журнал медиалогия. Сборник статей по материалам cxciii международной научнопрактической конференции 46 (193) Декабрь 2020 г
 Скачать 5.98 Mb.
|
|
Таблица 1. О проведении проверок ведомственного контроля в 2018-2019 годах № п/п Наименование показателей 2018 год 2019 год 1 Общее количество подведомственных организаций 208 207 2 Общая численность занятых работников 20787 19150 3 Запланировано проверок 23 19 4 Проведено проверок 25 21 5 Нарушения трудового законодательства выявлено в организациях 16 16 6 Нарушения по вопросам: 6.1 Кадрового делопроизводства 32 28 6.2 Трудового договора 36 38 6.3 Рабочего времени, времени отдыха 3 1 6.4 Оплаты труда 16 20 6.6 Дисциплины труда, а также трудового распорядка 3 1 6.7 Материальной ответственности сторон трудового договора 2 1 6.8 Регулирование отдельных категорий работников 12 9 6.9 Организации работ по ОТ 30 27 6.10 Медицинские осмотры 22 23 6.11 Обучения работников по ОТ 20 8 6.12 СИЗ и СКЗ для работников предприятия 10 7 393 По данным можно сделать вывод, что в 2018 году больше было нарушений по показателям: кадрового делопроизводства, трудового договора, обучении работников по ОТ, в обеспечении работников средствами индивидуальной и коллективной защиты. Если добавить проверочные листы, то это позволит специалистам по охране труда оптимизировать и сократить время для проведения аудита и актуализации нормативно-правовых актов и иных документов по охране труда в организации. Список литературы: 1. Кукин П.П., Лапин В.Л., Пономарев Н.Л. Безопасность жизнедеятельности. Безопасность технологических процессов и производств (Охрана труда) [Текст]: Учеб. Пособие для вузов/ 2-е изд., испр, и доп. – М.: Высшая школа, 2002. – 319 с. 2. Трудовой кодекс Российской федерации от 30.12.2001 №197-ФЗ (ред. от 24.04.2020). 3. О ведомственном контроле за соблюдением трудового законодательства и иных нормативных правовых актов, содержащих нормы трудового права [Электронный ресурс] : Закон Самарской области №140-ГД от 29.12.2012 URL: https://www.samregion.ru/documents/laws/140-gd-ot-29-12-2012/. 394 СЕКЦИЯ 16. МОДЕЛИРОВАНИЕ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ТЯМКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА БАЗЕ ГЕОЛОГО–ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ Адамс Тарик студент, Тюменский индустриальный университет, РФ, г. Тюмень Аль-Машрки Таха Хуссейн студент, Тюменский индустриальный университет, РФ, г. Тюмень Ключевые слова: геолого-технических мероприятий (ГТМ), модель, гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидродинамическая модель, варианты разработки. В настоящее время ведется разработка месторождений, планирование геолого-технических мероприятий (ГТМ) с использованием передовых технологий. Геолого-гидродинамические модели создаются с использованием данных исследований кернового материала, данных сейсморазведочных работ, геофизических и гидродинамических исследований скважин для снижения рисков при планировании систем заводнения и разбуривании залежей. Расчет модели выполнялся в программном комплексе tNavigator. Программный комплекс t-Navigator (рисунок 1) может напрямую работать с входными данными в форматах ECLIPSE 100 и 300 (Schlumberger), IMEX и STARS (CMG) и Tempest MORE (ROXAR). 395 По результатам интерпретации материалов 3Д и проведения в 2011- 2012 году геологоразведочных работ по пласту Ю 3-4 произошли изменения в геологической модели месторождения. Основные из них связаны с выделением в южной части литологического экрана, отделяющего залежь пластов Ю 3-4 от одновозрастных залежей Косухинского месторождения, уточнения линий глинизации в районе скважины 207Р, изменениями структурного плана, уточнения эффективных нефтенасыщенных толщин в северной части залежи. Была проведена подробная корреляция всех пробуренных на месторождении скважин чтобы построить модели залежи. В результате построения геологической и гидродинамической модели Тямкинского нефтяного месторождения получена система, которая дает возможность оценить с высокой точностью местоположение текущих запасов нефти, геологические условия района, а также области низкой дренируемости скважинами добывающими [1, 2]. На основе полученной гидродинамической модели выполнены прогнозные расчеты, с целью выявления