Анализ методов интенсификации притока газа на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении (ЯНАО). курсовая Ильин А (2). Курсовой проект по мдк 01. 02 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 356.08 Kb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ АО ГБПОУ АО «Астраханский государственный политехнический колледж» КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по «МДК 01.02 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» на тему: «Проектирование разработки газоконденсатных месторождений Прикаспийской впадины, на примере Алексеевской площади» Выполнил: ст. гр. РЭМ – 441 Ильин А.А. Проверил: Яковенко И.Б. Астрахань 2023 Содержание
Введение Проектирование разработки газовых и газонефтяных месторождений является сложной, многопрофильной работой. Эта работа выполняется коллективом специалистов в области геологии, геофизики, гидрогеологии, газогидродинамики, термодинамики, бурения, химии, физических методов переработки газа, транспорта, экологии, экономики и т. д. Разработка газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений связана с крупными капитальными вложениями и эксплуатационными затратами. Качеством проекта разработки предопределяется рентабельность газонефтедобывающего предприятия, охрана окружающей среды и природных ресурсов, коэффициенты извлечения газа, конденсата и нефти, численность персонала для освоения месторождения. Поэтому выполнять проект разработки газовых и газонефтяных месторождений для организации и специалистов является почетной и ответственной работой. Под разработкой газовых и газоконденсатных залежей понимается управление процессами движения в пласте газа и газоконденсата к скважинам с целью добычи газа и конденсата. Основные особенности газоконденсатных систем связаны с петлеобразностью фазовой диаграммы, с явлениями обратной конденсации и испарения. Эти особенности приводят к тому, что при снижении давления в газоконденсатной системе ниже давления насыщения начинается выпадение тяжелых углеводородов (конденсата). Фильтрационные течения газоконденсатных систем в пласте сопровождаются фазовыми переходами. Эти переходы происходят в условиях локального термодинамического равновесия. Если давление в газоконденсатном пласте в процессе разработки поддерживается на уровне начального (или давления начала конденсации), то фазовые переходы возникают лишь в зонах пласта, примыкающих к скважинам. В этом случае фильтрация газоконденсатной системы в пласте хорошо описывается дифференциальным уравнением неустановившейся фильтрации реального газа. Это означает, что большинство рассмотренных расчетных методов для газовых месторождений пригодно для определения показателей разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления. В настоящее время все газовые и газоконденсатные месторождения разрабатываются на режиме истощения. Разработка месторождений в режиме истощения обусловливает необходимость уменьшения темпа отбора газа при извлечении примерно 50 % начальных запасов. Длительность периода постоянной добычи и коэффициент газоотдачи определяются начальным пластовым давлением, продуктивностью скважин, запасами, темпом отбора газа, а также активностью водонапорной системы. В среднем на конец периода постоянной добычи коэффициент извлечения газа при газовом режиме практически не превышает 60 % геологических запасов газа. Общая характеристика Алексеевской площади на Прикаспийской впадине Газоконденсатное месторождение Прикаспийской впадины Алексеевской площадки — нефтегазоносная провинция, расположенная в Прикаспийской низменности. Основная её территория (примерно две трети) принадлежит Республике Казахстан, остальная — прилегающим областям Российской Федерации. Общая площадь провинции 500 тыс. км2, в том числе в России 120 тыс. км2. В тектоническом отношении (рисунок 1) Прикаспийская провинция приурочена к одноименной мегасинеклизе в юго-восточной глубоко погруженной части Восточно-Европейской платформы, выполненной осадочным чехлом огромной мощности — до 22 км. Объем осадков, заполняющих впадину, превышает 4 млн км3, из них палеозойские отложения составляют 60%, мезозойские — 30 и кайнозойские — 10. П  рикаспийская впадина является крупнейшей на земном шаре областью развития соляной тектоники. Соль кунгурского возраста в виде соляных куполов, гребней, валов, массивов иногда достигающих огромных размеров (1000 — 1500 км2) прорывает многокилометровую (8 — 9 км) толщу вышележащих отложений и часто выходит на поверхность, иногда образуя соляные озера, разрушая имевшиеся залежи нефти и газа.