Технология проведения гидравлического разрыва пласта, необходимые для него аппаратура и оборудование, оценка контроля ГРП методом кросс-дипольного акустического каротажа. Проектные решения разработки месторождения. Свойства пластовых жидкостей и газов.
При низкой оригинальности работы "Контроль проведения гидравлического разрыва пласта акустическими методами", Вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100%
3.1 Основные проектные решения разработки месторождения и их показатели 3.2 Контроль за разработкой Приразломного месторождения 3.2.2 Контроль за разработкой геофизическими методами 4.2 Оборудование, средства КИПИА, инструменты и приспособления, применяемые при ГРП 4.3 Основные требования к качеству рабочих жидкостей (жидкости разрыва, жидкости песконосителя и продавочной жидкости)Безопасность и экологичность 8.1.1 Основные опасности и вредности в нефтяной промышленности. 8.1.2 Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующие безопасность труда. 8.1.5 Мероприятия по безопасности при выполнении работ по ГРППриразломное месторождение расположенное западнее Салымского месторождения (рис.1.1), открыто в 1982 году в результате испытания скважины 154, давшей промышленный приток нефти дебитом 4,8 м3/сут на штуцере 2 мм, из горизонта БС4-5. Балансовые и извлекаемые запасы нефти и растворенного газа Приразломного месторождения подсчитаны Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгеологии и утверждены ГКЗ СССР в 1985 году. Приразломное месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской равнины в зоне промышленной добычи нефти, где эксплуатируются такие крупные месторождения, как Усть-Балыкское, Правдинское, Мамонтовское и другие. Месторождение удалено на 90 км к востоку от города Ханты-Мансийска и на 70 км к западу, от города Нефтеюганска. К югу от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепроводы Усть - Балык - Омск.Разбуривание месторождения началось в 1987 году по проектному документу «Технологическая схема разработки Приразломного месторождения», СИБНИИНП 1984г., утвержденная протоколом № 1087 ЦКР МНП от 24.07.87г. С 1989 года месторождение разрабатывалось по проектному документу «Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения в расширенных границах», СИБНИИНП 1989г., утвержденные ЦКР Главтюменьнефтегаза - протокол № 107 от 7.04.89 года (4). В мае 1990 года был составлен проектный документ «Комплексная технологическая схема разработки Приразломного месторождения», СИБНИИНП 1990г. В 1996 году был составлен новый проектный документ «Уточнение технологических показателей разработки по площади обустройства Приразломного месторождения», 1996г. На 4-й год (1990г.) объем бурения составил 422 тыс. м (из бурения было принято 125 скважин), максимальный был, достигнут в 1991 году - 471 тыс. м (принято 155 скважин).Расположение района работ в холодной климатической зоне налагает трудности в осуществлении производственных процессов на Приразломном месторождении. Разработка месторождения осуществляется согласно проектным документам, где одним из способов добычи нефти предусмотрен механизированный, с помощью погружных установок ЭЦН.На Приразломном месторождении к песчаным фациям нижнемеловых отложений приурочены залежи нефти пластов А111, А211, БС1, БС15, ачимовской толщи и горизонта БС4-5. Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах залежи изменяются от 1,0 метра в скважине 219 до 21,8 метра в скважине 222. Продуктивность выявлена в шести пластах (А111, А211, Б1, горизонт Б4-5, ачимовская толща - пласты Ач1-2-3, Ач4) из которых основным объектом разработки является горизонт Б4-5, содержащий около 95% всех извлекаемых запасов нефти по категории С1. На месторождении глубинные пробы нефти были отобраны из пластов БС4-5 (19 скважина), разгазированные нефти представлены анализами поверхностных проб из пластов АС11, БС1, БС4-5 и Ю0. Наименование ПЛАСТ БС4-5 при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях при дифференц. разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях пластовая нефть выделившийся газ Нефть выделившийся газ нефтьРазработана и широко применяется система мер по охране труда, включающая трудовое законодательство, стандарты безопасности труда, правила и нормы, а также комплексы социально-экономических, гигиенических и организационных мероприятий, обеспечивающих здоровье и безопасные условия труда каждому гражданину России. В современных условиях главным в проблемах безопасности труда является создание техники, исключающей несчастные случаи на производстве. В НГДУ "ПН" проводится работа по созданию безопасных условий труда, предупреждению аварий и несчастных случаев, снижению уровня травматизма и числа аварий. Рабочие должны знать и постоянно помнить об опасностях при производстве различных видов работ, соблюдать установленный порядок на местах. К опасным и вредным производственным факторам, которые могут возникнуть при обслуживании объектов добычи нефти и газа относятся : возможность загазованности изза утечки газа, нефти и хим.реагентов, высокое давление рабочей среды в скважинах и в системе трубопроводов ППД, наличие токоведущих кабелей и электротехнических устройств.
План
Содержание
Введение
1. Общая часть
1.1 Характеристика района работ
1.2 История освоения района
2. Геологическая часть
Вывод
8. Безопасность и экологичность
8.1.1 Основные опасности и вредности в нефтяной промышленности. Методы их снижения и устранения
8.1.2 Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующие безопасность труда. Организация рабочих мест
8.1.3 Санитарные требования
8.1.4 Противопожарные требования и средства пожаротушения
8.1.5 Мероприятия по безопасности при выполнении работ по ГРП
8.2 Экологичность проекта
8.2.1 Влияние проектируемых работ на охрану окружающей среды
8.2.2 Мероприятия по защите окружающей среды
8.3 Чрезвычайные ситуацииРасположение района работ в холодной климатической зоне налагает трудности в осуществлении производственных процессов на Приразломном месторождении.
Разработка месторождения осуществляется согласно проектным документам, где одним из способов добычи нефти предусмотрен механизированный, с помощью погружных установок ЭЦН. Особенности климата позволяют эксплуатировать электроцентробежные насосы на месторождении.