последующих показателей разработки по Тямкинской площади и выявления участков, нефтенасыщенность которых не снижается с течением времени. Эти участки представляют собой те части месторождения, которые плохо дренируются из ближайших добывающих 396 скважин и на которые не влияет система нагнетательных скважин. В связи с тем, что наличие недренируемых остаточных запасов нефти было установлено, было принято решение рассчитать целесообразности оптимизации системы разработки путем бурения вертикальных и горизонтальных скважин. В настоящей работе на модели Тямкинского месторождения было предложено три (3) варианта оптимизации системы разработки. Мы сравнили изменение подвижных запасов в залежи на менее выработанных участках без дополнительных мероприятий, после бурения горизонтальных скважин, вертикальных скважин с горизонтальным окончанием на этом участке месторождения, и после проведения ГРП (рисунок 2). Во всех вариантах планируется проведение выборочно повторных ГРП в наклонно-направленных скважинах. Запланированы кислотные обработки в нагнетательных скважинах. Мы также учитываем, чтобы фазовая проницаемость для нефти была максимальной для извлечения безводной нефти [3]. Экономический расчет показал, что повторный ГРП в наклонно- направленных скважинах месторождения дает положительный результат. А за счет замены наклонно-направленных боковых стволов горизонтальными экономический эффект улучшается, поэтому этот вариант – лучший. 397 Список литературы: 1. Хисамов Р.С., Ибатуллин Р.Р., Никифоров А.И., Иванов А.Ф., Низаев Р.Х. Теория и практика моделирования разработки нефтяных месторождений в различных геолого-физических условиях. – Казань: Изд-во "ФЭН" Академии наук РТ, 2009. – 239 с. 2. Низаев Р.Х., Бакиров И.М., Орехов Е.В. Методическое пособие по "Созданию геологической и гидродинамической моделей месторождения", Альметьевск, 2008, - 42 с. 3. Низаев Р.Х. Развитие технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефтяных месторождений на основе геолого-технологического моделирования. Автореферат диссертации на доктора технических наук. - Бугульма, 2010. – 49-55 с. 4. «Дополнение к технологической схема разработки Тямкинского газо- нефтяного месторождения» (протокол Роснедр №18/953-пр от 17.12.2012 г., ЭЗ №411-12 оп). 398 ВЫЯВЛЕНИЕ ЗОН ПРИТОКОВ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИНАХ С ПОМОЩЬЮ СПЕКТРАЛЬНОЙ ШУМОМЕТРИИ Клименко Ян Игоревич магистрант, Тюменский индустриальный университет, РФ, г. Тюмень Колев Жеко Митков научный руководитель, канд. техн. наук, доц., Тюменский индустриальный университет, РФ, г. Тюмень Скважинная шумометрия используется в нефтяной индустрии уже несколько десятилетий. Однако высокочувствительная спектральная шумометрия [1] с возможностью записи акустических сигналов в широком диапазоне частот с высокой дискретностью опроса является хорошим инструментом для анализа потоков в пласте-коллекторе. Исследования, представленные в настоящей статье, были выполнены прибором нового поколения SNL-НD, обеспечивающим регистрацию акустических сигналов в диапазоне частот от 9 Гц до 58.6 кГц. Частотное разрешение прибора составляет 9 Гц в диапазоне ниже 5 кГц и 114 Гц в диапазоне от 0.1 до 58.6 кГц, динамический диапазон изменения уровня шума соответствует 90 дБ. Спектр шумов содержит 1024 частотных каналов, что приводит к высокому разрешению получаемых спектров шумов и возможности их детального анализа. Исходя из спектрального состава шумов определяются их источники и выделяются компоненты шумов, которые генерируются потоком жидкости по пласту и из пласта. Для получения качественных данных при использовании спектрального шумомера важную роль играет соблюдение правильной процедуры исследований. Перед исследованием шумомеры SNL-НD проходят этап калибровки путем регистрации амплитудно-частотных характеристик во всем диапазоне заявленных частот. Замеры шумов проводятся на подъёме с остановками для устранения шума от движения прибора и с целью накопления 399 данных. Шаг регистрации по глубине в интервале детальных исследований между стоянками составляет 1 м. На поверхности данные считываются с прибора и визуализируются в виде цветовых панелей, на которых шкала частот отображается слева направо, а амплитуда шума отображается цветом: красный цвет означает максимальную амплитуду сигнала, а синий - минимальную. При анализе спектра шумов учитывается, что при движении флюида, вызванным перепадом давления, через трубку большого сечения, генерируется звук низкой частоты, а через трубку меньшего сечения - более высокой частоты [2]. Следовательно, при фильтрации флюида через поровые коллекторы формируется звуковой сигнал высокой частоты, а поток флюида через трещины обычно генерирует шумы в диапазоне низких частот. На спектральных панелях поток флюида по стволу скважины, который генерирует шум в области низких частот и имеет одинаковый частотный спектр шумов по глубине. Для выделения резервуарного шума применяются различные методы фильтрации на основе вейвлет-преобразования. При фильтрации используется тот факт, что шумы различной природы существенно различаются во временной области, даже если в частотной области эти данные похожи. Чтобы определить геометрию потоков флюида за колонной, когда нег прямого контакта прибора и жидкости, использовали шумометрию высокого разрешения, основная цепь которой исследовать процессы в пласте. Спектральная шумометрия позволила на скважинах исследуемого месторождения выявить зоны притоков углеводородов в ствол горизонтальной скважины, пробуренных в трещиноватом карбонатном пласте. Несмотря на то, что шумометрия не определяет направление трещин, была получена ценная информация о локализации потоков по активным трещинам, что позволило контролировать разработку горизонтальных скважин и выдавать рекомендации по увеличению производительности скважины. С целью определения источника притоков жидкости их пласта в скважину, был проведен совместный анализ данных скважинной спектральной 400 шумометрии SNL-НD, данных FMI и Sonic Scanner, которые содержат информацию о трещиноватости пласта в интервале исследования скважины на момент начала её эксплуатации. Для подтверждения сделанных выводов была использована также дополнительная информация из данных термометрии, датчиков состава и скважинной расходометрии [3]. Таким образом, в данной статье показано преимущество совместного анализа всех зарегистрированных методов, а не каждого в отдельности, при изучении процессов в пласте и скважине. В сложных скважинных условиях применение полного комплекса ПГИ, состоящего из датчиков стандартной комплексной аппаратуры для исследования горизонтальных стволов и включающего в себя спектральную шумометрию, оказывается наиболее информативным. Список литературы: 1. Клименко Я.И. Моделирование и исследование профиля притока к скважинам // Студенческий вестник: электрон. научн. журн. 2019. № 46(96). Часть 7. С. 24 – 25 2. Клименко Я.И. Исследование профиля притока к горизонтальным скважинам // Студенческий вестник: электрон. научн. журн. 2020. № 43(141) 3. Черных В.А. Математические моделирование горизонтальных и наклонных газовых скважин / В.А. Черных, В.В. Черных // Москва, 2008. – 460 с. 401 СЕКЦИЯ 17. ТЕХНОЛОГИИ АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ДОЛОТ PDC В СЛОЖНЫХ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ Анташкиев Ибрагим Амерханович студент, Тюменский индустриальный университет, РФ, г. Тюмень Салтыков Владимир Валентинович научный руководитель, д-р техн. наук, Тюменский индустриальный университет, РФ, г. Тюмень В Восточной Сибири и Якутии применение долот РДС затруднительно в силу того, что в данных регионах сложный геологический разрез. В условиях карбонатных пород применение имеющихся долот PDC было неэффективным с экономической точки зрения, часто наблюдаются сколы, истирание, износ подложек, усталостные трещины. Но это результат скорее не верно выбранных для конкретных интервалов: типов самих долот, скорости и режима бурения, бурового раствора. Необходимо вырабатывать более рациональный инструмент и режимы его применения. После анализа отработки долот предлагается увеличить запас вооружения, увеличивать количество лопастей и уменьшать диаметр резцов. Для менее твердых пород размер резцов рекомендуется увеличивать до 22,5 мм. Предлагается изменить длину калибрующей части в зависимости от назначения долота: для участка набора зенитного угла, для зарезных долот и т.