Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Оценка влияния разработки месторождения на уровень проседания

Оценка влияния разработки месторождения на уровень проседания

Геолого-геофизическая характеристика Керновского газоконденсатного месторождения, фильтрационно-емкостные свойства; нефтегазоносность района, перспективы. Оценка влияния разработки скважин на уровень дневной поверхности; технико-экономические показатели.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 31.05.2012
Размер файла 5,0 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Обводненность продукции скважин, %

Среднегодовые условия и качество подготовки газа, конденсата, нефти

рвх

ДКС,

МПа

рвх/Твх

в УКПГ

(ХС),

МПа/оС

рвых/Твых

с УКПГ

(ХС),

МПа/оС

рвх

в насосную,

МПа

Cодерж. С5+ в магистр. газе, г/м3 «сухого» газа

Коэф.

усадки

конденсата,

доли ед.

Коэф. Усадки ЖУВ, доли ед.

Всего

В том числе по нефт. скв.

газокон-

денсатных

нефтяных

1

47

48

49

50

51

52

53

54

55

56

57

2003

1,090

-

0,89

-

-

2,24/10,15

0,80/-1,7

1,62

7,3

0,800

0,800

2004

0,930

-

0,79

-

2,841)/6,61)/1,582)/6,52)

0,82/2,7

1,76

7,2

0,810

0,810

2005

1,204

-

1,07

-

-

2,821)/5,81)/1,772)/6,42)

1,07/3,53

1,88

7,4

0,810

0,810

2006

1,550

-

1,56

-

-

2,801)/4,191)1,562)/3,852)

1,02/1,64

2,00

10,0

0,810

0,810

2007

0,744

-

0,68

-

-

2,621)/4,271)

1,01/3,18

2,00

11,2

0,801

0,801

Продолжение таблицы 2. 2

Год

Номер протокола

Дата

утверждения

проекта

Добыча

промыслового газа, млн м3

Добыча нестабильного

конденсата, тыс.т

Фактическое

извлечение

"сухого" газа, млн м3

Коэф.,

учитыв.

газы стабилиза-

ции, ед.

Коэф.

извле-чения

"сухого"

газа, %

Остаточные

запасы "сухого"

газа,

млн м3

Коэф.

падения

годовой

добычи

газа, ед.

Темп годового отбора

от запасов, %

за период

факт.

суммарная

за период

факт.

суммарная

начальных

остаточных

Проект

Факт

Проект

Факт

за период

суммарное

Проект

Факт

Проект

Факт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

2003

26.06.2000

184,4

144,3492

12476,909

19,76

12,825

2182,97764

145,021

12813,404

1,0047

57,568

9539,04196

0,994

0,86

0,645

2,03

1,51

2004

25.10.2005

136,5

138,2993

12615,2083

13,68

13,138

2174,502

138,674

12952,078

1,0027

58,184

9400,36795

0,956

0,619

0,617

1,479

1,47

2005

128,7

133,522

12748,7303

12,24

12,82

2187,322

135,711

13087,79

1,0164

58,788

9264,65627

0,979

0,583

0,604

1,414

1,44

2006

129,5

117,7357

12866,466

12,48

10,827

2198,149

119,231

13207,021

1,0127

59,319

9145,42476

0,879

0,587

0,53

1,425

1,29

2007

93,3

110,8071

12977,2731

9,92

10,13

2208,279

112,194

13319,216

1,0125

59,818

9033,22992

0,941

0,423

0,499

1,04

1,23

Год

Фактическое извлечение С5+ из пласта, тыс. т

Коэффициент извлечения С5+ от начальных запасов, %

Остаточные запаcы С5+, тыс. т (от балансовых)

за период

суммарное

баланс

извлек.

Всего

в т.ч. в газовой фазе

1

19

20

21

22

23

24

2003

11,243

2019,062

26,286

59,612

5718,55

739,51

2004

11,632

2030,694

26,438

59,956

5706,81

788,51

2005

11,395

2042,089

26,586

60,292

5695,3

777,86

2006

9,942

2052,031

26,716

60,586

5685,26

762,42

2007

9,347

2061,378

26,837

60,861

5675,82

752,53

Продолжение таблицы 2. 2

Год

Содержание С5+ в продукции

скважин, г/м3 «сухого» газа

Пластовое давление в газо-

насыщенной части пласта, МПа

Фонд газоконденсатных скважин на конец года, ед.

Среднее,

всего

В том числе в газовой фазе пласта

Эксплуатационные

Действующие

Сред. коэф.

эксплуа-

тации

Сред. коэф.

использо-вания

Контрольно- наблюдат.,

пьезометри-

ческие

Проект

Факт

Проект

Факт

Проект

Факт

В том числе средне-годовой

Проект

Факт

среднее

на конец года

на конец года

на конец года

среднее

Проект

Факт

1

25

26

27

28

29

30

31

32

33

34

35

36

37

38

39

40

2003

75,90

78,30

78,30

78,30

8,73

7,97

7,97

6

10

6

6

5,180

0,906

0,494

3

4

2004

86,30

84,72

84,72

84,72

8,63

8,77

8,37

7

10

7

7

6,340

0,955

0,674

3

4

2005

81,80

84,80

84,80

84,80

8,30

8,51

8,64

7

10

6

7

7,440

0,940

0,744

3

4

2006

82,90

84,20

84,20

84,20

8,05

8,28

8,40

7

10

7

7

7,103

0,971

0,710

3

4

2007

91,90

84,14

84,14

84,14

9,06

8,11

8,20

7

9

7

7

6,730

0,961

0,735

3

4

Средний дебит промыслового газа, тыс. м3/сут

Депрессия на конец года, МПа

Устьевое давление на конец года, МПа

Проект

Факт

Проект

Факт

Проект

Факт

41

42

43

44

45

46

88,6

75,62

4,53

2,65

1,98

2,32

66,1

55,53

3,49

2,18

2,32

2,25

72,8

48,70

3,36

3,34

2,28

2,37

62,8

45,00

3,29

3,15

2,17

1,92

45,3

44,66

3,94

3,08

2,06

1,74

Год

Общепромысловый объем попутной воды, тыс.м3

Обводненность продукции скважин, %

Среднегодовые условия и качество подготовки газа, конденсата, нефти

рвх

ДКС,

МПа

рвх/Твх в УКПГ

(ХС), МПа/оС

рвых/Твых

с УКПГ (ХС), МПа/оС

рвх

в насосную, МПа

Cодерж. С5+ в магистр. газе, г/м3 «сухого» газа

Коэф. Усадки конденс., доли ед.

Коэф.

усадки

ЖУВ,

доли ед.

Всего

В том числе по нефт. скв.