Дебиты скважин достаточно высоки, продукция имеет незначительный процент воды, поэтому внедрение УЭЦН на Приразломном нефтяном месторождении целесообразно.
Таким образом, Приразломное месторождение находится в начальной стадии своего освоения. Потенциал месторождения требует уточненной оценки с учетом применения современных технологий разработки.Опираясь на проведенное исследование, можно с уверенностью сказать, что при правильном подборе скважин и проведение всех должных расчетов, необходимых для ГРП, получаем дополнительную добычу нефти, то есть применение метода в ряде случаев экономически выгодно и целесообразно.
Про проект периода 1994-1997гг.можно сказать, что, анализируя график профилей НПДН и ЧТС видно, что максимальное значение получено в 1997 году. Это произошло, по-видимому, вследствие роста добычи нефти и цены на нефть. Рост кривых продолжается. Это значит, что применение ГРП целесообразно и в будущем.
И это доказывает проведенный анализ чувствительности проекта периода 2000-2004гг.
Абсолютные значения ЧТС и НПДН за расчетный период проекта 2000-2004гг соответственно равны 447521,2 тыс.р. и 538548,685 тыс.р.
Диаграмма «Паук» отражает возможный диапазон изменения ЧТС. Полученный результат свидетельствует о том, что проект не имеет риска, поскольку все возможные значения ЧТС находятся в положительной области.
Проект наиболее чувствителен к падению добычи нефти, чуть менее чувствителен к снижению цены на нефть.
8. Безопасность и экологичность
В нашей стране уделяется огромное значение вопросам обеспечения безопасности условий труда. Разработана и широко применяется система мер по охране труда, включающая трудовое законодательство, стандарты безопасности труда, правила и нормы, а также комплексы социально-экономических, гигиенических и организационных мероприятий, обеспечивающих здоровье и безопасные условия труда каждому гражданину России.
Современная научная организация труда невозможна без создания благоприятных условий труда на каждом рабочем месте. Механизация и автоматизация производственных процессов, научная организация труда - основы снижения и исключения производственного травматизма, аварий и профессиональных заболеваний. В современных условиях главным в проблемах безопасности труда является создание техники, исключающей несчастные случаи на производстве. Кроме оградительной техники необходимо устанавливать соответствующие блокировочные и предохранительные устройства, цель которых - автоматически выключить машину или отдельные блоки при возникновении угрозы несчастного случая.
Охрана труда и техника безопасности в нефтяной промышленности имеет ряд специфических особенностей. Это пожароопасность производственных объектов, связанная с наличием углеводородов, которые легко воспламеняются, проникают через неплотности и зазоры, что вызывает необходимость разработки специальных мер по безопасности в тесной связи с противопожарной профилактикой. Большое значение для безопасности работников имеет герметизация оборудования, исключающая загрязненность рабочей атмосферы, возможность взрывов, пожаров и отравлений.
Для нефтепромысловых предприятий характерна сложная производственная среда, воздействующая на машины и персонал. Влияние производственной среды на машины несомненно: вибрации приводят к разрушению узлов и деталей машин, повышенная влажность, перепады температуры, наличие в воздухе различных примесей уменьшают их долговечность и т.д. Производственная среда может и косвенно, через человека, влиять на машины: недостаточная освещенность, повышенный уровень звука и прочие факторы могут привести к неправильным, приводящим к авариям, действиям человека в связи с его физическим или психическим утомлением. Машины, в свою очередь, могут влиять на состояние производственной среды, насыщая ее шумом, вибрацией, токсичными выбросами, выделением тепла, влаги, электричества и т.д.
Большинство производственных процессов в нефтяной промышленности идут на открытом воздухе, часто при неблагоприятных метеорологических условиях. Нефтепромысловое эксплуатационное оборудование подвержено внешним воздействиям, коррозии, низким температурам и т.д., что приводит к нарушению прочностных характеристик и их преждевременному разрушению.
Технологическим процессам присущи высокие давления, повышенные температуры. В них используют агрессивные и токсичные вещества, большие массы горючих жидкостей и газов, взрывчатые и радиоактивные вещества. Специфичным для нефтяной промышленности является применение громоздкого и тяжелого бурового и эксплуатационного оборудования, которое приходится часто перемещать при монтаже, ремонте, погрузке, выгрузке и перебазировании.
В настоящее время безопасность жизнедеятельности базируется на основе КЗОТ РСФСР, санитарных норм проектирования промышленных предприятий СН 245-71, ПЭУ, СНИП, ССБТ и т.д.
8.1.1 Основные опасности и вредности в нефтяной промышленности. Методы их снижения и устранения
В НГДУ "ПН" проводится работа по созданию безопасных условий труда, предупреждению аварий и несчастных случаев, снижению уровня травматизма и числа аварий. Совершенствуются технологические процессы добычи нефти и газа, используются новые средства автоматизации и телемеханизации производственных процессов и т.д. Это требует от рабочих совершенного владения техникой и технологией производства, твердых знаний безопасных методов труда и строгого соблюдения инструкции по технике безопасности.
Рабочие должны знать и постоянно помнить об опасностях при производстве различных видов работ, соблюдать установленный порядок на местах.
К опасным и вредным производственным факторам, которые могут возникнуть при обслуживании объектов добычи нефти и газа относятся : возможность загазованности изза утечки газа, нефти и хим.реагентов, высокое давление рабочей среды в скважинах и в системе трубопроводов ППД, наличие токоведущих кабелей и электротехнических устройств. Опасным видом работ при эксплуатации скважин является их освоение, вероятность открытого фонтанирования пропусками газа и нефти вследствие нарушения и ослабления и ослабления соединений, повышения давления в системе обвязки скважин выше расчетного, скопления газа в помещениях расположения насосных агрегатов и в низинах.