д оптимальный для этого сплава передний угол резания-скалывания породы. Высокая частота вращения буровой колонны вызывает ее чрезмерные вибрации, приводящие к сколам алмазно-твердосплавных пластин резцов. Применение долот с усиленным антивибрационным вооружением имеют больший срок службы, чем долота без усиленного антивибрационного вооружения и 402 способны показывать положительный результат при бурении в интервалах переслаивания горных пород. Применение долот PDC в условиях твердых возможно, только при выборе долот с резцами последнего поколения, устойчивых к воздействию ударно- скалывающих нагрузок. Существует зависимость критической частоты вращения инструмента от размеров бурильных труб колонны. Следует избегать увеличения скорости вращения свыше 245–280 мин. В настоящее время при бурении даже малых интервалов трещиноватых и окремленных пород необходимо применять ограниченные скорости. Только в этом случае, возможно обеспечить эффективную отработку долот PDC. На сегодняшний день одним из основных ресурсов долот РDС для бурения абразивных пород VI категории твердости и выше является применение специальных износостойких резцов, обладающих большой ударной, абразивной и термомеханической стойкостью. Еще резервом повышения эффективности бурения этими долотами являются переменные факторы, такие как конструкция корпуса долота, размещение, величина и ориентация режущих элементов резцов, а также нахождение оптимального по свойствам бурового раствора для резания- скалывания разных пород. Рисунок 1. Переменные, влияющие на эффективность долот PDC 403 Таким образом, принцип резания-скалывания горной породы резцами типа PDC должен учитывать как процесс разрушения горной породы, так и влияние среды (бурового раствора, насыщенного шламом и разрушенной, но еще не удаленной из зоны разрушения горной породы) на работу резцов [1]. Это позволит выровнять сопротивление со стороны горной породы и среды в которой работают резцы. Поэтому возникает необходимость усовершенствовать методику проектирования долот, с целью создания более равнопрочного торца долота. В заключении можно сказать, что эффективность применения долот PDC достигается не только за счет принципиального подхода к разрушению горных пород. Процесс бурения является многофакторной системой, и каждая переменная вносит свой вклад в общую эффективность работы породоразрушающего инструмента. Подобный комплексный подход к процессу отработки долот PDC позволяет добиться существенного увеличения проходки на долото, средней механической скорости, а следовательно, коммерческой скорости бурения при одновременном снижении эксплуатационных затрат на 1 метр проходки. Все это означает, что применение долот PDC позволяет снизить стоимость строительства скважин. Список литературы: 1. Шарипов А.Н. Оптимизация конструкций долот PDC, направленная на снижение времени бурения секции под эксплуатационную колонну / А.Н. Шарипов, Д.Г. Храмов, Е.А Ковалевский // Бурение и нефть. – 2013. – №6. – С. 42-46. 404 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЫБРОСОВ ПРИ РУЧНОМ МЕТОДЕ ЗАЧИСТКИ РВС В ЦЕХУ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА НА ЮЖНО-ЯГУНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ Барыкина Виктория Викторовна студент Тюменского индустриального университета, РФ, г. Тюмень Барыкин Дмитрий Алексеевич студент Тюменского индустриального университета, РФ, г. Тюмень Литвинова Наталья Анатольевна научный руководитель, проф., канд. техн. наук Тюменского индустриального университета, РФ, г. Тюмень Нефтешламы, которые образуются при зачистке нефтяных резервуаров, относятся к третьему классу опасности и во избежание загрязнения окружающей среды из-за высокой токсичности не могут быть вывезены на полигоны для захоронения, они подлежат обязательной переработке и утилизации. Объем таких нефтешламов может достигать одной трети объема самого резервуара и в общем объеме по резервуарному парку исчисляться десятками тысяч тонн. Зачистка нефтяных и нефтепродуктовых резервуаров – колоссальный источник загрязнения окружающей среды по всей планете. При ручной зачистке резервуаров от нефтешламов генерируется огромное количество отходов, которые обычно сбрасываются в шламонакопители, загрязняя окружающую среду за счет испарений углеводородов, их биодеструкции и миграции с грунтовыми водами. Перерабатывать такие нефтеотходы из шламонакопителей крайне сложно и затратно. Как известно, нефтешламы из резервуаров на 60-90% состоят из углеводородов. Если непосредственно в процессе очистки выделить эти углеводороды и вернуть их в производство в качестве промпродукта, то объем нефтешлама подлежащего захоронению снизится соответственно на 60-90%. 