Рисунок 1 - Схематический геологический профиль Прикаспийской впадины. Типы пород: 1 — сульфатно-соленосные, 2 — терригенные, 3 — карбонатные мелководные, 4 — глинисто-кремнисто-карбонатные депрессионные, 5 — преимущественно терригенные уплотненные и дислоцированные; геофизические слои: 6 — гранитогнейсовый, 7 — базальтовый, 8 — разломы, 9 — глубокие скважины. На основании данных геофизических исследований и бурения проведено нефтегазогеологическое районирование территории Прикаспийской НГП, в составе которой было выделено 5 НГО: Волгоградско-Карачаганакская, Енбекско-Жаркамысская, Южно-Эмбинская, Астраханско-Калмыцкая, Центрально-Прикаспийская. В Прикаспийской провинции нефтегазоносность отмечается практически по всему вскрытому разрезу осадочного чехла. В подсолевом этаже залежи УВ связаны преимущественно с четырьмя основными нефтегазоносными комплексами, литология и стратиграфический объем которых изменяется по площади: терригенным девонским (на востоке девонско-нижнекаменноуголъным), карбонатным верхнедевонским-нижнекаменноугольным, карбонатным нижне-среднекаменноугольным (на севере и западе среднекаменноугольным-нижнепермским), терригенным верх-некаменноугольным-нижнепермским. Среднедевонские отложения (5630 — 5748 м) в объеме эйфельского и живетского ярусов сложены темно-серыми, почти черными известняками, часто органогенными, и аргиллитами. Из этих отложений получены притоки газа и нефти. Среднедевонско-нижнефранский НГК, представленный на северо-западном и западном обрамлении Прикаспийской мегасинеклизы преимущественно терригенными породами мощностью 300— 1150 м. Пористость коллекторов 12 — 30%, проницаемость — до 0,7 мкм2. В направлении к бортовому уступу ведущее значение преобретают порово-трещинные коллекторы. В этих коллекторах выявлена газоконденсатная залежь без примесей сероводорода Среднефранско-нижневизейский НГК имеет сложное фациальное строение и различную полноту разрезов. Мощность комплекса меняется от 0 до 1500 м. В северо-западной части провинции разрез комплекса представлен преимущественно карбонатными породами. Терригенные образования носят подчиненный характер. В нижней части комплекса выявлены газонефтяные и газовые залежи. Нижнекаменноугольный НГК представлен главным образом терригенными отложениями. В северо-западных районах в состав комплекса входят песчано-глинистые породы с редкими прослоями углей и известняков. Нефтегазоносность установлена на Лиманских площадях, на Саратовском участке борта впадины. Продуктивные песчаники залегают на глубине 3500 м. Средняя открытая пористость 12— 15%, проницаемость — 0,22 —0,3мкм2. В юго-западной части бортовой зоны и на юге впадины средневизейская толща выполнена органогенно-обломочными известняками с прослоями мергелей, мощностью до 250 м. На юго-востоке она представлена переслаиванием глинистых и песчаных горизонтов. Месторождения углеводородов подсолевого этажа Прикаспийской провинции представляют собой газовые залежи с высоким газоконденсатным фактором, переходящим в залежи легкой нефти с высоким газовым фактором. Газоконденсатные залежи характеризуются уникально высоким содержанием кислых компонентов. Суммарное их количество в северо-восточных и восточных районах провинции составляет 6—10%, в юго-восточных — до 24% и юго-западных — до 50%. Из них на долю сероводорода приходится: на северо-востоке провинции 4 — 5%, на востоке — до 6%, на юго-востоке — до 20% и юго-западе — более 23%. Стадии разработки газоконденсатных месторождений Этапы разработки газовых и газоконденсатных месторождений Основная отличительная особенность разработки газовых и газоконденсатных месторождений от нефтяных и нефтегазовых, заключается в том, что они разрабатываются в основной массе – фонтанным способом. При этом сложная и протяженная система газоснабжения от залежи до потребителя полностью герметична и представляет собой единое целое. Газовые и газоконденсатные месторождения разрабатываются по двум видам проектов – технологическому и техническому. Технологический проект основан на исходных геологических данных и ограничениях технического, экономического и другого характера. Технический проект базируется на технологическом, но с предусмотрением технических решений, подробной экономики и графической документации. Р  азработка газовых месторождений характеризуется тремя последовательно сменяющимися периодами эксплуатации – нарастающей, постоянной и снижающейся добычей природного газа. График основных показателей разработки газового месторождения приведен на рисунке 2.