При эксплуатации промысловых нефтепроводов существует опасность образования взрывоопасной смеси и загрязнения окружающей среды в месте порыва нефтепровода. Промысловые выводы характеризуются высоким давлением. При вскрытии соединений замороженных участков водоводов и последующем отогреве "возможен выпуск струи высокого давления, что может привести к травмированию работающих. При обслуживании глубиннонасосных скважин представляют опасность работы при обслуживании наземного оборудования. Велика вероятность травмирования при монтаже и демонтаже канатной подвески, замене устьевых сальников полированного штока. Опасность при эксплуатации глубинной штангово-скважинной насосной установки встречается более часто, чем при эксплуатации электроцентробежной насосной установки. При эксплуатации водоводов, по которым перекачивается вода сеноманского горизонта, ввиду ее высокой коррозийной активности существует опасность внезапного порыва водоводов и загрязнения почвы и растительности. Общей опасностью при эксплуатации систем нефтепроводов и водоводов является сложность и большая трудоемкость ремонта трубопроводов и технологического оборудования. При ремонте промысловых коммуникаций применяется землеройная техника и грузоподъемные механизмы. Безопасная эксплуатация грузоподъемной техники от рабочих знаний соответствующих инструкций и навыков в работе. Следует учитывать трудоемкость и сложность работ, связанных с ремонтом и очисткой оборудования, нахождения рабочих внутри емкостей и на высоте. Отсутствие устройств (площадок, лестниц) приводит к применению опасных приемов труда при замене запорной арматуры, предохранительных клапанов, манометров, устранении пропусков и утечек рабочей Среды. Фланцевые соединения на трубопроводах и аппаратах являются источниками выбросов рабочего агента при высоком давлении, загазованности воздуха производственных помещений.
Пожароопасность на объектах нефтедобычи связана с производством сварочных работ или применением открытого огня в пределах площадки куста скважин. Захламленность и замазученность увеличивает ее опасность.
Искрообразование, как источник газовоздушной смеси, для кустовых скважин представляет также большую опасность. Источниками искрообразования могут быть: - частицы песка и механических примесей, трущихся о стенки труб;
- разряды статического электричества с емкостей и другого технологического оборудования;
- применение стального инструмента при газоопасных работах;
- короткое замыкание, перегрузки и искрения электрооборудования, а также выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. В насосных установках опасность представляет наличие вращающихся частей насосных агрегатов.
Для интенсификации добычи нефти и газа, повышения нефтеотдачи пластов в скважины закачиваются химические реагенты, обращение с которыми создает опасность получения химических ожогов открытых участков тела, получения отравления дыхательных путей. Для проведения депарафинизации скважинной подвески и ликвидации замазученности устьевого оборудования применяются паропередвижные установки ППУ 1600/100. Неосторожное и неправильное обращение с пропарочным оборудованием может привести к тепловым ожогам паром высокого давления.
Работа обслуживающего персонала объектов нефтепромысла связана с пребыванием на открытом воздухе в зимнее время года, что создает опасность переохлаждения и обморожения. Территорию промысла пересекают водные преграды, что создает необходимость их правильного преодоления плавсредствами в летнее время и по ледовым переправам в зимнее время. Эксплуатация на объектах нефтедобычи различных транспортных средств при неправильной организации работ по перевозке грузов и людей может привести к авариям и травмированию работающих.
В 1998 году по НГДУ не зарегестрировано ни одного случая травматизма со смертельным исходом, случаев травматизма зарегистрировано - 1, профессиональных заболеваний нет. Произведем оценку риска по формуле: R=Cn/Np=1/2562=0,0004
Где Cn-число несчастных случаев на производстве за год;
Np- число работающих в сфере производства.
Дадим характеристику вредных веществ, применяемых на производстве в виде
Таблица 8.1
Токсичные и пожароопасные свойства применяемых веществ
Характеристика Наименование веществ
Сероводород H2S Метан СН4 нефть Окись углерода СО
Плотность по воздуху 1,191 0,5543 3,5 0,967
Предельно-допустимая концентрация, мг/мі в рабочей зоне 10 300 300 20
Класс опасности 2 2
Действие на организм Сильный и опасный яд В больших конценрациях наркотическое действие Наркотическое действие Общие ядовитые свойства
Температура вспышки,°С - - -40-17 -
Температура самовоспламенения, ,°C 246 537 270-320 610
Пределы смеси с воздухом нижний Верхний 4,3 46 5 15 1,26 6,5 12,5 74
Категория и группа взрывоопасной смеси В-1в В-1в
8.1.2 Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующие безопасность труда. Организация рабочих мест
К установкам и оборудованию для подготовки нефти предъявляются следующие требования: герметичность;
прочность и стойкость к эрозии и коррозии;
Одним из важнейших требований к оборудованию является герметизирующее оборудование, так как наличие даже незначительных утечек может привести к выбросам в атмосферу больших количеств вредных паров и жидкостей и, как следствие, к взрывам, пожарам.
Необходимо обеспечить герметичность насосного оборудования, фонтанной арматуры, трубопроводов, резервуаров и других нефтепромысловых сооружений.
Обязательным является требование к использованию на нефтепромысле искробезопасного оборудования и инструмента.
Важнейшее требование - правильный расчет прочности машин и оборудования. Все опасные узлы оборудования и механизмов снабжаются соответствующими оградительными устройствами. Ограждения бывают сплошными, сетчатыми, в виде экранов. Используются также различные страховые устройства. Важным условием безопасности является применение механизации автоматизации работ, что дает возможность вывести работника из опасной зоны, повысить производительность труда.
