Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин Южно-Луговского месторождения с учетом фактического состояния разработки

- технологическая схема установки и отдельных узлов с указанной на ней запорной, регулирующей и предохранительной арматурой;

- правила пуска и остановки отдельных технологических линий, узлов и правила нормального их обслуживания;

- порядок остановки отдельных технологических линий и всей установки при аварийном положении.

Что соответствует «Типовой инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ. Госгортехнадзор СССР, 1985 г.»

Для предохранения обвязки скважины от температурных напряжений на выкидной линии от скважины (шлейфе) при наземной его прокладке должны устанавливаться в соответствии с расчетом компенсаторы.

Установка НТС должна иметь ограждение высотой не менее 1 м. Не ближе 50 м от него (за пределами установки) должен быть устроен земляной амбар с обваловкой высотой не менее 1 м по периметру для аварийной продувки в него продукции установки.

Основной опасностью в работе газоперерабатывающего комплекса является халатность и непрофессионализм обслуживающего персонала. Старший оператор и оператор по добыче газа должны проверять работу установки, обращая особое внимание на поддержание заданного режима:

- температуры и давления сепарации;

- ввода (дозировки) ингибитора (метанола);

- уровня жидкости в конденсатосборнике;

- температуры обогрева узлов.

Если обнаружен пропуск газа из фланцев, сальников, его необходимо устранить. При невозможности это сделать своими силами должны немедленно ставиться в известность старший оператор, мастер или инженер-диспетчер.

Перед включением скважины в установку вся система (сепараторы, конденсатосборники и другое оборудование) должна заполняться газом при давлении, равном давлению в газовом коллекторе.

К обслуживанию установок комплексной подготовки газа могут допускаться лица, прошедшие обучение, сдавшие экзамен по правильной их эксплуатации, технике безопасности и имеющие удостоверение на право проведения этих работ.

В качестве ингибитора гидратообразования на Южно-Луговском месторождении при добыче и подготовке газа применяют метанол, предназначенный для осушки газа, предотвращения гидратообразования, предупреждения коррозии.

5.2 Охрана труда при эксплуатации газовых скважин

Для обеспечения безопасных условий труда при обслуживании оборудования и сооружений по сбору, сепарации очистке и транспортированию нефти и газа необходимо, прежде всего, соответствие оборудования условиям, возникающим при его эксплуатации, и требованиям, которые предъявляются к каждому виду этого оборудования, установке или к сооружению в целом правилами техники безопасности, строительными нормами и правилами.

Вместе с тем необходимо строжайшее соблюдение правил эксплуатации и правил безопасного обслуживания оборудования и сооружений. В частности, необходим контроль за исправностью трапов, сепараторов, запорной и предохранительной арматуры, контрольно-измерительных приборов. При проведении ремонтных работ должны соблюдаться не только общие правила техники безопасности при выполнении этих работ, но и дополнительные правила, отражающие специфичность характера работ по ремонту оборудования и сооружений по сбору, сепарации, очистке и транспортированию нефти и газа.

Все оборудование на объекте, работающее под высоким давлением, оснащены предохранительными клапанами, манометрами и устройствами для автоматического спуска жидкости. Аппараты, с помощью которых замеряется дебит жидкости, имеют, кроме того, уровнемерные стекла или заменяющие их уровнеуказатели.

Предохранительные клапаны и контрольно-измерительные приборы устанавливают с учетом обеспечения удобства обслуживания и наблюдения за ними. Все выше перечисленное полностью удовлетворяет документ «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. Госгортехнадзор России, 2003 г.»

Газосборные сети, коллекторы и конденсатопроводы проектируются и сооружаются в соответствии с требованиями СниПа. Трубы газопроводов соединяют сваркой. Фланцевые и резьбовые соединения допускаются лишь в местах установки запорных устройств, компенсаторов, регуляторов давления и другой аппаратуры, а также для установки контрольно-измерительных приборов.

Запорные устройства газопроводов (задвижки, краны) устанавливают в колодцах с крышками. При наземной установке запорные устройства ограждают.

При обнаружении газа в каком-либо из этих сооружений газопровод отключают, выявляют место утечки газа и проводят ремонтные работы. Кроме того, проверяют на загазованность все другие подземные сооружения, а также здания, расположенные на расстоянии 15 м по трассе газопровода.

Осмотр газопроводов и проверка их на герметичность, а также замер электрических потенциалов (на подземных газопроводах) осуществляются по графику, утвержденному руководителем предприятия, ответственным за их эксплуатацию. Графиком предусматривается проверка газопроводов на герметичность через три года после ввода их в эксплуатацию, а в последующие время - не реже одного раза в пять лет.

При необходимости ремонта или остановки газопровод на длительное время отключают от системы газопроводов. В случае порыва газопровод немедленно отключают и принимают меры по удалению из опасной зоны людей, транспортных средств и передвижных агрегатов.