газокон-

денсатных

нефтяных

1

47

48

49

50

51

52

53

54

55

56

57

2003

1,090

-

0,89

-

-

2,24/10,15

0,80/-1,7

1,62

7,3

0,800

0,800

2004

0,930

-

0,79

-

2,841)/6,61)/1,582)/6,52)

0,82/2,7

1,76

7,2

0,810

0,810

2005

1,204

-

1,07

-

-

2,821)/5,81)/1,772)/6,42)

1,07/3,53

1,88

7,4

0,810

0,810

2006

1,550

-

1,56

-

-

2,801)/4,191)1,562)/3,852)

1,02/1,64

2,00

10,0

0,810

0,810

2007

0,744

-

0,68

-

-

2,621)/4,271)

1,01/3,18

2,00

11,2

0,801

0,801

Год

Среднегодовые условия и качество подготовки газа, конденсата, нефти

Расход газа на газлифт, млн м3

Закачка газа в пласт, млн м3

Удельный выход, г/м3 промысл. газа

нестаб. конденсата

ЖУВ

на период

суммарная

1

58

59

60

61

62

2003

89,74

89,74

-

-

-

2004

95,94

95,94

8,749

-

-

2005

96,97

96,97

10,833

-

-

2006

92,88

92,88

9,673

2007

92,33

92,33

10,555

-

-

1) По высокодебитным скважинам.

2) По низкодебитным скважинам.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ КЕРНОВСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Обоснование расчетной методики прогноза показателей разработки

Добыча углеводородного сырья на месторождении в прогнозный период осуществляется из одного эксплуатационного объекта - газоконденсатной залежи.

Объектом исследования является залежь в старооскольских отложениях. Она является пластовой сводовой, тектонически и стратиграфически экранированной, с литологическим ограничением. ГВК отбивается на абсолютной отметке минус 4088 м. Этаж газоносности составляет 145 м. Глубина залегания залежи 4083 м.

На базе геологической модели создана фильтрационная геолого-технологическая модель залежи. Для расчета фильтрационных течений в продуктивной толще использовался программный комплекс "Протей", выполненный в трехмерной трехфазной трехкомпонентной постановке.

При использовании указанной модели для расчета технологических показателей разработки необходимо учесть:

· растворимость компонентов в фазах;

· неоднородность коллектора;

· гравитационные и капиллярные силы.

Сущность функционирования ПК "Протей", используемого для создания постоянно действующих геолого-технологических моделей, заключается в численном решении дифференциальных уравнений фильтрации трехфазной смеси в пористой среде, которые имеют вид:

, (3.1)

=В, Н, Г; k=Н2O, С5+, С1-4,,

где - плотность фазы “”; - массовая доля компонента “k” в фазе “”; - скорость фазы “”; - пористость; - насыщенность; - массовая плотность источника по компоненту “k”. Система дополняется замыкающими соотношениями, а также начальными и граничными условиями, что делает задачу корректной (т. е. имеющей, вообще говоря, единственное решение).

Замыкающие соотношения:

, . (3.2)

Начальные условия:

при t = 0 p = p(x, y, z),

sв = sв(x, y, z), (3.3)

sг = sг(x, y, z)

(в каждой точке пласта заданы начальные давление и насыщенности фазами).

Граничные условия:

- условие непроницаемости внешней границы , (3.4)

где - нормаль к внешней границе, - граница залежи.

В качестве закона движения выбирается обобщенный закон Дарси:

, (3.5)

где k - тензор абсолютной проницаемости; - относительная проницаемость по фазе “”; - динамическая вязкость фазы “”; - давление в фазе “”; - удельный вес фазы “”; H - гипсометрия.

Решение системы (3.1), дополненной (3.2 - 3.5), позволяет найти распре-

деление давления и насыщенностей фазами в пласте в каждый момент времени. Для численного интегрирования (3.1) использована полностью неявная разностная схема, на каждом шаге по времени разностные уравнения решались методом Ньютона, для решения систем линейных уравнений на каждой итерации использован обобщенный метод сопряженных градиентов.

Представленная методика решения обобщенных уравнений неразрывности для расчета прогнозных показателей разработки реализована в виде программного комплекса для ПЭВМ, прошедшего широкую апробацию при проектировании разработки реальных объектов Керновского месторождения.

3.2 Исходные данные для технологических расчетов

Для прогнозных расчетов показателей разработки газоконденсатного месторождения по описанной выше математической модели требовалась следующая исходная информация:

физико-химические свойства пластовых флюидов;

распределение коллекторских свойств в пределах продуктивной толщи;

продуктивность эксплуатационных скважин и технологические характеристики системы сбора продукции.

Гидродинамическая модель объекта была представлена семью слоями, распределение между которыми ёмкостного (mh) и фильтрационного (kh) параметров выбрано в соответствии с их статистическим распределением по вертикали.

Область фильтрации вписана в прямоугольник и покрыта координатной сеткой с постоянными шагами по осям Ox и Oy. Поскольку в продуктивной толще отмечается слоистая неоднородность, то для моделирования залежь разбита по вертикали на семь слоев. Разностная сетка содержит 180*195*7 узлов, размеры ячеек сетки составили: x = 50 м, y = 50 м. Вся модель занята газом, окруженным вокруг водой.

Коллекторские свойства пласта (пористость, проницаемость, эффективные толщины) и физико-химические свойства флюида (плотность фазы, вязкость фазы, массовая доля компонентов в фазах), фазовые проницаемости, капиллярные давления, а также сжимаемость коллектора в каждой точке разностной сетки находятся линейным интерполированием по заданным одно- и двумерным сеткам. Все слои геолого-физической модели имеют слабую сообщаемость между собой.

Распределение пористости, эффективных толщин, проницаемости и карта равных абсолютных глубин на представлены на рисунках 3.1 - 3.4.

3.3 Расчет технологических показателей разработки

Для целей исследования динамики проседания дневной поверхности рассмотрен вариант разработки центрального участка залежи.

Выбран элемент залежи, на примере которого проводились расчеты (рисунок 3.5 - 3.6)

Предусматривает разработку месторождения фондом в 4 скважины. Все скважины вертикальные. Расположение скважин равномерное (рисунок 3.5). Общая схема скважин на месторождении представлена на рисунке 3.6.

Период прогноза составляет 30 лет. Разработка месторождения ведется на режиме истощения. Прогнозные технологические показатели разработки рассчитаны на гидродинамическом программном комплексе «Протей».

Результаты гидродинамических расчетов технологических показателей разработки приведены в таблице 3.3.

Рисунок 3.1 - Распределение пористости (слой 0)

Рисунок 3.2 - Распределение песчанистости (слой 0)

Рисунок 3.3 - Карта равных абсолютных глубин (слой 0)

Рисунок 3.4 - Распределение проницаемости (слой 0)

Рисунок 3.5 - Схема размещения скважин на элементе залежи

При прогнозировании показателей постоянный отбор скважин составлял: по газу 2 скважины(№ 36 и 37) по 500,00 тыс. м3/сут и еще 2 (№ 34 и 35) по 300,00 тыс. м3/сут; по конденсату (С5+) - 184,67 т/сут.

Накопленная добыча газа за весь прогнозный период разработки составляет 17,280 млн м3, конденсата - 4101,879 тыс. т, коэффициенты извлечения газа - 0,528, конденсата - 0,339. Сводная таблица технологических показателей по периодам разработки представлена в таблице 3.2.