Обеспечение безопасных условий труда тесно связано с техническим качеством оборудования и инструмента. Текущее обслуживание и надзор за работой оборудования ведется в течение всей смены.
8.1.3 Санитарные требования
Для улучшения яркости в поле зрения работающих в производственных помещениях немаловажное значение имеет отражающая способность пола, стен, потолков и оборудования, которое достигается их соответствующей окраской.
Наиболее опасные предметы выделяются из общей цветовой гаммы, предупреждая своим цветом о возможной опасности. Линии для электричества, газа, воды, телефона также выделяются определенным цветом. Принимаются во внимание удобство и видимость.
На контейнерах, содержащих опасные химические и взрывоопасные вещества, должны быть надписи, обозначающие их содержание и они должны быть выделены определенным цветом.
В насосных станциях нет естественного освещения, поэтому необходимо правильно рассчитать искусственное освещение в соответствии с СНИП 23-05-95.
Производственный микроклимат характеризуется температурой воздуха и его относительной влажностью. Среди наиболее эффективных мер в борьбе с холодом и избыточным теплом создается искусственный микроклимат и используются индивидуальные средства защиты.
Применяются вентиляторы. В холодных условиях отопление постоянно поддерживается, но так, что бы человек в помещении не перегревался.
Климат района, в котором расположены объекты разработки и эксплуатации ОАО “Юганскнефтегаз”, резко континентальный: холодная зима с сильными ветрами и прохладное лето.. Самым холодным месяцем является январь, имеющий минимальную температуру до -50°С. Переход к лету в конце мая - начале июня. Средняя температура самого жаркого месяца июля 20°С - 25°С. Максимальные температуры могут достигать 36°С. Среднегодовая скорость ветра равна 5,2 м/сек., максимальная скорость ветра доходит до 15-22 м/сек.
Для снижения вредного влияния природных факторов работающие обеспечиваются спецодеждой в соответствии с ГОСТ 12.1.005-76 “Воздух рабочей зоны”.
Классификация шумов установлена ГОСТ 12.1.003-76, СНИП II-12-77 и нормируется в следующих пределах: на постоянных рабочих местах и рабочих зонах - до 99 Дб. В насосной уровень шума достигает 90-100 Дб, при текущем и капитальном ремонте - 92-98 Дб. Обслуживающий персонал, работающий в насосной, снабжается индивидуальными средствами защиты (наушники). Также для улучшения условий труда рекомендуется сооружать звукоизолированные кабины, устанавливать экран.
Требования безопасности предусматривают несколько мероприятий для снижения шума: технические средства борьбы с шумом (уменьшение шума машин в источнике, применение технологических процессов, при которых уровень звукового давления на рабочих местах не превышает допустимые, и др.); строительно-акустические; дистанционное управление шумными машинами; использование средств индивидуальной защиты; организационные (выбор рационального режима труда и отдыха, сокращение времени нахождения в шумных условиях, лечебно-профилактические и другие мероприятия).
Различают следующие методы борьбы с вибрациями: подавление в источнике возникновения; отстройка от режима резонанса изменением массы и жесткости вибрирующих конструкций или установлением нового рабочего режима; виброизоляция - в виде пружинных резиновых или комбинированных опор.
Таблица8.2
Санитарно-гигиенические условия труда
Наименование участка Исследуемое вещество Класс опасности Факт.ср.-арифм.концентрация,мг/м3 ПДК по ГОСТ12-1-005-88мг./м3
ЦДНГ-5
1.ДНС-2ПРЗ насосная Углевод. СО 4 4 201,96 4,4 300 20
2.КНС-16 Углевод. СО 4 4 46,6 3,8 300 20
Таблица8.3.
Микроклимат и освещение производственных помещений
Наименование помещения Ед.изм. Результаты измерений Нормативные данные примечание
ЦДНГ-5
ДНС-2ПРЗ Насосная
Освещенность Лк 100 100
Микроклимат:темп-ра Влажность С 18 15-24
% 40 Не более 75
Уровни звука Дб 95 Не более 80
Вибрации пола при частоте,Гр. 16 Дб 98 Не более 92
31,5 Дб 98 Не более 92
63 Дб 98 Не более 92
Список литературы
Введение
Для обеспечения высокого уровня добычи нефти и газа, наряду с разведкой и освоением месторождений, особое внимание уделяется увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. Вместе с положительными достижениями в разработке месторождений, за последние годы накопилось значительное число проблем, связанных с ростом обводненности продукции и снижающимися темпами добычи нефти. Кроме того, при разработке залежей нефти заводнением, ожидаемая нефтеотдача в лучшем случае может достигнуть 50%. Более половины запасов нефти при освоении заводнением остаются не извлеченными. Одним из эффективных способов увеличения темпов добычи нефти и конечной нефтеотдачи является гидравлический разрыв пласта. ГРП, воздействуя на пласт, повышает производительность скважины, одновременно ускоряет отбор нефти и увеличивает нефтеотдачу. Также из всех существующих способов обработки низкопроницаемых пластов наибольший эффект достигается при использовании ГРП. Практически считается, что в любой технически исправной скважине, в которой дренирует неистощенный пласт с проницаемостью ниже 0,05 мкм2, может быть применен ГРП, дающий экономический эффект при соблюдении технологии.
ГРП начал внедряться за рубежом и в России с 1949 года и в настоящее время стал стандартным методом повышения нефтеотдачи в низкопроницаемых пластах, имеющий эффект в 90% случаев.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин. Сущность этого процесса заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости под высоким давлением, превышающим местное горное давление и прочностные свойства породы пласта. В практике ГРП, давления, при которых происходит разрыв пласта, как правило, ниже полного горного давления для глубоких скважин и равны или несколько выше, чем полное горное давление для скважин небольшой глубины. В большинстве случаев давление разрыва на забое превышает в 1,5-2 раза гидростатическое давление. Сохранение трещин в открытом состоянии при снижении давления в скважине обеспечивается закачкой в них вместе с жидкостью отсортированного кварцевого песка.