Продувка и испытание вновь сооружаемых газопроводов осуществляется под руководством комиссии. Порядок проведения этих работ устанавливается инструкцией, в которой отражаются последовательность и способы выполнения работ. Персонал, занятый продувкой и испытанием газопровода, до начала работы проходит дополнительный инструктаж по безопасному ведению работ. Определяется зона оцепления газопровода. Находящиеся в этой воздушные зоне линии электропередачи отключают. Для наблюдения за состоянием газопровода во время продувки или испытания выделяются обходчики, которым вменяется в обязанность не допускать нахождения людей, животных и движения транспортных средств в зоне оцепления, а также на дорогах, закрытых для движения. Обходчик должен немедленно оповещать руководителя работ о всех обстоятельствах препятствующих проведению продувки и испытания или создающих угрозу для людей, животных, сооружений или транспортных средств, находящихся вблизи закрепленного за ним участка газопровода.

Газопроводы испытывают гидравлическим способом, сжатым воздухом или газом. Если при испытании используется газ, который не имеет запаха, или воздух, то его одорируют. Газопровод, испытанный воздухом, можно вводить в эксплуатацию только после вытеснения воздуха газом. Вытеснение считается законченным, если содержание кислорода в газе, заполнившем газопровод, не превышает 2 %.

Ликвидация порывов газопроводов, ремонт и замена запорных устройств относятся к числу газоопасных работ и выполняются с соблюдением соответствующих правил и инструкций.

5.3 Экологичность

5.3.1 Охрана атмосферного воздуха

Под охраной воздушного бассейна понимают систему мероприятий, исключающих или снижающих такие изменения физических или химических характеристик атмосферного воздуха, которые ухудшают условия жизнедеятельности людей, животных организмов и растительного мира, наносят материальный ущерб сооружениям, оборудованию.

При бурении существует возможность изменения шумового и химического фона воздушного бассейна района работ из-за выбросов выхлопных газов машин и механизмов, участвующих в работе, содержащих диоксид азота, окись углерода, углеводороды и твердые вещества.

Общее количество вредных выбросов в атмосферный воздух, при строительстве скважин определено исходя из ожидаемого состава машин и механизмов, задействованных в работе.

Так как большую часть загрязняющих воздух веществ при строительстве составляют отработавшие газы разнообразных строительных машин и механизмов, основные мероприятия по уменьшению загрязнения атмосферного воздуха при выполнении технологических процессов строительства, в первую очередь, должны быть направлены на уменьшение токсичности отработавших газов. Необходимо применять гостированные сорта горючего, оборудовать машины и механизмы глушителями заводского исполнения, оборудовать специальную площадку для стоянки автотранспортных средств. Кроме того, полностью исправные машины и механизмы расходуют меньше топлива, что снижает количество выбросов на 30 - 40 % по сравнению со среднестатистическими данными. Основным источником поступления вредных веществ в атмосферу будет продувка скважин.

На стадии эксплуатации охрана атмосферного воздуха осуществляется за счет герметизации системы сбора, транспорта и подготовки продукции на всем пути движения, а также отвода газа при срабатывании предохранительных клапанов и полное сжигание газа на свече факела.

Для минимизации негативных воздействий при сжигании газа на горелке свечи, высота принимается такой, чтобы обеспечить рассеивание вредных веществ до предельно допустимых концентраций в приземном слое атмосферы.

5.3.2 Поверхностные воды

Ввиду отсутствия водотоков в зоне влияния проектируемых работ, воздействие на поверхностные воды исключено. Однако существует возможность изменения качественного состава грунтовых вод при загрязнении поверхности грунта.

В случае бурения дополнительных скважин для уменьшения объема водопотребления предусматривается оборотная система повторного водопользования, а также повторное использование буровых растворов и сточных вод. Кроме того, необходимо:

- использовать земляные амбары для сточных вод с территории буровых;

- вывозить буровой шлам и отработанный буровой раствор на специальные площадки;

- хранить химические реагенты, буровой раствор и горюче-смазочные материалы в металлических емкостях.

5.3.3 Почвенно-растительный и животный мир

Воздействие на почвенно-растительный покров в районе газовых промыслов может проявляться в нескольких видах. Основное значение имеют механические нарушения поверхности под влиянием передвижных транспортных средств, и земляных работ, а также химическое воздействие буровых растворов и загрязненных технологических вод. Многочисленные исследования показали, что самые нежелательные изменения происходят в местах сооружения шламового амбара, обваловки площадки для хранения ГСМ. Нарушения 1-5 баллов, отмечаются, как правило, на площади порядка 15 га, что в несколько раз превышает площадь оформляемого отвода.

Так как почвы и растительность являются наиболее уязвимыми объектами воздействия, необходимо снижение до минимальной величины площади земельных участков, где будет нарушен почвенно-растительный покров.

Учитывая, что лишенные растительного покрова поверхности сильнее подвергаются эрозионно-дефляционным процессам, важное значение для восстановления почв имеет ускорение первого этапа восстановления растительности.

После окончания строительства скважины выполняются следующие работы:

- освобождение рекультивируемой площадки от оборудования, металлоконструкций, инструмента, материалов, металлолома, строительных остатков и т.д.;

- засыпка земляных амбаров грунтом, вынутым ранее при их рытье (весь оставшийся грунт равномерно наносится на поверхность площадки);

- выравнивание площадки буровой с засыпкой местным грунтом и планировка.