Рисунок 2 - График основных показателей разработки газового месторождения: Qсум – суммарный отбор газа из залежи; Рмг – давление газа в магистральном газопроводе; n – число скважин; Р. - текущее давление; Рвх – давление на входе в компрессорную станцию; Nдкс – мощность дожимной компрессорной станции; Qг – годовой отбор газа; Р*(t)- безразмерное средневзвешенное давление в залежи. Период постоянной добычи природного газа характеризуется стабильным годовым отбором газа при некоторых колебаниях отборов, обусловленных суточными или сезонными колебаниями потребления природного газа. Период падающей добычи природного газа характеризуется снижающимися годовыми отборами газа. Продолжительность данного периода и минимальный дебит скважин за это время определяется рентабельностью. При разработке газоконденсатных месторождений без поддержания пластового давления для любого периода его разработки устанавливаются зависимость годового отбора конденсата и природного газа, обосновывается коэффициент извлечения природного газа и конденсата при достигнутом уровне техники технологии в данный период. Если разработка газоконденсатного месторождения осуществляется с поддержанием пластового давления, то продолжительность этого периода определяется полнотой отбора утвержденных к извлечению из залежи запасов конденсата. Последующая разработка газоконденсатного месторождения осуществляется как чистого газового месторождения. 2.2. Режимы разработки месторождений природных газов Понятие режима разработки месторождения природного газа подразумевает под собой, проявление движущихся сил в пласте, которые обуславливают приток природного газа к забою скважины. При прогнозировании разработки месторождений природных газов различают два вида режима – газовый и водонапорный (упруговодонапорный). В первом случае, приток газа к забою скважины обусловлен упругой энергией сжатого газа. Этот режим характеризуется тем, что в процессе разработки контурная или подошвенная пластовая вода практически не поступает в газовую залежь или отсутствует. Во втором случае, в процессе разработки газовой залежи наблюдается поступление контурной или подошвенной воды, и как следствие, уменьшение газонасыщенного объёма порового пространства залежи. В этом случае приток газа к забою скважины обусловлен как упругой энергией сжатого газа, так и напором продвигающейся в залежь контурной или подошвенной воды. Вторжение в газовую залежь воды приводит к замедлению темпа падения пластового давления.  При водонапорном режиме зависимость вида отклоняется от соответствующей зависимости справедливой для газового режима. Если с самого начала разработки идет активное вторжение в залежь воды, то водонапорный режим проявляется на ранней стадии разработки. Следовательно, для водонапорного режима процесс обводнения газовых скважин и месторождений – естественный процесс.Рисунок 3 - Примеры зависимости для газовой залежи: 1 – жесткий водонапорный режим; 2, 2а, 3 и 5 – разновидности водонапорного режима;4 – газовый режим. Способы эксплуатации скважин Существуют несколько видов эксплуатации скважин: - фонтанный - газлифтный -глубинный и другие. Под эксплуатацией добывающих скважин понимается их использование в технологических процессах подъема из пласта на поверхность продукции пласта (нефти, конденсата, газа, воды). Способы эксплуатации скважин и периоды их применения обосновываются в проектных документах на разработку месторождения и реализуются нефтегазодобывающими организациями по планам геолого-технических мероприятий. Исходным материалом для составления проекта является информация о структуре месторождения, числе пластов и пропластков, размерах и конфигурации залежей, свойствах коллекторов и насыщающих их нефти, газа и воды. После утверждения запасов производится комплексное проектирование разработки месторождения. При этом используются результаты пробной эксплуатации разведочных скважин, в ходе которой определяют их производительность, пластовое давление, изучают режимы работы залежей, положение водонефтяных (газоводяных) и газонефтяных контактов и др. В ходе проектирования выбирается система разработки месторождения, под которой понимают определение необходимого числа и размещения скважин, последовательность их ввода, сведения о способах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах. Число скважин должно обеспечивать запланированную на рассматриваемый период добычу нефти, газа и конденсата. Размещаются скважины на площади залежи равномерно и неравномерно. При этом различают равномерности и неравномерности двух видов: геометрическую и гидрогазодинамическую. Геометрически равномерно размещают скважины в узлах правильных условных сеток (трех-, четырех-, пяти- и шестиугольных), нанесенных на площадь залежи. Гидрогазодинамически равномерным является такое размещение скважин, когда на каждую приходятся одинаковые запасы нефти (газа, конденсата) в области их дренирования. Схему размещения скважин выбирают с учетом формы и размеров залежи, ее геологического строения, фильтрационных характеристик и т.