Гидравлический разрыв пласта применяется: Для увеличения продуктивности нефтяных скважин;
Для увеличения приемистости нагнетательных скважин;
Для регулирования притоков или приемистости по продуктивной мощности скважин;
Для создания водоизоляционных экранов в обводненных скважинах.
В практике разрыва пласта различают три основных вида процесса: Однократный разрыв пласта;
Многократный разрыв пласта;
Направленный (поинтервальный) разрыв пласта.
Технология однократного гидроразрыва пласта предполагает создание одной трещины в продуктивном разрезе скважины. Технологические схемы многократного разрыва обеспечивают образование нескольких трещин по всей вскрытой продуктивной мощности пласта. При направленном разрыве, в отличие от двух первых видов, места образования трещин регулируются по продуктивному разрезу скважины.
Технология гидроразрыва ставит перед геофизикой следующие задачи: · определение азимутального направления естественной трещеноватости для ориентирования направленного гидроразрыва и определение направления развития трещины ГРП
· определение интервала, на котором произошли изменения вследствие проведения на скважине ГРП
· оценка изменений качества цементирования обсадной колонны и нарушение герметичности после проведения ГРП
Цель работы: Рассмотреть методику контроля проведения ГРП акустическими методами
Задачи: · Рассмотреть технологию проведения ГРП(Требования к конструкциям скважин, оборудование, инструменты и приспособления, применяемые при ГРП)
· Рассмотреть контроль ГРП акустическими методами на одной из скважин Приразломного месторождения
· Рассчитать экономическую эффективность проведения ГРП
· Рассмотреть основные требования БЖД персонала на скважине, мероприятия по обеспечению безопасности при выполнение работ ГРП
· Оценить влияние проектируемых работ на охрану окружающей среды и предложить мероприятия по повышению эффективности защиты окружающей среды
1.Уровни звука в ДНС-2 ПРЗ превышает допустимые значения. Работающие в этой зоне должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты по ГОСТ 12.4.051-87.
Общая вибрация на ДНС-2 ПРЗ выше значений допустимых по ГОСТ12.1.003-83. С целью снижения уровня шума и вибрации рекомендуется своевременно проводить ревизию и ремонт оборудования. Микроклимат производственных помещений должен соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.005-88
8.1.4 Противопожарные требования и средства пожаротушения
Объекты по добыче нефти относятся к взрывоопасным и пожароопасным. Вещества, применяемые при тушении пожаров должны обеспечивать высокий эффект тушения, не оказывать вредного воздействия на организм, быть доступными и дешевыми.
Вода в настоящее время пока остается наиболее распространенным и наиболее доступным средством пожаротушения. Для тушения пожара предусмотрена система пожарного водоснабжения, указания по которому даны СНИП 11-58-75 (“Электростанции тепловые”) и в СНИП 11-34-74 (“Водоснабжение. Наружные сети и сооружения”). В мерах пожарной безопасности операторы по добыче нефти в процессе работы должны поддерживать порядок и чистоту на площадке вокруг скважин. Вокруг скважин нельзя разбрасывать ветошь, допускать разлива нефти. В случаях разлива надо очистить площадку от нефти, а затем засыпать песком.
На замерных установках должны быть размещены ящики с песком, щит с лопатами, ломами, ведрами и огнетушителями ОХП-10, ОУ-2, ОУ-5. Курение разрешено в специально отведенных местах.
Для тушения пожара в качестве огнегасительных средств используют воду в виде пара или в распыленном виде, инертные газы (СО2, N2), пены, порошки. Для тушения находящихся под напряжением электросетей используют углекислоту. В насосных станциях применяют автоматические сигнализаторы горючих газов и электрическую пожарную сигнализацию с тепловыми, термоэлектрическими датчиками.
Для контроля за состоянием пожарных средств и сигнализации, а также для обеспечения их нормальной работы руководитель объекта назначает ответственное лицо из числа инженерно-технического персонала объекта.
Мероприятия по противопожарной безопасности проводятся в ОАО “Юганскнефтегаз” в соответствии с указаниями, приведенными в СНИП II-А.5-70.
На нефтепромысле имеется комплект противопожарного инвентаря: Пожарные центробежные насосы ПН-30К
Багры пожарные ПБТ с металлическим стержнем и ПБН с насадкой и большим крюком.
Топоры пожарные: ПП- пожарный поясной.
Крюки пожарные ПКЛ, ПКТ- тяжелые.
Рукавные соединения.
Стволы пожарные КР-Б, СА, ПС-50-70
Рукава пожарные.
Стволы пожарные ручные СПР-2.
Фонари пожарные ФЭП-И - индивидуальные.
Лестницы пожарные.
Контроль за соблюдением правил пожарной безопасности ведут сотрудники государственного пожарного надзора.
8.1.5 Мероприятия по безопасности при выполнении работ по ГРП
1.5.1 К работам по ГРП допускаются лица, прошедшие обучение и проверку знаний по технике безопасности по проводимой работе. Перед началом работ участникам операции производится инструктаж на рабочем месте. Техника безопасности при ГРП соответствует требованиям[6]
1.5.2. Общее руководство процессом ГРП осуществляет ответственный руководитель - представитель подрядчика; в соответствии с утвержденным планом и регламентом принимает решения о проведении работ, предусмотренных этим планом и несет ответственность за их выполнение.
1.5.3. Руководитель работ планирует размещение оборудования таким образом, чтобы свести к минимуму возможное воздействие вредных производственных факторов от силовых установок, агрегатов, химреагентов, нефти, а также взрыва, пожара на рабочий персонал.