Засыпка амбара и траншей производится с помощью бульдозера в теплое время года. После засыпки осуществляется уплотнение грунта пневмокатками или гусеничными тракторами. В зимнее время искусственное уплотнение грунта не производится (после оттаивания в течении двух месяцев происходит естественное уплотнение).

Работы по технической рекультивации земель осуществляются непосредственно после окончания строительства скважин (демонтажа оборудования и разборки привышечных сооружений), а при невозможности, в течении не более года после завершения строительства скважины.

Биологическая рекультивация включает работы по восстановлению плодородия земель путем внесения удобрений, посев трав их подкормку по технологии сельхозпредприятия «Анивское».

Таким образом, охрана животного мира, в первую очередь, заключается в соблюдении природоохранного законодательства и минимизации воздействия на все компоненты природной среды.

5.4 Выводы

По результатам анализа возможных аварийных ситуаций на Южно-Луговском месторождении, было выявлено наличие более 10 наиболее опасных факторов воздействия. Условия формирования этих опасностей имеют не только техногенный, но и природный характер. Не своевременная ликвидация возможной аварийной ситуации на объекте, в связи со сложным размещением технологического оборудования, может привести к эскалации аварии.

Предусмотренные мероприятия, на газоперерабатывающем комплексе Южно-Луговского месторождения, по обеспечению безопасности рабочего персонала, по сохранению оптимальной экологической ситуации района расположения объекта, а также меры по предупреждению ЧС являются наиболее оптимальным.

Комплекс по уровню обеспечения промышленной безопасности по критериям контуров риска, индивидуальному риску работников от аварий и коллективному риску персонала при авариях соответствует нормативам современной газовой промышленности, а также действующим российским нормативным документам по промышленной и пожарной безопасности.

Заключение

Анализ всех имеющихся материалов разведки, промысловых исследований скважин и промысловых данных позволил установить следующее.

Залежи пластовые, сводовые, тектонически-экранированные. Коллекторы месторождения относятся к поровому типу, основная часть пород характеризуется низкими фильтрационными свойствами. Пласты представлены в основном песчаниками, алеврито-песчаниками, алевролитами.

Начальные запасы газа по Южно-Луговскому месторождению составляют по категории С₁ - 1776 млн. м³; по категории С₂ - 321 млн. м³.

По гидрогеологическим данным разработка месторождения ведется при газовом режиме с проникновением краевых вод в залежь.

По состоянию на 1.01.05 г. пробурено 13 поисково-разведочных и 9 эксплуатационных скважин, из них ликвидировано по различным причинам 10 и 2 скважины в ожидание ликвидации.

Из месторождения извлечено 128 млн. м³ газа, из них 10 млн. м³ газа списаны как аварийные потери.

Контроль за динамикой пластового давления и продуктивностью ведется неудовлетворительно. Нужно отметить, что за период эксплуатации газовых залежей, по скважинам выполнен недостаточный объём газодинамических исследований.

Эксплуатационные скважины имеют четырехколонную конструкцию, диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, продуктивные пласты вскрываются перфорацией.

На основании данных опытно-промышленной эксплуатации залежей, промысловых и лабораторных исследований, газодинамических и технико-экономических расчетов рекомендуется принять:

- показатели разработки по II варианту: отбор газа в 2005 г. - 31 млн. м³, в 2006 году - 34 млн. м³, т. к. наиболее приемлем для инвестора таблица 11 Б;

- разработку месторождения осуществлять существующем фондом скважин, с переходом на вышележащий горизонт;

В бурении новых скважин на месторождении необходимости нет. Поэтому эксплуатационные объекты будут разрабатываться возвратным фондом скважин «снизу-вверх».

Большим недостатком при разработки месторождения является отсутствие наблюдательных скважин. Для этой цели можно рекомендовать скважину № 5А Юл, которая находится вблизи контура НГГ.

Список использованной литературы

1. Акульшин А.И. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989.

2. Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1988.

3. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1989 - 330 с.

4. Закиров С. Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: Струна, 1998 - 628 с.

5. Кондрат Р. М. Газоконденсатоотдача пластов. - М.: Недра, 1992.

6. Коротаев Ю. П., Ширковский А. И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М.: Недра, 1984 - 487 с.

7. Коротаев Ю. П., Маргулов Р. Д. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. - М.: Недра, 1984 - 360 с.

8. Коротаев Ю. П., Зотов Г. А., Кичиев К. Д. Методика проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1996 - 87 с.

9. Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. М.: Недра, 1985 - 232 с.

10. Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Южно-Луговское, г. Южно-Сахалинск, фонды СахалинНИПИморнефть, 2001г.

11. Рассохин Г. В., Леонтьев И. А., Петренко В. И. и др. Контороль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1979.

12. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика. Справочник. М.: Недра, 1986 - 325 с.

13. Ширковский А. И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1987.

Размещено на Allbest.ru