д. Последовательность ввода скважин в эксплуатацию зависит от многих факторов: плана добычи, темпов строительства промысловых сооружений, наличия буровых установок и т.д. 2.4. Фонтанный способ эксплуатации скважин При добыче газа фонтанный способ является основным. Фонтанная эксплуатация, способ эксплуатации нефтяных, артезианских и газоконденсатных скважин, при котором полезное ископаемое под действием пластовой энергии изливается на поверхность. При подъёме нефти и конденсата пластовая энергия складывается из энергии, зависящей от величины гидростатического напора, определяемого забойным давлением, и энергии газа, выделяемого из нефти и конденсата по мере падения давления при движении вверх по скважине потока продукции. Скважины, в которых ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют колонной фонтанных труб (для рационального использования энергии расширяющегося газа). Диаметр труб выбирается в зависимости от ожидаемого дебита, давления, глубины скважины, условий эксплуатации и диаметра обсадных колонн. После спуска в скважину колонны фонтанных труб на устье устанавливается фонтанная арматура и производится обвязка устьевого оборудования. Длительное и бесперебойное фонтанирование скважин в процессе освоения и эксплуатации обеспечивается правильно выбранным режимом её работы. Режим фонтанной эксплуатации изменяют созданием противодавления в фонтанной ёлке. После того как скважина пробурена и освоена, необходимо начать добывать из нее нефть. Хотя нужно отметить, что не из всех даже эксплуатационных скважин добывается нефть. Существуют так называемые нагнетательные скважины. В них наоборот закачивается, только не нефть, а вода. Это необходимо для эксплуатации месторождения в целом. Нефть находится под землей под таким давлением, что при прокладке к ней пути в виде скважины она устремляется на поверхность. Как правило, фонтанируют скважины только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения. Через некоторое время давление в пласте снижается и фонтан иссякает. Конечно, если бы на этом прекращалась эксплуатация скважины, то под землей оставалось бы более 80% нефти. В процессе освоения скважины в нее опускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ). Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование – фонтанную арматуру. Это оборудование необходимо для управления скважиной. С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти – уменьшать или совсем остановить. После того, когда давление в скважине уменьшится, и скважина начнет давать совсем мало нефти, как посчитают специалисты, ее переведут на другой способ эксплуатации. 2.5 Оборудование устья скважин при фонтанном способе эксплуатации Ф  онтанная арматура - комплект устройств, монтируемый на устье фонтанирующей скважины для его герметизации, подвески лифтовых колонн и управления потоками продукции скважины. ФА должна выдерживать большое давление (при полном закрытии фонтанирующей скважины), давать возможность производить замеры давления, как в лифтовых трубах, так и на выходе продукции из скважины, позволять выпускать или закачивать газ при освоении скважины. ФА включает колонную и трубную головки, фонтанную ёлку и манифольд (рисунок 4).Рисунок 4 - Арматура фонтанная крестовая для однорядного подъемника: 1 - манометры; 2 - трехходовой кран; 3 - буфер; 4, 9 - задвижки; 5 - крестовик елки; 6 - переводная катушка; 7 - переводная втулка; 8 - крестовик трубной головки:10 - штуцеры; 11 - фланец колонны; 12 – буфер Kолонная головка, расположенная в нижней части, служит для подвески обсадных колонн, герметизации межтрубных пространств и контроля давления в них. При простейшей конструкции скважины (без промежуточных технических колонн) вместо колонной головки используют колонный фланец, устанавливаемый на верхней трубе эксплуатационной колонны. Tрубная головка монтируется на колонной головке и служит для подвески и герметизации лифтовых колонн при концентричном или параллельном спуске их в скважину. Фонтанная ёлка устанавливается на трубной головке и служит для распределения и регулирования потоков продукции из скважины. Cостоит из запорных (задвижки, шаровые или конические краны), регулирующих устройств (штуцеры постоянного или переменного сечения) и фитингов (катушки, тройники, крестовины, крышки). Манифольд связывает ФА c трубопроводами. Элементы ФА соединяются фланцами или хомутами. Для уплотнения внутренних полостей используют эластичные манжеты, наружных соединений - жёсткие кольца, стальные. Привод запорных устройств ручной, при высоком давлении пневматический или гидравлический c местным, дистанционным или