3.4 Анализ расчетных коэффициентов извлечения газа и конденсата

В расчетах за 30 лет разработки коэффициент извлечения газа достигает максимума (0,528), который предусматривает разработку месторождения на истощение 4 добывающими скважинами, с максимальными годовыми уровнями добычи газа 576,00 млн м3/год и конденсата 211,03 тыс. т/год.

Рисунок 3.6 - Схема размещения расчетного участка

Таблица 3.2

Сводная таблица технологических показателей разработки

Показатели

Единица измерения

Период

за 5 лет

за 10 лет

за 15 лет

за 30 лет

Максимальный уровень добычи: газа,

млн м3/год

576

576

576

576

конденсата

тыс. т/год

211,03

211,03

211,03

211,03

Суммарный отбор на конец периода разработки:- газа,

млн м3

2880

5760

8640

17280

- конденсата

тыс. т

867,89

1789,30

2573,07

4101,88

Среднегодовой дебит газа в период постоянной добычи

тыс м3/сут

335,34

Среднегодовой дебит кондесата в период постоянной добычи

млн м3

0,115

0,101

0,085

0,041

Количество скважин

ед.

4

4

4

4

Давление в зоне отборов на конец периода

МПа

39,38

35,20

30,98

18,84

Содержание С5+ на конец периода

г/м3 «сухого» газа

344

302

252

122

Коэффициент извлечения газа, достигнутый к концу периода

доли ед.

0,09

0,18

0,26

0,53

Коэффициент извлечения конденсата, достигнутый к концу периода

доли ед.

0,07

0,15

0,21

0,34

Таблица 3.3

Показатели разработки Керновского месторождения

Годы

Отбор

Дебит среднегодовой

Годовой темп отбора газа от НГЗ, %

Извлечение газа, %

Извлечение конденсата от НГЗ, %

Содержание конденсата, г/м3

Количество добывающих скважин

Депрессия, МПа

Давление, МПа

газа млн .м3

конденсата (C5+), тыс. т

пластовое, в зоне отборов

устьевое

годовой

накопл.

годовой

накопл.

газа тыс. м3/сут

конденсата, т/сут

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

1

576

576

211,028

53,900

464,142

170,046

0,02

0,02

0,004

366,37

4

0,236

42,525

0,0

2

576

1152

208,389

262,289

464,142

167,920

0,02

0,04

0,022

361,79

4

0,246

41,754

0,0

3

576

1728

205,412

467,700

464,142

165,521

0,02

0,05

0,039

356,62

4

0,252

40,974

0,0

4

576

2304

202,005

669,706

464,142

162,776

0,02

0,07

0,055

350,70

4

0,257

40,183

0,0

5

576

2880

198,182

867,888

464,142

159,696

0,02

0,09

0,072

344,07

4

0,262

39,380

0,0

6

576

3456

193,986

1061,874

464,142

156,314

0,02

0,11

0,088

336,78

4

0,267

38,566

0,0

7

576

4032

189,437

1251,311

464,142

152,649

0,02

0,12

0,103

328,88

4

0,271

37,741

0,0

8

576

4608

184,579

1435,890

464,142

148,734

0,02

0,14

0,119

320,45

4

0,274

36,905

0,0

9

576

5184

179,421

1615,310

464,142

144,577

0,02

0,16

0,133

311,49

4

0,276

36,058

0,0

10

576

5760

173,991

1789,301

464,142

140,202

0,02

0,18

0,148

302,07

4

0,276

35,202

0,0

11

576

6336

168,308

1957,609

464,142

135,623

0,02

0,19

0,162

292,20

4

0,276

34,337

0,0

12

576

6912

162,518

2120,127

464,142

130,957

0,02

0,21

0,175

282,15

4

0,276

33,491

0,0

13

576

7488

156,786

2276,914

464,142

126,339

0,02

0,23

0,188

272,20

4

0,275

32,657

0,0

14

576

8064

150,997

2427,911

464,142

121,674

0,02

0,25

0,201

262,15

4

0,273

31,821

0,0

15

576

8640

145,163

2573,074

464,142

116,972

0,02

0,26

0,213

252,02

4

0,271

30,982

0,0

16

576

9216

139,301

2712,375

464,142

112,249

0,02

0,28

0,224

241,84

4

0,268

30,140

0,0

17

576

9792

133,436

2845,811

464,142

107,523

0,02

0,30

0,235

231,66

4

0,265

29,296

0,0

18

576

10368

127,609

2973,420

464,142

102,828

0,02

0,32

0,246

221,54

4

0,261

28,453

0,0

19

576

10944

121,853

3095,274

464,142

98,190

0,02

0,33

0,256

211,55

4

0,257

27,613

0,0

20

576

11520

116,204

3211,478

464,142

93,637

0,02

0,35

0,265

201,74

4

0,254

26,776

0,0

21

576

12096

110,692

3322,169

464,142

89,196

0,02

0,37

0,275

192,17

4

0,250

25,944

0,0

22

576

12672

105,338

3427,507

464,142

84,881

0,02

0,39

0,283

182,88

4

0,246

25,118

0,0

23

576

13248

100,163

3527,669

464,142

80,711

0,02

0,40

0,291

173,89

4

0,242

24,300

0,0

24

576

13824

95,184

3622,854

464,142

76,700

0,02

0,42

0,299

165,25

4

0,239

23,490

0,0

25

576

14400

90,419

3713,273

464,142

72,860

0,02

0,44

0,307

156,98

4

0,235

22,689

0,0

26

576

14976

85,881

3799,154

464,142

69,203

0,02

0,46

0,314

149,10

4

0,232

21,898

0,0

27

576

15552

81,567

3880,721

464,142

65,726

0,02

0,48

0,321

141,61

4

0,229

21,118

0,0

28

576

16128

77,486

3958,207

464,142

62,438

0,02

0,49

0,327

134,52

4

0,227

20,347

0,0

29

576

16704

73,640

4031,847

464,142

59,339

0,02

0,51

0,333

127,85

4

0,225

19,588

0,0

30

576

17280

70,032

4101,879

464,142

56,432

0,02

0,53

0,339

121,58

4

0,223

18,840

0,0

геологический газоконденсатный скважина поверхность

Рисунок 3.8 - Динамика годовых отборов газа и конденсата

Рисунок 3.9 - Динамика накопленных отборов газа и конденсата

Рисунок 3.10 - Динамика пластового давления и содержания C5+ в пластовом газе

3.5 Проседание дневной поверхности месторождения

3.5.1 Теоретические основы

Разработка нефтяных и газовых месторождений сопровождается процессами деформирования коллекторов и вмещающих пород, что может проявляться на земной поверхности в виде её оседания.

Мировой опыт говорит о том, что оседание земной поверхности может составлять от нуля и первых сантиметров до десятков метров.

