необходимо привести всю запорную арматуру в соответствии с режимом работы скважины;

В современных напорных герметизированных системах сбора и

транспорта продукции скважины используют АГЗУ.

АГЗУ «Спутник» (рисунок 2) предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4,0 Мпа.

Установка состоит из двух блоков : замерно- переключающего и блока управления (БМА).

Замерно-переключающий блок содержит :

многоходовый переключатель скважин (ПСМ);

гидравлический привод ГП-1;

замерной гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня;

турбинный счетчик ТОР;

соединительные трубопроводы и запорную арматуру.

В блоке управления (БМА) монтируется блок контроллер системы телемеханики, блок питания и электрические нагреватели.

Процесс работы установок заключается в следующем .

Рисунок - 2 Схема АГЗУ «Спутник - А»

3.2 Принцип процесса работы установок

Процесс работы установок заключается в следующем .

Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3\м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1~1.25).

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по

периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.

3.3 Режимы работы установки

Установка может работать в трех режимах;

через сепаратор на ручном режиме;

через сепаратор на автоматическом управлении;

через обводной трубопровод (байпасную линию);

Перед пуском установки на любой из трех режимов необходимо

закрыть задвижки (20) пропарочных и факельных линий.

открыть краны под электроконтактным и показывающими манометрами,

закрыть кран ЗКС (26) сброса давления в дренажный трубопровод и задвижку 21.

При работе установок через сепаратор на ручном управлении произвести следующие операции:

закрыть задвижку (24) и открыть задвижки (22,23.)

открыть задвижки первого ряда (18) и задвижку (28) на выходе ПСМ.

закрыть задвижки второго ряда (19)

производить подключение скважин на замер в ручную с помощью рукоятки ручного управления ПСМ

снимать показания счетчиков ТОРI-50 перед каждым новым переключением переключателя ПСМ и записывать время, которое стояла скважина на замере.

Подсчет дебита производится по формуле приведенной в методике выполнения измерений дебита нефтяных скважин на групповых установках.

При переводе работы скважин на обводной трубопровод (байпасную линию) необходимо:

открыть задвижку (24)

открыть задвижки второго ряда (19)

закрыть задвижки первого ряда (18)

установить каретку переключателя ПСМ рукояткой ручного управления между двумя отводами

закрыть задвижку (23)

стравить давление в сепарационной емкости задвижкой (26) или через предохранительный клапан

установить каретку рукояткой ручного управления на любой замерный отвод.

Все операции производить при отключенном блоке БУИ.

При переводе скважин на работу через сепаратор в автоматическом режиме необходимо:

произвести регулировку автоматики при работе скважин по обводному трубопроводу (байпасной линии).

включить блок питания установки, затем тумблером СЕТЬ включить блок БУИ

Через 1,5-2 минуты должен включится привод ГП-1М, переключиться переключатель ПСМ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА и ПОДАЧИ.

поставить рукояткой ручного управления поворотный патрубок переключателя ПСМ на первую скважину положение поворотного патрубка определить по указателю положения на ПСМ. На блоке БУИ загорится лампа Н1 КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА

замкнуть и разомкнуть контакты электроконтактного манометра поворотом стрелки контакта. Загорится лампа АВАРИЯ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал. 1,5-2 минуты должен сработать гидропривод ГП-1М, а ПСМ переключится на следующую скважину.

открыть задвижки первого ряда (18)

открыть задвижки (28,22,23)

закрыть задвижку (24) и задвижки (19) второго ряда.

открыть краны под манометрами.

задвижки (26), (20) должны быть закрыты.

Техническое обслуживание установок производится в зависимости от способа обслуживания в следующие сроки;

при посещении обслуживающим персоналом, но не реже одного раза в 3 дня.

проверка показаний счетчиков и исправности работы всех блоков (при

отсутствии телемеханики)

проверка герметичности наружных фланцев.

проверка герметичности технологического оборудования.

проверка герметичности соединения ГП-1М и других приборов средств автоматики.

проверка давления в сепараторе.

проверка предохранительного клапана.

проверка работы регулятора расхода и заслонки.

проверка фиксации каретки ПСМ.

слив грязи из замерного сепаратора.

уборка помещений от грязи.

проверка давления на подводящих трубопроводах (при наличии манометров). проверка контактов реле и магнитных пускателей.

проверка хода рейки ПСМ.

проверка хода и фиксации каретки ПСМ.

осмотр трущихся частей регулятора расхода.

проверка герметичности каретки ПСМ.