автоматическим управлением. При отклонении давления продукции скважины от заданных пределов или в случае пожара на скважине автоматически закрываются запорные устройства. Давление во всех полостях контролируется манометрами. Запорные и регулирующие устройства могут дублироваться и заменяться под давлением при работе скважины, возможна также смена под давлением фонтанной ёлки. Для спуска в работающую скважину приборов и др. оборудования на ФА устанавливают лубрикатор - трубу c сальниковым устройством для каната или кабеля, в которой размещается спускаемое в скважину оборудование. Рабочее давление ФА 7-105 МПa, проходное сечение центрального запорного устройства 50-150 мм. ФА скважин морских месторождений c подводным устьем имеют спец. конструкции для дистанционной сборки и управления. 2.6. Регулирование режима эксплуатации фонтанных скважин Регулирование режима работы при фонтанном способе эксплуатации можно осуществить тремя способами: А) созданием противодавления на выходе фонтанной ёлки установкой устьевого дросселя; Б) созданием местного сопротивления у башмака НКТ путём применения глубинного дросселя; В) подбором диаметра и длины колонны НКТ. В основном для регулирования режима эксплуатации фонтанной скважины на выкидных отводах устанавливают дроссели за боковыми задвижками (кранами) фонтанной ёлки. Конструктивно дроссель часто представляет собой шайбу или втулку с проходным отверстием меньшего диаметра, чем внутренний диаметр выкидной линии. Смысл применения дросселя заключается в том, что при прохождении через его сечение потока продукции скважины в результате создания местного гидравлического сопротивления на устье создаётся противодавление, значение которого зависит от параметров проходного сечения. Противодавление на устье скважины вызывает изменение забойного давления, что непосредственно влияет на приток в скважину. Строгой математической зависимости диаметра рабочего сечения дросселя и получаемого дебита фонтанной скважины не существует, поскольку течение газожидкостного потока обладает большой сложностью. Поэтому размеры проходного сечения дросселей подбирают опытным путём. Для обоснованного установления режима эксплуатации фонтанных скважин кроме гидродинамических исследований следует провести специальные исследования и построить, так называемые, регулировочные кривые. Регулировочные кривые – это зависимость всех параметров, характеризующих работу скважины (забойное давление, депрессия, дебит, газовый фактор, содержание воды, содержание песка), от диаметра проходного канала дросселирующего устройства (штуцера). Регулировочные кривые отражают особенность процессов, происходящих между забоем и устьем при подъёме продукции, и позволяют более точно установить технологический режим эксплуатации скважины. 2.7. Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов Площади газоносности газовых залежей в плане могут иметь различную форму: удлиненного овала с отношением продольной и поперечной осей более 10, овала, круга, прямоугольника или фигуры произвольной формы. Территории промыслов различаются рельефом, грунтом, застройками различного назначения. Газоносный коллектор в общем случае характеризуется изменчивостью литологического состава и геолого-физических параметров по площади и разрезу. Эти причины в сочетании с требованиями экономики обуславливают различные способы размещения эксплуатационных, нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности. При разработке газовых и газоконденсатных месторождений широко применяют следующие системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности: Равномерная система по квадратной или треугольной сетке (рисунок 5) Батарейная система (рисунок 6) Линейная «по цепочке» система (рисунок 7) Система в сводовой части залежи (рисунок 8) Неравномерная система (рисунок 9)  Рисунок 5 - Равномерная система размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности по квадратной (а) или треугольной (б) сетке.  Рисунок 6 – Батарейная система размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности. Р  исунок 7 - Линейная «по цепочке» система размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности.Рисунок 8 – Система размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности в сводовой части залежи. Рисунок 9 – Неравномерная система размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности. 3.