Непосредственной причиной деформации горных пород при добыче углеводородов является падение пластового давления вследствие добычи флюидов. Снижение пластового давления нарушает сложившийся баланс сил в горном массиве и вызывает дополнительную нагрузку на матрицу коллектора, что является причиной его уплотнения и деформаций окружающих пород.

Разработка почти всех газовых месторождений производится при режимах истощения. Характерной особенностью всех режимов истощения (кроме гравитационного) является быстрое снижение пластового давления в ходе разработки месторождения. Соответственно, в этот период происходят наибольшие деформации пластов - коллекторов и вызванные этим деформации окружающих пород и земной поверхности. Таким образом, рассмотрение режимов истощения представляет наибольший интерес для прогноза деформаций земной поверхности при разработке залежей углеводородов.

Как известно, промышленные запасы нефти и газа сосредоточены в коллекторах, представленных главным образом осадочными породами.

При погружении осадочных пород на большие глубины происходит их уплотнение. Изменение физических свойств горных пород в зависимости от глубины залегания и их деформации, происходившие в течение длительного геологического времени, изучаются по керну в лабораторных условиях. Результаты этих исследований имеют большое значение для определения упругих изменений свойств коллекторов в процессе разработки месторождений углеводородов.

Изменения физических свойств при упругой или другой деформации сцементированных коллекторов, происходящей без разрушения механических связей в скелете породы, обусловлены, главным образом, объемными деформациями порового пространства и породообразующих минералов, которые происходят под влиянием горного и пластового давлений.

Изменения физических свойств коллекторов нефти и газа под влиянием горного () и пластового давлений (Р) связано с их деформациями.

Теоретические исследования сжимаемости различных коллекторов позволили установить, что сжимаемость пор насыщенных флюидом коллекторов зависит от величины эффективного напряжения ( - Р), под действием которого происходит деформация скелета горной породы.

Горное давление, определяемое, как правило, массой пород, залегающих над продуктивным пластом, частично уравновешивается давлением жидкости или газа в порах пласта, а остальное воспринимает на себя скелет породы пласта. При снижении пластового давления величина остатка воспринимаемого скелетом породы увеличивается (этот остаток, т.е. разность между горным давлением и пластовым, называют эффективным вертикальным напряжением или эффективным давлением в породе пласта). Увеличение эффективных вертикальных напряжений сверх предела, обусловленного прочностью цемента на контактах между зернами скелета породы, вызывает перемещение зерен друг относительно друга. Зерна как бы вдавливаются в пористое пространство, следствием этого является снижение пористости, проницаемости, прочности контактов между зернами и т.д. Влияние это проявляется в уменьшении толщины пласта (так называемое уплотнение пласта) и проседание земной поверхности над разрабатываемым месторождением.

Из - за уплотнения пласта при эксплуатации скважин могут быть нарушения целостности обсадных колонн и целый ряд других осложнений.

Величины упругих (обратимых) деформаций пористых тел при всестороннем сжатии могут быть вычислены аналитически с помощью системы уравнений, в каждое из которых входит коэффициент сжимаемости породы (п). Поэтому вопросу практических и теоретических экспериментальных исследований п необходимо уделять особое внимание.

Коэффициент сжимаемости твердой фазы характеризует сжимаемость минеральных зерен, слагающих скелет породы.

Все экспериментальные исследования коэффициентов сжимаемости пор коллекторов, о которых пойдет речь в дальнейшем, будут представлены в зависимости от эффективного напряжения.

При таком представлении данных абсолютное значение давления жидкости, насыщающей образец (если давление в процессе изменения остается постоянным), не оказывает существенного влияния на величину коэффициента сжимаемости пор породы. Теоретически этот вывод относится к породам, в которых механические свойства сцементированного скелета не зависят от величины пластового давления. Сцементированные коллекторы с гранулярным типом пористости (например, кварцевые песчаники) наиболее полно отвечают данному требованию. Имеются сведения, что низкопористые карбонатные породы обнаруживают свойства упрочняться под действием гидростатического сжатия. Это упрочнение становится заметным при высоких давлениях. Многократными экспериментальными исследованиями на различных образцах гранулярных коллекторов было показано, что при пластовых давлениях 0-15 МПа не обнаруживается заметного изменения коэффициента сжимаемости, если они сопоставляются для одинаковых эффективных напряжений. По-видимому, при пластовых давлениях, характерных для нефтяных и газовых месторождений, упрочнение породообразующих минералов проявляется незначительно. Это дает основание выражать величину коэффициента сжимаемости пор в зависимости от эффективного напряжения даже тогда, когда экспериментальное изучение проводится при нулевом избыточном давлении жидкости в образце, которое рассматривается как частный случай конечного давления жидкости в порах породы.

Теоретические исследования также показали, что сжимаемость коллекторов может зависеть от структуры порового пространства и механических свойств зерен, слагающих породу.

Для всех изученных осадочных пород наблюдается закономерное уменьшение коэффициента сжимаемости пор п с возрастанием внешнего давления на скелет породы, которое является аналогом эффективного напряжения.

Кроме того, величина коэффициента п является сложной функцией петрографического состава горной породы. Однотипные по своему петрографическому составу горные породы имеют различные значения п.

Наибольшее различие в коэффициентах п однотипных пород наблюдаются при низких напряжениях. С увеличением эффективного напряжения различие между величинами п нивелируются.

Существует несколько способов определения коэффициентов сжимаемости: 1 - экспериментальным путем (наиболее точный метод) и 2 - оценочное определение расчетным путем.

В небольшом интервале начальных напряжений сцементированные породы подчиняются закону Гука и в приближении можно рассматривать их как сплошные однородные тела. Тогда становится справедливым уравнение из теории упругости:

ск = 3*(1-2ск)/Еск ,

где ск - коэффициент сжимаемости породы, ск - коэффициент Пуассона породы, Еск - модуль Юнга породы, найденный при давлениях близких к нулю.

Сжимаемость породы можно характеризовать:

- изменением объема образца породы, отнеся это изменение к первоначальному его объему:

,(3.6)

- изменением объема порового пространства, отнеся это изменение к первоначальному объему пор:

,(3.7)

- изменением объема порового пространства, отнеся это изменение к начальному объему всего образца породы:

(3.8).

Коэффициент сжимаемости пор в объеме породы связан с коэффициентами открытой пористости (Кп) и сжимаемости пор (п) выражением:

(3.9).

Относительное изменение объёма порового пространства под воздействием эффективного напряжения на скелет породы описывается выражением /3/:

,(3.10)

где Vп - изменение объема пор, Vо - первоначальный объем образца, Vп - первоначальный объем пор.

Так же с коэффициентом сжимаемости /3/:

,(3.11)

где - эффективное вертикальное напряжение.

3.5.2 Расчет проседания уровня дневной поверхности

В качестве объекта исследования был взят элемент залежи с 4 добывающими скважинами. В качестве исходных данных использовались карты гипсометрии, пористости, проницаемости, песчанистости.