1.5.4. Имеющиеся в наличии трубы, штанги, инструмент укладываются в штабель с противораскатными стойками на рабочих мостках. Рабочая площадка и про ходы освобождаются от посторонних предметов.
1.5.5. Руководитель работ по ГРП и его помощники обеспечиваются портативными средствами радиосвязи.
1.5.6. Опасная зона с трубопроводами и линиями высокого давления обозначается сигнальными предупреждающими знаками с надписью: "Внимание! Опасность: линия высокого давления!".
1.5.7. Работы по ГРП, включая подготовительные работы, проводятся рабочими и ИТР, одетыми в спецодежду и каски.
1.5.8. В темное время суток работы по ГРП пласта проводится только при условии обеспечения освещенности устья скважины и зоны высокого давления не менее 26 лк и шкал контрольно-измерительных приборов - 50 лк.
1.5.9. Все транспортные средства и техника, не занятые в процессе ГРП удаляются на безопасное расстояние - не менее 50 м от зоны линий высокого давления.
1.5.10. На период проведения работ по ГРП все средства пожаротушения находятся в состоянии готовности и установлены в определенных местах. Помимо техники комплекса ГРП на кусте есть насосный агрегат УНБ 1 -160х40(ЦА-320 М\ дежурная автомашина; при использовании углеводородной жидкости - пожарная машина.
Выхлопные трубы всех единиц техники, используемых при ГРП, должны быть снабжены искрогасителями.
Вся автомобильная техника в обязательном порядке снабжается штатными средствами пожаротушения.
1.5.11. Все оборудование соответствует техническим требованиям, требованиям норм и правил техники безопасности, находится в исправном состоянии и используется только по назначению.
1.5.12. Работы по ГРП проводятся в соответствии с планом, утвержденным и согласованным в установленном порядке главными специалистами нефтедобывающего предприятия и исполнителя работ. В плане указываются порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса ГРП, меры безопасности, ответственный руководитель работ. Кроме того, должен быть разработан и утвержден в установленном порядке план ликвидации возможных осложнений.
1.5.13. Емкости (автоцистерны) устанавливаются на расстоянии не менее 10 м от устья скважины за пределами охранной зоны ЛЭП, нефтесборных сетей и коллекторов, 1.5.14. Установленные емкости (автоцистерны) не должны загромождать подъезд к устью скважины и создавать помехи при проведении работ по обвязке устья скважины для ГРП.
1.5.15. Расстановка техники производится на подготовленную площадку, освобожденную от посторонних предметов (металлолома, труб, оборудования). В зимнее время площадка очищается от льда и снега. Площадка для расстановки техники готовится персоналом буровой бригады или бригады КРС под руководством мастера.
1.5.16.Перед началом работ руководителем ГРП определяются места для курения и использования открытого огня - не ближе 50 м от опасной зоны
1.5.17. До начала закачки рабочей жидкости в скважину в зимнее время убеждаютсяся в отсутствии в коммуникациях насосных установок и нагнетательных линиях ледяных пробок, осуществив пробную прокачку по замкнутой циркуляционной системе без повышения давления.
1.5.18. При сборке линий высокого давления не допускается размещать напорные трубопроводы под насосными агрегатами и другой технологической техникой;
1.5.19. Нагнетательные линии насосных агрегатов после сборки до начала закачки спрессовываются.
1.5.20. При гидравлическом испытании нагнетательных линий обслуживающий персонал удаляется за пределы опасной зоны.
1.5.21. Обогрев трубопроводов и оборудования в зимнее время проводить паром с помощью ППУ-1200-100. Обогревание открытым огнем запрещается.
1.5.22. Насосные агрегаты и спецтехника, участвующие в проведении операции ГРП располагаются на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. Расстояние между установками не менее 1 м, а кабины их не обращены к устью скважины. Станция контроля и управления, участвующая в процессе работ по ГРП, располагается на расстоянии более 25 м от устья скважины.
1.5.23. Руководитель ГРП находится на площадке, с которой обеспечен хороший обзор всех агрегатов и коммуникаций производства ГРП.
1.5.24. При обращении с химреагентами необходимо избегать вдыхания паров или взвешанных в воздухе частиц, а также попадания в глаза, на кожу или на одежду.
1.5.25. При работе с химреагентами пользуются средствами индивидуальной защиты: одежда специальная, защитная, резиновые руковицы, кирзовые или резиновые сапоги, очки для химической защиты глаз, респиратор или многослойная повязка из марли и ваты.
1.5.26. Не перегружать химреагенты в немаркированную тару. Тара всегда закрыта. Не допускается использовать повышенное давление для опорожнения тары. В порожней таре может содержаться опасный остаток вещества. Тара всегда располагается крышкой вверх. Соблюдать меры осторожности при открывании крышки.
8.2 Экологичность проекта
8.2.1 Влияние проектируемых работ на охрану окружающей среды
Работы по гидроразрыву пласта осуществляются в строгом ее соответствии с действующими инструкциями по охране окружающей среды [9,10].
Источники загрязнения и виды воздействия на природную среду при ГРП: 2.1.1. Основные потенциальные источники загрязнения окружающей среды при ГРП: - горючесмазочные материалы (ГСМ);
- пластовые минерализованные воды и продукты освоения скважины (нефть, минерализованные воды);
- продукты сгорания топлива при работе двигателей внутреннего сгорания и котельной;
- хозяйственно-бытовые жидкие и твердые отходы;
-загрязненные ливневые воды.
2.1.2. Виды возможного воздействия на природную среду при ГРП: - химическое загрязнение почв, грунтов, горизонтов подземных вод, поверхностных водоемов, атмосферного воздуха веществами и химическими реагентами, используемыми при ГРП;
-физическое нарушение почвенно-растительного покрова, грунтов, природных ландшафтов;
- нарушение естественного режима многолетнемерзлых грунтов;
- изъятие водных ресурсов.