Расчетная часть Расчеты эксплуатации газовой скважины фонтанным способом. Процесс эксплуатации газовых скважин характеризуется некоторыми особенностями, связанными со свойствами продукции. Так как процесс эксплуатации таких скважин осуществляется при повышенных давлениях на устье, к герметичности газовых скважин предъявляются повышенные требования. Обычно в добывающую скважину спускаются фонтанные трубы и комплекс скважинного оборудования, включающий пакеры, клапаны-отсекатели, циркуляционные и ингибиторные клапаны, замки, посадочные ниппели, телескопические соединения, скважинные камеры, уравнительные клапаны и др. Один из основных вопросов при эксплуатации газовых скважин - определение диаметра подъемных труб. Одним из критериев при расчете диаметра подъемника газовой скважины является обеспечение выноса с забоя твердых или жидких частиц, содержащихся в продукции. Вынос этих частиц зависит от скорости газового потока у башмака труб  .Основное условие выноса следующее: (3.1)где  - критическая скорость, при которой твердые или жидкие частицы находятся в потоке газа во взвешенном состоянии, м/с.Расчет выноса твердых частиц. В этом случае критическая скорость зависит от режима течения газа и диаметра выносимых частиц. Режим течения определяется параметром Рейнольдса  (3.2)или параметром Архимеда  (3.3)где  – диаметр твердой частицы, м;  - плотность твердых частиц, кг/м3 (при расчетах принимают  кг/м3)Выделяют три режима течения: Ламинарный  или  ; (3.4)Переходный  или  ; (3.5)Турбулентный  или  . (3.6)Для каждого из режимов течения критическая скорость рассчитывается по формулам: Ламинарный режим  ; (3.7)Переходный режим  ; (3.8)Турбулентный режим  ; (3.9)где  – плотность газа при давлении и температуре у башмака труб, кг/м3; – динамическая вязкость газа при давлении и температуре у башмака труб, Па*с.Из уравнения притока газа по заданному дебиту рассчитывают забойное давление  (3.10)или по заданному забойному давлению вычисляют дебит. Внутренний диаметр (в м) подъемника  (3.11)где  – дебит газа, тыс.м3/сут.Длина подъемника принимается равной глубине скважины, поэтому давление и температура у башмака подъемника равны соответственно забойным. Полученное значение  округляют до ближайшего меньшего стандартного значения.Расчет выноса жидких капель. Критическая скорость выноса жидких капель с забоя газовой скважины  , (3.12)где  – забойное давление, МПа.Если в продукции скважины имеются твердые и жидкие частицы, то при расчете диаметра подъемника из полученных двух значений диаметра выбирают наименьшее. Иногда при расчете диаметра подъемника принимают =5-10 м/с.Задача. Рассчитать диаметр подъемника, если в продукции скважины имеются твердые частицы диаметром = 0,002 м, а =1,4*10-5 Па*с.Решение. Рассчитываем по (3.3) параметр Архимеда (дано: =1,06 кг/м3;  =2500 м; а=0,6439-10-4; b= 2,139*10-10; рзаб=39,03 МПа;  = 1,15*103 тыс.м3/сут; Тзаб=337 К;  0,811) Так как  , то режим течения, в соответствии с (3.6), турбулентный, а критическая скорость рассчитывается по (3.9): м/с.По формуле (3.1) рассчитываем:  м/с.Вычисляем по (3.11) внутренний диаметр подъемника  м.Выбираем трубы с условным диаметром 60 мм; внутренний диаметр =0,0503 м.4. Техника безопасности и противопожарные мероприятия На нефтегазодобывающих предприятиях руководствуются «Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности», «Правилами безопасности при эксплуатации установок подготовки нефти на предприятиях нефтяной промышленности», «Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий» и настоящими Нормами. В качестве основных мероприятий по охране труда и технике безопасности особое внимание уделяется на: полную герметизацию всего технологического процесса внутрипромыслового сбора, транспорта и подготовки, газа и воды; оснащение технологического оборудования предохранительными устройствами; выбор оборудования из условия максимально возможного давления в нем, а для оборудования на открытых площадках - с учетом нагрева за счет солнечной радиации в летнее время; обеспечение противопожарных разрывов между оборудованием и другими сооружениями в соответствии с требованиями настоящих Норм; размещение электрооборудования (электродвигателей) во взрывопожароопасных помещениях в соответствии с «Правилами устройства электроустановок»; применение блочного и блочно-комплектного оборудования заводского изготовления как более надежного в эксплуатации; контроль, автоматизацию и управление технологическим процессом с диспетчерского пункта; блокировку оборудования и сигнализацию при отклонении от нормальных условий эксплуатации объектов; механизацию трудоемких процессов при производстве ремонтных работ технологического оборудования. Мероприятия по охране окружающей среды включают: - мероприятия по рациональному использованию и охране земель, и водоемов, защите почвы от загрязнения и рекультивации земель, отводимых под строительство; - мероприятия по охране от загрязнения атмосферного воздуха промышленными выбросами; - мероприятия по