Горное давление определялось по формуле

Pгорн.=2.3?h?10-4?g, (3.12)

где h - глубина залегания, м; g - ускорение свободного падения равное 9,81 м/с2

Изменение эффективного давления определено из выражения:

Pэф.= Pгорн.- Pпл. (3.13)

где Pгорн. и Pпл. - соответственно горное и пластовое давления, МПа.

Из данных, приведенных в литературных источниках [2,3] с учетом эффективного давления определялся коэффициент сжимаемости в:

в=-2.27?ln(Pэф.)+9.2 (3.14)

Связь деформации земной поверхности h (просадки, превышения) с деформацией пласта-коллектора на глубине, обусловленного вариацией пластового давления описывается формулой:

h = в ?Рэф?hэф.?0.095 ,(3.15)

Где в - коэффициент сжимаемости, 1/Па; hэф - эффективная газонасыщенная толщина породы, м; Рэф. - эффективное давление, МПа.

Исходя из расчетов при пластовом давлении 31,13 МПа коэффициент в равен нулю, это означает, что при последующем снижении давления коллектор остается несжимаемым до конца разработки месторождения.

На первом этапе работы был выполнен расчет с учетом средних по залежи значений текущего Pпл. и hэф. По результатам расчетов получена следующая динамика h, представленная на рисунке 3.16.

Рисунок 3.16 - Динамика среднего значения проседания уровня земной поверхности по залежи

По графику можно отметить наличие характерной точки, которая свидетельствует, что с 11 года коллектор остается несжимаемым.

Динамика проседания земной поверхности за каждые 5 лет разработки представлена в таблице 3.5.

Таблица 3.5

Снижение уровня по этапам разработки в среднем по залежи

За 5 лет

за 10 лет

за 15 лет

За период, мм

Суммарное проседание, мм

За период, мм

Суммарное проседание, мм

За период, мм

Суммарное проседание, мм

62,12

62,12

17,76

79,88

0,21

80,09

В пересчете на 1 м эффективной толщины величина усадки составила: за 5 лет - 0,428 мм/м, за 5 - 10 лет - 0,551 мм/м, за 10 - 15 лет - 0,552 мм/м.

Среднее по залежи проседание не дает полного представления об изменении (уровня) толщины по площади рассматриваемого объекта в процессе разработки. С этой целью были выполнены расчеты по каждой ячейке для каждого слоя (от 0 до 6) разностной сетки.

Для наглядности дальнейших расчетов было построено трехмерное изображение распределения эффективных газонасыщенных толщин залежи (рисунок 3.17)

Расчет проседания производился с использованием Microsoft Excel. В каждой ячейке были рассчитаны на текущий момент времени значения эффективного давления Pэфijk, коэффициента сжимаемости вijk и значение проседания Дhijk. По формуле 3.15 рассчитывается Дhijkt для каждой ячейки, после чего Дhэф.t определялся как сумма по слоям на текущий момент времени t

(3. 12)

где i и j номера ячеек по x и y, k - номер слоя; t - текущий момент времени.

Рисунок 3.17 - Распределение эффективных газонасыщенных толщин участка залежи

Рисунок 3.18 - Проседание уровня дневной поверхности по элементу залежи за 30 лет.

, (3.13)

где t - временные периоды 5, 10, 15 лет; Т - весь расчетный период.

По результатам построено трехмерное изображение проседания по элементу залежи (рисунок 3.18).

На основе карты распределения эффективных толщин была построена схема проседания, а так же график профиля проседания разреза по линиям скважин. Согласно схеме 3.19, профиль проседания вдоль простирания проходил по линии 1 (вдоль оси x = 99), отмеченной красным цветом, а профиль в крест простирания - по линии 2 (вдоль оси y = 112) - синим.

Выбор этих профилей базировался на том, что максимальное проседание возможно в сводовой части залежи (в области наибольших эффективных насыщенных толщин). Второй момент - это симметричность расположения профиля проседания. Полученные профили по элементу залежи возможного проседания за периоды разработки вдоль простирания представлены на рисунке 3.20, а на рисунке 3.22 представлены профили проседания в крест простирания.

Наличие этих профилей, а, следовательно, и максимальных градиентов понижения уровня земной поверхности, необходимо при проектировании зданий и сооружений, а также других промысловых объектов и трубопроводов. Для строительства геодинамического полигона, цель которого отслеживать изменения уровня земной поверхности для техники безопасности производственных процессов, необходимо определить значение изменения уравнения поверхности. Для этого, исходя из полученной зависимости коэффициента сжимаемости пор от эффективного давления и динамики пластовых давлений, определялась динамика изменения эффективной газонасыщенной толщины.

Рисунок 3.19 - Схема простирания профилей вдоль и в крест на сетке расположения скважин

Динамика проседания связана с темпом снижения Рпл., что в свою очередь связано с темпом отбора газа. Наращивание уровня отборов газа влияет на динамику снижения уровня дневной поверхности.

Результаты расчетов максимального проседания представлены в таблице 3.6.

В районе максимальной эффективной толщины наибольшее снижение уровня дневной поверхности. В среднем по залежи проседание доходит до 80 мм на 11 год разработки и по площади в конкретном узле максимум достигает на 15 год до 950 мм.

Таким образом, конечный уровень проседания достиг почти 1 м, что является критическим значением по технике безопасности. Следовательно, для обеспечения безопасности работников, охраны недр, объектов окружающей природной среды, нефтегазодобычи, инженерных сооружений необходимо заложение геодинамического полигона, с помощью которого будет осуществляться количественная оценка горизонтальных и вертикальных составляющих векторов движения в исследуемых точках.

Таблица 3.6

Результаты расчетов по элементу залежи

Максимальное значение проседания

Показатели

за 5 лет

за 10 лет

за 15 лет

Вдоль, см

60,2

91,2

95,2

В крест, см

55

83

86

На графиках 3.21, 3.23 отображено динамика пластового давления (3 слой) по линиям I и II за периоды разработки. Из него видно, что прогибы линий приходятся на ячейки, где расположены скважины.

Рисунок 3.20 - Профиль проседания дневной поверхности вдоль простирания по линии 1

Рисунок 3.21 - Профиль пластового давления вдоль простирания по линии 1

Рисунок 3.22 - Профиль проседания дневной поверхности в крест простирания по линии 2

Рисунок 3.23 - Профиль пластового давления в крест простирания по линии 2

4. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

4.1 Идентификация потенциальных опасностей Керновского месторождения

4.1.1 Анализ воздействия объекта на условия труда

Анализ возможных опасных и вредных производственных факторов на Озёрновском месторождении представлен в таблице 4.1. Основные причины и последствия опасностей представлены в таблице 4.2. Возможные аварийные ситуации, их причины и последствия даны в таблице 4.3.