Состояние поверхностных вод.
Предельно-допустимые концентрации для вод хозяйственно-бытового и питьевого назначения по ГОСТУ 2874-82 "Вода питьевая" следующие: Хлориды(CL ) - 350 мг/л
Сульфаты(SO ) - 500 мг/л
Общая минерализация
(сухой остаток) - 1000 мг/л
Общая жесткость - 7,0 мг.экв/л
Водородный показатель(РН) - 6,0 - 9,0
В ОАО “Юганскнефтегаз” проводится отбор проб воды из поверхностных водоемов ежемесячно и их анализ в лаборатории.
Пробы отбирались на 100 м выше устья р. Салым. Только в апреле вода соответствовала ГОСТУ "Вода питьевая", в остальные месяцы было превышение ПДК по хлоридам (367-497мг/л) и общей минерализации (1005-1267мг/л).
Состояние подземных питьевых источников.
Предельно допустимые концентрации веществ для вод хозяйственно-питьевого назначения даны в разделе "Состояние поверхностных вод".
Лаборатория ОАО “Юганскнефтегаз” проводит регулярно отбор проб воды из питьевых источников (артезианских скважин, родников, колодцев).
Вода из питьевых источников населенных пунктов: п. Пойковский, п. Лемпино по всем параметрам отвечает нормам ГОСТА "Вода питьевая".
Общим недостатком всех источников хозяйственно-питьевого водоснабжения является отсутствие выделенных и утвержденных зон санитарной охраны в области питания. Большинство источников обустраивалось хозспособом, без проведения гидрогеологических исследований и участия специализированной проектной организации. Поэтому существует опасность загрязнения источников хозяйственно-питьевого водоснабжения. Необходимо осуществление специальных исследований и проектных работ по расчету, обоснованию и обустройству зон санитарной охраны источников пресных подземных вод, пока они не загрязнены.
Характер и возможные источники загрязнения.
Загрязнение почв происходит при нарушении герметичности нефтепроводов, водоводов со сточной водой, при утечках жидкости с ДНС, ГЗНУ, КНС, при проведении ремонтов скважин и т.д.
По Приразломному месторождению в 1997 году было загрязнено земель 40,4 га. Из них попорчено (заезжено) 28 га, замазучено 4,5 га, засолено 7,9 га. Рекультивировано и сдано землепользователям 40,4 га, из них: замазученых - 4,5 га, засоленных - 7,9 га и заезженных - 28 га.
За 1997 год по площади было зафиксировано порывов нефтепроводов 106, из них на выкидных 97 и 9 на напорных линиях. На водоводах со сточной водой было 25 порывов (14 на подводящих и 11 на разводящих линиях). Количество ремонтов скважин было: капитальных - 68 и подземных - 105.
Анализ и оценка основных источников загрязнения окружающей среды.
Капитальный и подземный ремонт скважин.
На территории Приразломного месторождения за 1997 год было выполнено ремонтов: капитальных - 68 и подземных - 105 эксплуатационных скважин.
При капитальном ремонте эксплуатационных скважин на поверхность земли выливается в среднем 3 т нефти. На 68 ремонтов это составит 3 т x 68=204 т нефти. При этом в атмосферу выделится: 270 м3/т x 204 т= 55080 м3 газа , не считая испарения самой вылившейся нефти. Вмести с нефтью на поверхность поднимается до 3 м3 рассола с общей минерализацией в среднем 230 г/л, который приводит в негодность 3 м3 x 204=612 м3 пресных поверхностных и подземных вод. Общая площадь ежегодно замазученных земель при КРС составит (при площади земляного амбара порядка 50 м3) 50 м2 x 68=3400 м2 .
При подземном ремонте эксплуатационных скважин на поверхность земли выливается 1 т нефти. На 105 ремонтируемых скважин это составит 105 т/год. При этом в атмосферу выделится: 270 м3/т x 105 т=28350 м3 газа.
Порывы нефтепроводов.
При порывах через отверстия и щели в теле трубопроводов под давлением выбрасываются большие объемы нефти и соленой воды, которые попадают в грунт, на почву и в атмосферный воздух.
При порыве напорного нефтепровода выливается объем равный 22 м3 жидкости (при истечении 2 часов), в том числе 17,8 м3 пластовой воды и 4,2 нефти. Годовой объем вылившейся обводненной нефти составит: 22 м3 х 9=198 м3. Площадь замазученных земель при порыве напорного нефтепровода составляет 174,5 м2. При 9 порывах (за год) будет загрязнено 174,5 м2 x 9=1570,5 м2 или 0,157 га земли.
Порывы водоводов со сточной водой.
В 1997 году по площади Приразломного месторождения было зафиксировано 25 порывов водоводов со сточной водой, в том числе 14 на подводящих и 11 разводящих линиях.
Источниками выброса загрязняющих веществ также являются нефтепромысловые установки (ДНС, УПС, ЦСП, УКПН, ГЗНУ, КНС, ГЗУ), резервуарные парки, открытые очистные установки и другие.