проверка ТОР1-50,счетчика АГАТ-Пи влагомера ЦВН-2С

один раз в шесть месяцев.

проверка датчика положения ПСМ.

проверка работы ПСМ

проверка работы блока БУИ, или пункта контроля и управления блока влагомера, блока счетчика газа АГАТ-П (при наличии)

осмотр уплотнений средств автоматики.

На нефтепромыслах Казахстана наиболее часто применяются установки типа «Спутник»- АМ-40-10 (8,14)-400, где :

40- максимальное рабочее давление в кгс/см2;

10 (или8, или 14) - количество подключаемых скважин;

400 - максимальная производительность по жидкости, м3/сут.

Применяются также индивидуальные блочные замерные установки типа БИУС с аналогичным принципом действия, предназначенные для замера дебитов одиночных скважин. Кроме установки «Спутник-А», применяются установки «Спутник-Б» и «Спутник-В». В некоторых из этих установок используются автоматические влагомеры непрерывного действия для определения содержания воды в продукции скважины, а также для автоматического измерения количества газа. Пробу нефти отбирают из выкидной линии через краники или вентили.

Обслуживание АГЗУ "Спутник" должно осуществляться специально обученным персоналом, прошедшим обучение, по специальности оператор по добыче нефти и газа.

Ремонт АГЗУ "Спутник" проводится слесарями-ремонтниками нефтепромыслового оборудования, прошедшими обучение и сдавшими экзамены по основной профессии. Допуск персонала к ремонту на АГЗУ "Спутник" производится по наряду на производство газоопасных работ.

К безопасному ведению работ в АГЗУ "Спутник" допускается квалифицированный персонал, прошедший обучение правилам обслуживания установок и сдавшие экзамены на право их обслуживания.

АГЗУ "Спутник" относится к классу помещений В-1А с допускаемой взрывоопасной смесью, щитовое помещение к помещениям с нормальной средой.

В установках имеются следующие взрывозащищенные приборы и оборудование:

-Вентилятор центробежный:

взрывозащищенность электродвигателя обеспечивается его конструкцией.

-Датчик положения переключателя ПСМ

-Электродвигатель привода ГП-1М.

-Электродвигатель насоса-дозатора НДУ 10/10

-Счетчик ТОР 1-50

-Манометр ВЭ16-РБ-электроконтактный.

-Светильники ВЗГ-200 АМС.

-Датчик магнитоиндукционный, счетчик газа АГАТ-П.

-Обогреватель электрический ОЭВ-4.

1. При пуске групповой замерной установки в эксплуатацию производить промывку системы путем подключения всех скважин сначала к общему трубопроводу, затем через переключатель скважинный механический (ПСМ),причем самая высокодебитная скважина должна работать через сепаратор. Промывку необходимо

производить не менее 48 часов. Перед подключением скважин к сепаратору после кап. ремонта и сварочных работ на выкидных трубопроводах, следует производить промывку по байпасу в течение 24 часов.

2. Для замера дебита необходимо при помощи ПСМ продукцию одной из скважин направлять в сепаратор, а продукцию остальных скважин в общий трубопровод. В случае отказа системы автоматики, влекущего за собой нарушение технологического режима, оператор обязан перевести работу куста на ручное управление. При отказе в управлении ПСМ поток следует перевести на байпас.

3. Пропарку трубопроводов от скважин до ГЗУ следует производить при работающей скважине, чтобы температура образовавшейся среды была не более 100 градусов. Hа время пропарки ТОР-1-50 следует заменить катушкой.

4. Работы, связанные с разгерметизацией оборудования АГЗУ, необходимо производить в соответствии инструкций по выполнению газоопасных работ.

5. По окончании работ по ручному замеру дебитов скважин снять рукоятку ПСМ.

6. При длительном пребывании внутри помещения двери ГЗУ должны быть открытыми.

7. В зимний период скважины переводят на байпас. Жидкость из сепаратора и технологических линий АГЗУ спускается в дренажную емкость.

4. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ, ОХРАНА ТРУДА И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Мероприятия по охране труда на месторождении Кумколь

Характеристика опасных и вредных производственных факторов воздействующих на работника:

а) Физические опасные и вредные производственные факторы:

повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны;

повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;

повышенная напряженность электрического поля;

отсутствия и ли недостаток естественного света;

расположение рабочего места на значительной высоте относительно поверхности земли (пола);

б) Химические опасные и вредные производственные факторы:

токсические;

по пути проникновения в организм человека через органы дыхания.

При работе на установках необходимо выполнять общие требования правил техники безопасности, действующие на объектах нефтедобычи.

1. Устранение загазованности в технологических помещениях обеспечивается вентиляцией с забором из нижней зоны помещения. Перед входом в АГЗУ "Спутник" включить вентилятор не менее чем на 15 минут и только после этого входить в помещение.

При отсутствии эл. вентилятора перед входом в помещение на 15-20 минут открыть обе двери, проветрить помещение.

2. Запрещается хранить обтирочные и легковоспламеняющиеся материалы в помещениях установок АГЗУ.

3. Открытие шаровых кранов, задвижек, во избежание гидроудара, производить медленно, до выравнивания давления в емкости сепарационной и трубопроводах.

4. Все шаровые краны (задвижки) на трубопроводах тех скважин, которые не работают, должны быть в закрытом положении при всех режимах работы.

5. Hа АГЗУ "Спутник" красной краской должны быть выполнены надписи: "ГАЗ-ОСТОРОЖНО", класс взрываем ости "В-1А".

6. Категорически запрещается опрессовка АГЗУ "Спутник" пневмоиспытанием.

7. Электропроводка в помещении АГЗУ "Спутник" выполнена кабелем согласно ПУЭ-76 гл.УП-3 во взрывоопасных установках (в помещении и наружных).

Нефтегазодобывающие предприятия оснащены оборудованием, механизмами, приспособлениями и устройствами, позволяющими освободить рабочих от выполнения многих тяжелых операций, значительно облегчить труд и обеспечить его безопасность.

Особенности нефтяной промышленности обусловлены, прежде всего физическими и химическими свойствами нефти и нефтяного газа, их взрываемостью при определенных условиях и токсичностью.

Большинство работ связаны с применением технологических процессов, сопровождающихся возникновением высоких давлений.

Все эти особенности при несоблюдении определенных мер безопасности могут явиться причинами несчастных случаев.

Служба промышленной безопасности и охраны труда нефтегазодобывающего предприятия создается на предприятии для организации работы по обеспечению здоровых и безопасных условий труда работающим, предупреждению производственного травматизма, профзаболеваний и аварийности, соблюдению норм, правил, инструкций, законодательных и других нормативных актов по охране труда и промышленной безопасности.

Служба подчиняется непосредственно главному инженеру предприятия.

Организация и координация работы по созданию безопасных и здоровых условий труда, внедрение мероприятий по предупреждению производственного травматизма, профзаболеваний в структурных подразделениях. Проведение расследование несчастных случаев на производстве, аварий и пожаров, повлекших за собой несчастные случаи и осуществление контроля за выполнением мероприятий по их предупреждению.

Производственное обучение безопасным методам и приемам труда проводят в учебных лабораториях, мастерских, участках, цехах, рабочих местах, специально создаваемых на предприятиях, в учебных заведениях под руководством преподавателя, мастера (инструктора) производственного обучения или высококвалифицированного рабочего.

Обучение безопасности труда при подготовке рабочих по профессиям, к которым предъявляются дополнительные (повышенные) требования безопасности труда, завершается экзаменом по безопасности труда. При подготовке рабочих других профессий вопросы охраны труда включают в экзаменационные билеты по спецтехнологии и в письменные работы на квалификационных экзаменах. После обучения экзаменационная комиссия проводит проверку теоретических знаний и практических навыков. Рабочему, успешно прошедшему проверку знаний, выдают удостоверение на право самостоятельной работы. Рабочие, связанные с выполнением работ и обслуживанием объектов (установок, оборудования) повышенной опасности, а также объектов подконтрольных органам государственного надзора, должны проходить периодическую проверку знаний по безопасности труда в сроки, установленные соответствующими правилами.

Воздействие опасных физических факторов на работающих можно предупредить за счет выполнения таких мероприятий, как определение маршрутов движения машин и механизмов и обозначение их знаками и указателями, установление опасных зон работы подъемно-транспортных устройств и перемещения грузов с обозначением их знаками или ограждениями, оснащение их средствами звуковой и световой сигнализации; ограждение вращающихся частей и деталей кожухами, перилами, экранами; своевременная выбраковка ручного инструмента (молотков, кувалд, зубил и т.п.) и установка защитных ограждений на заточных станках, применение защитных очков, масок; заземление электрических машин и оборудования, использование защитных диэлектрических средств - перчаток, бот, ковриков, изолированных ручек. От воздействия повышенной температуры оборудования предохраняет теплоизоляция, а от высокого давления - установка защитных кожухов, перекрытие зон возможного прохода людей.