Таблица 4.1

Анализ возможных опасных и вредных производственных факторов

Опасные и вредные факторы

Источник

Возможные причины

Основные параметры

Время существов. опасности

Возможные последствия

1

2

3

4

5

6

Разр. конструкции

Трубопровод

Потенциальная энергия газа,

находящегося под давлением

Р = 0,8 - 7,0 МПа

Постоянно

Травмирование выбросом жидкости и газа под высоким давлением, осколками технического оборудования

Фонтанная арматура

Запорно-регулирующая арматура

Повышенное или пониженное барометрическое давление в

рабочей зоне и его резкое изменение

Манифольд

Потенциальная энергия жидкости, находящейся под давлением

Р=1,5 МПа

Постоянно

Травмирование выбросом жидкости под высоким давлением

Движущиеся машины и

механизмы

Компрессорная сжатого воздуха, метанольная насосная

Кинетическая энергия при

контролируемом и неконтрол.

движении

Р = 0,8 - 6,0 МПа

Периодически, круглосуточно

Защемление или раздавливание; порезы; отрезание или разрубание;

захват или наматывание;

затягивание или задерживание;

попадание под удар

Строительная техника (подъёмные агрегаты, бульдозеры)

V = 20 м/с

М = 20 т

8 часов

Повышенный уровень шума на рабочем

месте

Трубопровод

Движение жидкости в трубопроводе

L = 89 дБ

Постоянно

Продолжительные повреждения слуха (потерю остроты слуха); звон в ушах; утомляемость, стресс; ослабление внимания;

создание помех речевым сообщениям, звуковым сигналам и т.д.

Буровые насосы

Работа внутренних деталей

Дизельные двигатели

Работа внутренних деталей

Повышенный уровень вибрации

Дизельный двигатель

Возвратно-поступательное движение элементов системы или

системы в целом.

Постоянно

Неврологические и суставные расстройства; остеоартрит

Вибросита

Возвратно-поступательное движение элементов системы

Повышенная напряженность электрического поля

Техника, электрообору-дование

Нарушение техники безопасности при работе с электрооборудованием, неисправность оборудования

В рабочее время

Пожар, ожог, летальный исход

Недостаточная освещённость рабочей зоны

Недостаточное количество осветительных элементов

Отключение электроэнергии

2 часа

Различные травмы, ушибы

Загрязнение осветительных элементов

1 час

Повышенная температура поверхностей оборудования

Дизельный двигатель

Воздействие высокой температуры в рабочей зоне.

Постоянно

Перегрев,ожоги

Загазованность воздуха рабочей зоны

Техника

Потери газа

В рабочее время

Отравления, пожары, взрывы

Повышенная запыленность воздуха рабочей зоны

Техника

Сварочные работы

В рабочее время

Проф. заболевания

Пониженная температура воздуха рабочей зоны

Климатические условия

Нарушение техники безопасности при ведении работ в зимнее время

В зимний период

Обморожение, переохлаждение, летальный исход

Таблица 4.2

Основные причины и последствия опасностей

Группа опасностей

Основные причины

Возможные последствия

1

2

3

Механические опасности

Форма поверхностей режущих элементов, острых кромок, остроконечных деталей (даже если эти части не движутся);

Относительное положение движущихся деталей, которые, например, могут создать зоны затягивания, раздавливания, пореза;

Масса и устойчивость (потенциальная энергия деталей, которые могут двигаться под влиянием сил тяжести);

Масса и скорость (кинетическая энергия частей при контролируемом и неконтролируемом движении);

Недостаточная механическая прочность, которая может привести к опасным поломкам или разрывам;

Потенциальная энергия упругих элементов (пружин), жидкостей или газов, находящихся под давлением или в вакууме;

Ускорение.

Машины и механизмы

Защемление или раздавливание;

Порезы, отрезание или

разрубание;

Захват или наматывание;

Затягивание или задерживание;

Попадание под удар;

Поверхностное повреждение наружных тканей под действием трения;

Травмирование выбросом газа и жидкости под высоким давлением.

Электрические опасности

Соприкосновение человека с токоведущими деталями, которые обычно находятся под напряжением (прямой контакт);

Детали, которые в неисправном состоянии находятся под напряжением, особенно при повреждении (пробое) изоляции (косвенный контакт);

Приближение человека к токоведущим деталям, особенно в зоне высокого напряжения;

Изоляция, которая непригодна для предусмотренных условий эксплуатации;

Травмирование или смерть от поражения электрическим током

1. Электростатические процессы, как, например, при соприкосновении человека с заряженными деталями;

6. Термическое излучение или процессы, как, например, выброс расплавленных частиц, химические процессы при коротких замыканиях, перегрузки.

Шум

1. Вибрации поверхностей машин и оборудования, а также одиночные или периодические удары в сочленениях деталей, сборочных единиц или конструкций в целом;

2. Стационарные и не стационарные процессы в жидкостях (гидравлические удары, турбулентность потока и др.);

3. Стационарные или нестационарные процессы в газах (истечение сжатого воздуха или газа из отверстий; пульсация давления при движении потоков воздуха или газа в трубах или при движении в воздухе тел с большими скоростями, горение жидкого или распыленного топлива в форсунках к др.);

4. Колебания элементов электромеханических устройств под влиянием переменных магнитных сил (колебания статора и ротора электрических машин, сердечника трансформатора и др.).

1. Продолжительные повреждения слуха (потеря остроты слуха);

2. Звон в ушах;

3. Утомляемость, стресс и т.д.;

4. Нарушение равновесия, ослабление внимания;

5. Создание помех речевым сообщениям, звуковым сигналам и т.д.

Вибрация

1. Возвратно-поступательное движение элементов

системы или системы в целом;

2. Неуравновешенные вращающиеся массы;

3. Ударные процессы

1. Неврологические и суставные расстройства;

2. Остеоартрит и др.

Излучение видимого спектра

работа в тёмное время суток;

работа в помещениях с отсутствием световых проёмов;

отсутствие или недостаточность источников искусственного света;

наличие затенённых рабочих зон;

наличие в поле зрения работающих светящихся или отражающих поверхностей;

колебания освещённости вследствие резких изменений напряжения в сети

травмирование;

развитие дефектов зрения;

утомляемость;

снижение работоспособности и др.

Повышенная запылённость и загазованность воздуха рабочей зоны

1. взрывные, буровые работы, очистка забоев

2. сварочные работы

3. Потери газа

1. профессиональные заболевания

2. отравления, пожары, взрывы

Тепловые опасности

соприкосновение с предметами или материалами с экстремальными температурами, вызванными пламенем или взрывом, а также излучением источников тепла

воздействие высокой или низкой температуры в рабочей зоне.

перегрев;

переохлаждение;

ожоги;

обморожения.

Таблица 4.3

Возможные аварийные ситуации, их причины и последствия

Возможные аварийные ситуации

Причины возникновения аварийных ситуаций

Последствия

1

2

3

Обрыв насоса

Коррозия

Приостановление работы скважины

Взрыв лубрикатора

Повешенное давление

Травмирование или смерть

Прихват бурильного оборудования

Отсутствие смазочных добавок, высокая фильтрация, нарушение режима промывки скважины, остановка инструмента в открытом стволе без движения длительное время

Потери части КНБК в скважине; затраты на перебуривание

Выход из строя сепараторов

Негерметичность соединений, уплотнений, коррозионные процессы, дефекты составных частей

Возможный выброс газа и попутной воды. При возникновении аварии весь газ сбрасывается на факел.