8.2.2 Мероприятия по защите окружающей среды
В качестве жидкостей для проведения ГРП регламентом предусмотрено использование составов на основе нефти, дизельного топлива или пластовой (сеноманской) воды, которые обрабатываются химическими реагентами в фирмы "Клиарвотер Инк". По данным, приведенным фирмой в "Сводке данных по безопасности материалов", большинство используемых реагентов ориентировочно соответствуют 2-3 классу опасности. Кроме того, основа составов - нефть, дизельное топливо - вещества 3 класса токсичности, что представляет потенциальную опасность для окружающей среды. В связи с этим основным природоохранным мероприятием при проведении ГРП является исключение возможности попадания жидкости ГРП в окружающую среду, что достигается выполнением следующих мероприятий: - циркуляция рабочей жидкости при производстве ГРП производится по замкнутой схеме, при которой разлив рабочей жидкости на рабочей площадке исключается;
- для предотвращения разлива жидкости при сборке-разборке коммуникаций под арматуру и быстросъемные соединения трубопроводов устанавливаются переносные емкости ( поддоны );
- необходимое количество рабочей жидкости на скважину подвозится автоцистернами, сливается в насосные агрегаты, а после проведения операции ГРП оставшаяся в излишке рабочая жидкость увозится теми же автоцистернами в пункт ее приготовления;
- для предотвращения перелива технологической жидкости из емкости пескосмесителя на свободный отвод тройника линии низкого давления устанавливается кран и собирается линия для отвода жидкости в емкость;
- приготовление жидкостей ГРП производится по технологии, исключающей попадание ее компонентов в окружающую среду;
- при сборке линий следует обращать внимание на наличие сальников и надежного крепления резьбовых соединений. Под угольники, тройники и места соединения труб с БРС подкладываются деревянные подкладки;
по окончании процесса ГРП руководителем ГРП подается команда на открытие. крана на тройнике линии низкого давления для слива технологической жидкости в емкость, освобождения емкости на пескосмесителе и подготовки ее для промывки . Разлив рабочей жидкости на площадке куста и слив ее в амбары не допускаются;
- проводить операцию ГРП в скважинах с негерметичной колонной и заколонцыми перетоками запрещается.
8.3 Чрезвычайные ситуации
В Тюменской области характерны следующие ЧС : Природного характера: -паводковые наводнения;
-лесные и торфяные пожары;
-ураганы;
-сильные морозы (ниже -40є);
-метели и снежные заносы.
Техногенного характера: -пожары;
-взрывы;
-отключения электроэнергии и др
Заключение
В данной работе рассмотрен район Приразломного месторождения, открытое в 1982 году.
Приразломное месторождение расположено в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области . Месторождение занимает территорию , вытянутую в северном направлении, площадью около 2100 кв. км
В работе были рассмотрены особенности геологического строения, литологии, нефтегазоносности Приразломного месторожденя.. Продуктивность выявлена в шести пластах (А111, А211, Б1, горизонт Б4-5, ачимовская толща - пласты Ач1-2-3, Ач4) из которых основным объектом разработки является горизонт Б4-5, содержащий около 95% всех извлекаемых запасов нефти по категории С1.
Рассмотренный мною метод контроля ГРП аппаратурой кросс-дипольного акустического каротажа, позволил мне сделать следующие выводы: включение аппаратуры кросс-дипольного акустического каротажа в стандартный комплекс исследований скважин будут способствовать расширению области эффективного применения метода ГРП и улучшению его технико- экономических показателей, т.к метод более информативен, удобен и экономически выгоден.
Рассмотренная методика контроля результатов гидроразрыва пласта, позволяет достаточно достоверно фиксировать изменения, произошедшие после проведения ГРП и следить за изменением состояния заколонного пространства.
Были рассчитаны основные экономические показатели и оценена рентабельность работ по проведению ГРП.
Рассмотрены основные потенциальные источники загрязнения окружающей среды при ГРП, виды возможного воздействия на природную среду при ГРП.
Предложены мероприятия по осуществлению безопасности при выполнении работ по ГРП.
Список литературы
1.Инструкция по безопасному ведению технологического процесса ГРП техникой комплекта «Стюарт и Стивенсон».
Нефтеюганск, управление КРС «Интрас», 2010г.
2. Козяр Н.В. «Оценка упругих параметров пород и направления развития трещины ГРП по материалам акустического каротажа» Доклад на научно - производственной конференции «Вопросы проектирования и предварительного рассмотрения документации на разработку месторождений нефти и газа в Западной Сибири и пути их решения» 15-16.12.2009
3. О.Л.Кузнецов, И.А.Чиркин и др. Экспериментальные исследования. - М.: Государственный научный центр Российской Федерации - ВНИИГЕОСИСТЕМ, 2004 (Сейсмоакустика пористых и трещиноватых геологических сред: В 3 т. Т.2, С. 104).
4. Патент РФ, №2251716, Кл. 7 G01V 1/00, опубл. 2005.05.10. Способ поиска углеводородов (варианты) и способ определения глубины залегания продуктивных пластов.
5. Патент РФ №2054697, Кл. 6 G01V 1/00, опубл. 1996.02.20. Способ сейсморазведки при поисках нефтегазовых месторождений.
6.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.,1993г., 103с.
7. РД39-0148070-003/11-97.Технологический регламент на проведение работ по интенсификации притока нефти путем ГРП в процессе строительства и КРС на месторождениях ОАО «ЮНГ».. СИБНИИНП , Тюмень 2009г.
8. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М.,Недра,1979г.
9.РД 391-306-79. Инструкция по расчету колонн НКТ. Куйбышев, 2011г.
10. РД 39-0148070-003/7-95. Регламент «Охрана окружающей среды при строительстве скважин на месторождениях АООТ «Юганскнефтегаз»».
11.РД 39-133-94. Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше. М.,1994, 118с.
12. Янин А.И. Комплексная технологическая схема разработки Приразломного месторождения. СИБНИИНП , Тюмень 2009г, Том 1, книга 1 и 2.
13. Янин А.И. Уточнение технологических показателей разработки по площадкам обустройства Приразломного месторождения. ТООНИИ и Проект, «ТЭРМ», Тюмень 1996г..
14. Янин А. И.Анализ эффективности ГРП, выполненных предприятием «Интрас» на месторождениях Юганского района ТООНИИ и Проект «ТЭРМ», Тюмень 2011г..