охране водоемов и улучшению использования природных ресурсов. Охрана земель и водоемов. Рациональное использование и охрана земель должна обеспечиваться следующими мероприятиями: 1 соблюдением нормативов плотности застройки; 2 контролем качества сварных стыков физическими и радиографическими методами; 3 трамбовка и планировка грунта при засыпке траншей после укладки трубопроводов; 4 организованный отвод поверхностных вод с территории площадок; 5 сбор загрязненных стоков при ремонте скважины с применением инвентарных поддонов и емкостей; 6 обваловка площадок устьев скважин по периметру земельным валом с целью локализации загрязнений при авариях. Комплекс противопожарных мероприятий: 1. Противопожарные разрывы между строительными объектами, от открытых складов с резервуарами, газгольдерами, наружных технологических установок, аппаратов до зданий; а также между ними, в зависимости от степени стойкости к огню, категорий по взрывопожарной опасности, должны обеспечивать невозможность перехода пожара от одного объекта к другому; 2. Установка автоматической сигнализации о возникновении пожара с установкой дымовых датчиков; 3. Система оповещения и управления эвакуационными потоками движения людей при возникновении пожара. 4. Обеспечение пожарными гидрантами, кранами, установленными на сетях, системах наружного, внутреннего водоснабжения. 5. Установка стационарных установок пожаротушения, подавляющими очаги возгорания на начальной стадии развития. Заключение Проектирование разработки газовых и газонефтяных месторождений является сложной, многопрофильной работой. Эта работа выполняется коллективом специалистов в области геологии, геофизики, гидрогеологии, газогидродинамики, термодинамики, бурения, химии, физических методов переработки газа, транспорта, экологии, экономики и т. д. Разработка газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений связана с крупными капитальными вложениями и эксплуатационными затратами. Качеством проекта разработки предопределяется рентабельность газонефтедобывающего предприятия, охрана окружающей среды и природных ресурсов, коэффициенты извлечения газа, конденсата и нефти, численность персонала для освоения месторождения. Поэтому выполнять проект разработки газовых и газонефтяных месторождений для организации и специалистов является почетной и ответственной работой. Основным требованием, предъявляемым к этим дисциплинам теорией проектирования и рациональной разработки месторождений природного газа, является предоставление возможно большей информации о месторождении при высокой степени её достоверности. К числу задач, решаемых методами подземной газогидродинамики, относятся: определение параметров пластов по данным исследований скважин, расчет продвижения контурных или подошвенных вод, определение потребного числа эксплуатационных (и нагнетательных) скважин и изменение их числа во времени при различных схемах размещения скважин на площади газоносности, нахождение дебитов скважин, пластовых, забойных давлений и температур, определения их изменения во времени и т.д. Получение этих сведений позволяет определить параметры системы обустройства промысла – диаметры шлейфов и коллекторов, параметры схемы подготовки газа к дальнейшему транспорту и извлечения конденсата, мощность головной компрессорной станции, продолжительность бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации и прочие показатели. Многие из указанных задач весьма сложны в математическом отношении. Успешное решение их часто оказывается возможным лишь методами с применением быстродействующих электронных машин, компьютеров и методов электродинамической аналогии. В процессе разработки месторождения получается новая дополнительная информация о строении месторождения, распределения давления в пласте, продвижении контуров водоносности и др. Обработка этой информации и правильная оценка её значения, проведенный анализ разработки невозможны без знания теории. Список литературы Разработка газоконденсатных месторождений./А. X . Мирзаджанзаде, А. Г. Дурмишьян, А . Г. Ковалев, Т. А. Аллахвердиев. М ., Недра, 1967. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М ., Недра, 1971. Рассохин Г. В ., Леонтьев И. А ., Петренко В. И. Влияние обводнения многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений на их разработку. М ., Недра, 1973 ШмыгляП . Т. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. М ., Недра, 1967. Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Нефтегазовый комплекс России: состояние, проекты, международное сотрудничество. – Новосибирск: ИЭОПП СО РАН, 2011. – 296 с. Федеральный закон от 30.11.1995 г. N 187 - ФЗ «О континентальном шельфе Российской Федерации». |