405 Особо следует отметить что переработать “свежий” нефтешлам извлеченный из резервуара при его зачистке, значительно проще, чем пролежавший длительное время в шламонакопителе [1]. Другим важным аспектом является воздействие углеводородов на здоровье человека при ручном методе зачистки резервуаров. Не секрет, что длительное воздействие углеводородов, попадающих в органы дыхания человека, крайне отрицательно сказывается на здоровье, вызывая целый ряд тяжелых заболеваний, включая раковые. Зачастую, средства индивидуальной защиты, применяемые при зачистке резервуаров ручными методами, крайне примитивны и фактически не защищают человека от крайне вредной атмосферы внутри резервуаров. Трудовые ресурсы человека ограничены и физически непрерывно проводить работы по зачистке невозможно. Ручная очистка резервуаров, к сожалению, остается наиболее распространенным методом, имеющим ряд недостатков. Это, прежде всего, риск для здоровья и безопасности работников, производящих очистку; загрязнение окружающей среды (воздух, почва); а главное, огромные объемы нефтеотходов, требующие дальнейших операций по транспортировке, захоронению или переработке (обезвреживанию). При этом простейший путь, это передача отхода специализированной организации с целью захоронения. При разработке месторождения особо опасными и наиболее распространенными токсичными веществами являются: углеводороды, сероводороды, сернистый и серный ангидриды, окись углерода, углекислый газ, окиси азота, аммиака. На промыслах основное количество вредных веществ поступает в воздух из резервуаров, от эксплуатационного фонда скважин, газосепараторов, при сжигании факелов, при повреждении нефтепроводов, емкостей и т.д.[2] Расчет выбросов вредных веществ [3] 1. Из резервуаров по подготовке нефти рассчитывается по формуле: М у/в = 0,94 * 10 -2 * К п * C n ( 1-аn ), т/год (1) 406 где: С n – масса обводненной нефти, поступающей в резервуары при подготовке; К п – коэффициент технологических потерь нефти при подготовке равный 0,19% - для наших промыслов; ап – средний коэффициент обводненности нефти в долях М у/в = 0,94 * 10 -2 * 21117,783 * 0,19 * (1 – 0,32) = 25,647 т/год При транспортировке и хранении нефти рассчитывается по формуле М у/в = 0,94 * 10 -2 * Ктр.х * Стр.х * (1 – 0,01 * В), т/год (2) где: Стр.х – масса нефти, поступающая в промысловые товарные резервуары в процессе транспортирования и хранения нефти в пределах НГДУ, (т/год) Ктр.х – коэффициент потерь В – содержание воды в товарный нефти, определяемый по ГОСТ Му /в = 0,94 * 10 -2 * 0,19 * 12367,457 * (1 - 0,01 * 0,271) = 22,728 т/год 2.1. Выбросы паров нефтепродуктов в атмосферу из резервуаров типа РВС Валовые выбросы паров нефтепродуктов рассчитывается по формуле: М = С 1 · К р max · V ч max / 3600 (3) где: С 1 – концентрация паров нефтепродукта в резервуаре (г/м 3 ) , К р max - опытный коэффициент V ч max - максимальный объем паровоздушной смеси (м 3 /ч), вытесняемой из резервуара (группы одноцелевых резервуаров) во время закачки нефтепродукта, равный производительности насоса; М=4,32*400*0,80/3600=0,384 г/с Применяемый в настоящее время ручной метод зачистки резервуаров имеет множество недостатков, главные из которых это небезопасность проведения работ, риски для здоровья людей и загрязнение окружающей среды. Уменьшение объема выбросов паров углеводородов в атмосферу может быть достигнуто различными путями: улучшением герметизации емкостей; снижением абсолютных значений температуры газового пространства и 407 хранимых продуктов, а также уменьшением амплитуды их колебаний; уменьшением объема газового пространства в резервуаре; улавливанием паров углеводородов, образующихся в резервуарах. Практическая реализация этих путей в виде организационно-технических решений может быть выполнено за счет теплоизоляции, окраски, термостатирования резервуаров, снижения объемов газового пространства, герметизацией и водяным орошением. |