Потенциальный объем утечки нефти равен объему одного или более сепараторов.

Таблица 4.4

4.1.2 Анализ чрезвычайных ситуаций

Чрезвычайная ситуация

Источники чрезвычайной ситуации

Характер чрезвычайной ситуации

Последствия чрезвычайной ситуации

1

2

3

4

Пожар

1. Недопустимое количество скопившегося газа

2. Утечка сероводорода

Локального значения - площадь возгорания охватывает территорию объекта

Пожар, разрушение зданий и сооружений, ожоги, летальные исходы

Стихийные бедствия природного характера (большое количество осадков; дождь, снег, сильные ветра, низкие температуры)

Природно-климатические условия

Локального значения на территории объекта

Приводят к авариям автотранспорта, повреждению линий электропередач, остановке оборудования в результате низких температур, переохлаждению, обморожению

Производственная или транспортная катастрофа

Аварии при выходе из строя оборудования, крупная автотранспортная авария

Локального значения

на территории объекта

местного значения - на территории населенного пункта, в котором расположен объект

Человеческие жертвы, материальный ущерб

Аварии на трубопроводах, вызвавшие выброс большой массы транспортирующих веществ и загрязнение ими окружающей среды

Трубопроводы

Локального значения - 100 тонн, площадь разлива охватывает территорию объекта местного значения - 500 тонн, площадь разлива охватывает территорию населенного пункта

Загрязнение почвенного покрова, растительности, атмосферного воздуха, а также поверхностных и подземных вод; отравление работающих парами нефтепродуктов

4.1.3 Анализ воздействия объекта на окружающую среду

4.1.3.1 Анализ состояния территории

В географическом отношении месторождение располагается в пределах Печорской низменности. Местность представляет собой всхолмленную равнину с абсолютными отметками от +110 до +210 м над уровнем моря. В пониженных частях рельефа широко развиты болота, затрудняющие проходимость транспортных средств.

Площадь покрыта хвойными лесами с незначительной примесью лиственных пород. Заболоченные участки бедны растительностью и покрыты мхами, ягодниками. Животный мир довольно представительный.

Гидрографическую сеть района образуют притоки реки Печора, а также мелкие речки и ручьи. Основными источниками питания поверхностных водотоков являются грунтовые воды и атмосферные осадки, аккумулирующиеся в пределах заболоченных участков. Реки замерзают в ноябре, болота в конце декабря.

Климат района континентальный, с прохладным коротким летом и длительной умеренно-суровой зимой. Температура воздуха колеблется от плюс 34°С до минус 53°С. Среднегодовое количество осадков составляет 525 мм. Большая часть осадков (около 70%) приходится на теплый период года.

Для водоснабжения промышленных объектов на месторождении можно использовать подземные воды нижнего среднеюрского и среднечетвертичного водоносных комплексов, залегающих в интервале 40 ч 320 м. Район месторождения располагает достаточными запасами строительных материалов: глины, гравия, песка, бутового камня и древесины, которые обеспечивают нужды освоения месторождения.

4.1.3.2 Анализ воздействия объекта на окружающую среду

Технологические объекты разработки месторождения оказывают влияние на все элементы природной среды: атмосферу, почво-грунты, растительность и животный мир. Основными источниками выбросов в атмосферу являются:

- скважины, технологические установки и резервуары;

- факельное сжигание, выпуск и продувка газа;

- работа двигателей внутреннего сгорания;

- пыль, поднимаемая летом транспортными средствами;

- утечки газа и испарение легких углеводородов.

В атмосферу могут попадать углекислый газ, окись углерода, окислы азота, сернистые соединения, метан, метанол, летучие компоненты деэмульгаторов и ингибиторов коррозии, сажа и др. Основными источниками загрязнения водоемов являются пластовые воды; буровые растворы и жидкости для ремонта скважин; технические и сточные воды, включая бытовые.

Земляные работы могут сильно изменить существующую систему стока, а это, в свою очередь, может привести к изменениям в растительном покрове и живой природе. Технологические процессы на промысле могут быть источником загрязнения водоемов. К возможным воздействиям разработки месторождения на почву (грунт) относятся:

- эрозия в результате изменения наклона поверхности и образования запруд воды;

- изменения условий стока вод;

- изменения полигональных структур;

- загрязнение в результате сбросов, утечек, дренажа и случайных разливов, связанных с эксплуатацией промысловых объектов.

Уничтожение растительного покрова или изменения в его составе происходят при строительстве кустов для бурения и эксплуатации скважин, промысловых сооружений, дорог и вспомогательных объектов.

Изменения видового состава могут привести к изменению энергетического баланса и циркуляции питательных веществ. Серьезность последствий зависит от структуры местообитания флоры.

К наиболее значительным воздействиям разработки месторождений на животный мир относятся:

- прямая потеря и изменение мест обитания (на территории месторождения);

- нарушение мест обитания;

- вытеснение с мест обитания (в районе месторождений);

- преграждение доступа к местам обитания (региональный эффект);

Характеристики выбросов, сбросов и отходов представлены в таблицах 4.5-4.7

Таблица 4.5

Выбросы в атмосферу

Наименование выброса

Количество образования выбросов по видам (т/год)

Условие (метод) ликвидации обезвреживания, утилизации

Установленная норма содержания загрязнения в выбросах, т/год

Периодичность выбросов

1.

Испарение углеводородов с поверхности при разливах

43,86

Задвижки и другая запорная арматура, нефтесборщики, обработка загрязненного участка сорбентом

<200

При авариях

2.

Выбросы вредных веществ

365,47

Установка фильтров

<1000

При работе

3.

Выбросы от факела

117,53

Установка насадок

<200

Постоянно

4.

Выбросы вредных веществ при бурении

19,32

Обработка загрязненного участка сорбентом

<200

При работе

5.

Выбросы от котельных:

Установка фильтров

При работе

оксид углерода

119,75

<518,9

углеводороды

19,44

<101,1

диоксид азота

263,46

<99,33

диоксид серы

1,581

<3,25

Таблица 4.6

Сточные воды

Наименование стока

Условия (метод) ликвидации, обезвреживания, утилизации

Периодичность сбросов

Кол-во

(т/год)

1.

Хозяйственно-бытовые стоки

Стоки попадают в колодцы системы канализации и далее по трубопроводам от колодца к колодцу идут на очистные сооружения, где они проходят очистку и обеззараживание

Постоянно

30,08

2.

Талые и дождевые стоки

Периодически

1000

3.

Промстоки при пожаротушении

При пожаре

5

Таблица 4.7

Твердые и жидкие отходы

Наименование отхода

Место складирования, транспорт

Периодичность образования

Условие (метод) и место захоронения, обезвреживания, утилизации

Кол-во

(т/год)

1.

Источники света ртуть содержащие

Специально отведенные для этого места

При замене ламп освещения

Уничтожение в специальных установках

0,003

2.

Масла отработанные

Емкость под масло

При замене мала

Переработка

40

3.

Отработанные обтирочные материалы загрязненные нефтепродуктами

Специальный контейнер

При работах

Сжигание в специализированных установках

4.

Золошлаковые отходы технологических установок

Специальный контейнер

В специальных местах

8

5.

Отходы изоляционных материалов

Специальный контейнер

При изоляционных работах

Сжигание в специализированных установках

9

6.

Отходы проводов и кабельной продукции

Специальный контейнер

Строительные работы

Переработка

15

7.

Отходы битума

Специальный контейнер

Изоляция трубопроводов

Сжигание в специализированных установках

3

4.2 Мероприятия по обеспечению безопасности и экологичности проекта

Таблица 4.8

Нормативно-техническая база обеспечения безопасности и экологичности

Нормативно-техническая документация

Требования безопасности

1

2

Трудовой кодекс РФ от 21.12.2001г.

Обеспечение охраны труда, отношения между работником и работодателем

Федеральный закон "Об охране окружающей среды" № 7 ФЗ от 10.01.2002г.

Обеспечение промышленной безопасности

Федеральный закон "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 22.08.2004г. № 122 - ФЗ

Обеспечение промышленной безопасности

Федеральный закон "Об охране окружающего воздуха" от 04.05.1999г. № 96 - ФЗ

Обеспечение промышленной безопасности

Федеральный закон "Об отходах производства и потребления" № 89 - ФЗ от 24.06.98г.

Охрана окружающей среды

Земельный кодекс РФ № 136 - ФЗ от 25.10.2001г.

Охрана окружающей среды

СНиП 11 - 01 - 95 "Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений"

Обеспечение промышленной безопасности

Практическое пособие к СНиП 11 - 01 - 95 по разработке раздела проектной документации "Охрана окружающей среды" Госстрой России, 2000г.

Охрана окружающей среды

НПБ 105-95. Определение категорий помещений и зданий по взрывоопасности

Обеспечение промышленной безопасности

СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 "Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов. Санитарные правила и нормы" Минздрав России, М., 2003г.

Обеспечение промышленной безопасности

Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов

Обеспечение промышленной безопасности

Рекомендации по охране окружающей среды при сооружении магистральных трубопроводов в различных природных условиях. ВНИИСТ, Москва, 1987г.

Охрана окружающей среды

ГОСТ 12.3.047-98. ССБТ. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля

Обеспечение промышленной безопасности

Водный кодекс РФ № 167-ФЗ от 16.11.95г. в ред. ФЗ от 30.06.2003г. № 86-ФЗ, с изм., внесенными Федеральными законами от 30.12.2001г. № 194-ФЗ, от 24.12.2002г. № 176-ФЗ, от 23.12.2003г. № 186-ФЗ

Охрана окружающей среды

Конституция РФ от 12.12.1993г.

Обеспечение охраны труда

4.2.2 Мероприятия по обеспечению безопасных условий труда

В пункте «Анализ воздействия объекта на условия труда» были выявлены опасности, приносящие вред здоровью человека и снижающие его работоспособность на производстве. Для того, чтобы избежать вредное воздействие на здоровье человека, необходимо разработать мероприятия по обеспечению безопасных условий труда.

Для эффективной борьбы с загрязнением воздуха важно знать не только объемы выбросов, но и их состав. На промыслах основное количество вредных веществ поступает в воздух из резервуаров, скважин, находящихся в стадии проходки и ремонта, факелов, при разливах нефтепродуктов, метанола, через задвижки, вентили, краны и другую запорную регулирующую арматуру.

Для устранения или уменьшения опасности вредных веществ, для человека важно ограничить применение их по числу и объему, а где возможно, заменить высокотоксичные на менее токсичные, сократить длительность пребывания людей в загрязненном воздухе и следить за эффективным проветриванием производственных помещений. Эффективно также сокращение времени пребывания работающих в загрязненной среде, чередование работы с пребыванием на свежем воздухе. В особо опасных условиях следует шире применять индивидуальные средства защиты.

Для уменьшения действия повышенного давления, необходимо как можно меньше времени проводить в местах существования данного опасного фактора.

Для защиты органов слуха от шума применяют специальные ушные протекторы и наушники.

Для защиты рабочих от недостаточной освещенности рабочего места необходимо следить за чистотой осветительных приборов и при необходимости менять световые элементы (лампы), изменить схему расположения осветительных элементов.

Так как есть возможность получения травм рабочими, то при ремонте и обслуживании оборудования, из-за чего необходимо использовать средства индивидуальной защиты (СИЗ) и спецодежду.

Так как существует возможность возгорания, то помещения необходимо оборудовать средствами пожаротушения в виде огнетушителей ОП-10.

В целях защиты оборудования и помещений от разрушения при резонансе, вызванном вибрациями, предусмотрены специальные резиновые демпферы.

Для того чтобы обезопасить себя от действия повышенной температуры поверхностей оборудования необходимо пользоваться средствами индивидуальной защиты. Также оборудование с повышенной температурой поверхности необходимо отделить специальными ограждениями.

4.2.3 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси на кусте скважин

Данный расчет производился по аналогии с методикой «Гражданская оборона» [1] с целью своевременного принятия мер по эвакуации и удалению работающего персонала на безопасное расстояние, а также для предупреждения развития чрезвычайной ситуации. При взрыве газовоздушной смеси выделяют зону детонационной волны с радиусом R1, где происходит полное разрушение и, на границе которой давление составляет 900 кПа, и зону ударной волны, в которой происходят те или иные разрушения. Определяются также: радиус зоны смертельного поражения людей -; радиус безопасного удаления -, где избыточное давление падает до 5 кПа.

На рисунке 4.1 приведена схема действия ударной волны

Рисунок 4.1 Схема действия ударной волны

1 - зона детонационной волны, радиусом (м);

2 - зона смертельного поражения людей, радиусом (м);

3 - зона безопасного удаления, где Рф3 = 5 кПа.

Параметры ударной волны при взрыве газовоздушной смеси определяются по следующим формулам:

, , ,

где - количество газа, т; - радиус 1 зоны, м; - радиус смертельного поражения людей, м.

Далее приведены расчеты параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси на кусте скважин (объеме газа):

м; .

Вывод: В первую очередь полному разрушению подвергнутся скважины и наземные кабеля, находящиеся на расстоянии 15…20 м по обе стороны от эпицентра взрыва (АГЗУ), т.е. находящиеся в зоне детонационной волны, где .

Радиус смертельного поражения людей равен 27,9 м, поэтому нахождение людей вблизи скважинного оборудования смертельно опасно для их жизней. Зоны поражения ударной волны представлены в таблице 4.18.

Таблица 4.9

Зоны поражения ударной волны

Зона детонационной волны, радиусом (м);

Зона смертельного поражения людей, радиусом (м);

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены