Геологическая разработка месторождения Заречное

Истинность полученных результатов подвергается сомнению вследствие низкой достоверности исходных данных. Причинами низкой достоверности исходной информации явились следующие факты:

1. Исследования проводились только на 4 режимах.

2. Исследования проведены непоследовательно, то есть не было выполнено условие последовательного перехода от меньших дебитов к большим и наоборот.

3. Получен значительный разброс точек на индикаторной кривой.

Очевидно, что низкая достоверность исходных данных обусловливает невысокую точность полученных результатов.

Значения проводимости, проницаемости и пьезопроводности, полученных при обработке КВД, оказались несколько большими в сравнении с результатами геофизических исследований и анализа керна. Такое различие может быть объяснено протеканием группы процессов в призабойной зоне (самоочищением призабойной зоны) в процессе эксплуатации скважины, либо неточностью проведённых в ходе исследования замеров.

2.3.2 Подсчёт запасов газовой залежи XIII^а пласта

А. Общая характеристика существующих методов определения запасов природного газа.

При разведке и разработке газовых месторождений применяют 2 наиболее распространённых метода подсчёта начальных (балансовых) запасов газа: объемный метод и метод падения давления. В работе рассмотрен объемный метод подсчёта начальных (балансовых) запасов газа.

Объемный метод определения запасов газа является широко распространённым, поскольку им можно пользоваться на любой стадии разведки и разработки месторождения. Основан этот метод на определении давления, газонасыщенности, пористости и геометрических размеров газоносной части пласта, для чего бурится значительное число разведочных скважин с большим отбором керна из продуктивных пластов (в неоднородных, особенно в карбонатных и трещиноватых коллекторах, достоверные параметры, такие как эффективная пористость m, эффективная толщина h пласта или их произведение (коэффициент емкости коллектора), трудно определить).

Запасы газа по падению давления подсчитывают при опытно-промышленной эксплуатации и разработке месторождения. Такой метод подсчета запасов газа более надежный. Основной задачей в этом случае является правильность установления средневзвешенного давления по объему порового пространства и точный учет количества добытого газа.

Для точного определения средневзвешенного давления необходимо знать, как и в объемном методе, распределение коэффициента емкости коллектора m·h по площади пласта.

Необходимо отметить, что как первый, так и второй метод позволяют определить начальные балансовые запасы газа. Извлекаемые же запасы газа - это запасы, которые можно извлечь до достижения экономически рентабельного отбора из месторождения. Определяются они конечным коэффициентом газоотдачи.

Б. Определения запасов газа объёмным методом

Запасы, то есть объем газа, находящегося в пласте, при реализации данного метода определяется исходя из геометрии порового пространства и характеристики газа.

Для элемента объема пласта dV согласно уравнению состояния реального газа имеем:

, (2.16)

Или

, (2.17)

где dQ_з - запас газа в элементе газоносного пласта объёмом dV, приведённый к стандартным условиям, р - пластовое давление, МПа; Т - пластовая температура, К; z - коэффициент сверхсжимаемости при пластовых давлении и температуре для данного состава газа; m - пористость; б - коэффициент газонасыщенности; dЩ - объём порового пространства элемента пласта dV.

Для обычных газоносных пластов в общем случае параметры m, p, T, z, б переменные как по мощности, так и по площади залежи.

Запасы газа определяются путём интегрирования уравнения (1) в пределах 0 - Q_з и 0 - V:

. (2.18)

Интегрирование по объёму можно заменить интегрированием по площади F газоносной части пласта и по эффективной толщине h пласта:

. (2.19)

Здесь dF и dh - соответственно площадь и эффективная толщина элемента dV газоносного пласта.

Методика определения запасов газа по формуле (2.19) состоит в следующем. Для каждой скважины сначала определяем удельные запасы по следующей формуле:

, (2.20)

где i - число продуктивных пропластков в скважине.

Удельные запасы газа, приходящиеся на каждую скважину, наносят на карту и, соединяя линиями точки с одинаковыми значениями, получают карту удельных запасов газа. По этой карте определяются площади, соответствующие каждому значению. Запасы газа для пласта в целом определяются по формуле:

. (2.21)

В нашем случае, поскольку пласт вскрыт одной скважиной, формула для подсчёта запасов газа значительно упростится:

, (2.22)

(млн. м³)

В данной формуле использованы средние значения соответствующих параметров. Исходные геолого-промысловые данные, необходимые для проведения расчёта, представлены в таблице 2.2. Балансовые запасы газа газовой залежи XIII^а пласта, определённые по формуле (2.22) составили 35,3 млн. м³.

2.3.3 Борьба с осложнениями на месторождении Заречное

А. Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин месторождения.

Одним из осложняющих факторов при эксплуатации газовых скважин является коррозия оборудования, интенсивность которой зависит от наличия углекислого газа и сероводорода, входящих в состав добываемого газа. Так при парциальном давлении углекислого газа выше 0,2 МПа появляется опасность коррозии скважинного и промыслового оборудования. Содержание углекислого газа, также как и сероводорода, в природном газе месторождения Заречное отсутствует.

Ещё одним осложняющим фактором при эксплуатации газовых скважин является образование гидратов от пласта до потребителя. С целью предотвращения отложений гидратов в поток подаётся ингибитор, в качестве которого используется метанол. Для подачи метанола в трубное и затрубное пространство на устье скважин устанавливаются метанольницы объёмом 0,05м³. Подача метанола в скважину осуществляется путём барботажа за счёт превышения гидростатического уровня над точкой ввода.

При рассмотрении равновесных кривых образования гидратов установлено, что при относительной плотности газа 0,58, температурах и давлениях, полученных при гидродинамических исследованиях от пласта до магистрального газопровода, будет происходить гидратообразование.

Требуемое количество метанола для предотвращения гидратообразования определяется исходя из влагосодержания газа в пластовых условиях, на устье и далее. Расчёт количества ингибитора, необходимого для предотвращения образования гидратов в стволе скважины, приведён в следующем параграфе.

При сложившихся условиях эксплуатации месторождений Анивского района обводнение скважин происходит быстро, по мере роста обводнённости необходимо установить технологический регламент на продувку скважин с целью удаления жидкости с забоя, что предотвратит образование гидратных пробок в процессе эксплуатации скважин.

Основными методами борьбы с гидратами являются снижение давления в скважине (проведение продувок скважин) и повышение температуры.

Б. Обоснование конструкций фонтанных подъёмников газовых скважин месторождения Заречное

Б.1 Расчёт лифта газовых скважин

Конструкция фонтанного подъёмника принимается исходя из диаметра эксплуатационной колонны, глубины залегания продуктивных горизонтов, ожидаемых дебитов скважин, возможности проведения ремонтных работ и предупреждения осложнений при эксплуатации скважин с минимальными затратами.

Главным критерием выбора фонтанного подъёмника является обеспечение выноса жидкости и твёрдых частиц, содержащихся в продукции скважин.

Вынос твёрдых и жидких частиц зависит от скорости v₀ газового потока у башмака фонтанных труб. Для надёжности выноса частиц необходимо создать скорость v₀ = 1,2v_кр, где v_кр - критическая скорость, при которой твёрдые или жидкие частицы находятся во взвешенном состоянии.

Для твёрдых частиц критическая скорость зависит от режима движения и диаметра выносимых частиц. Режим течения определяется числом Рейнольдса:

, (2.23)

или критерием Архимеда:

. (2.24)

При ламинарном режиме Re < 2 или Ar < 36, переходном 2 < Re < 500 или 36 < Ar < 83000 и турбулентном Re > 500 и Ar > 83000. Критические скорости v_кр для каждого режима рассчитываются следующим образом. При ламинарном режиме критическая скорость найдётся из формулы:

; (2.25)

при переходном режиме:

; (2.26)

при турбулентном режиме:

, (2.27)

где d - диаметр твёрдой частицы; с_ч и с_г - плотность соответственно твёрдых частиц и газа при давлении и температуре у башмака фонтанных труб; м - коэффициент динамической вязкости газа при давлении и температуре у башмака фонтанных труб.

Порядок расчёта диаметра колонны фонтанных труб следующий. При известных плотности и диаметре твёрдых частиц определяют критерий Архимеда. Определив режим течения, рассчитывают критическую скорость по соответствующей формуле.

(м/с)

Из уравнения притока к скважине по заданному дебиту определяется забойное давление:

, (2.28)

(МПа)

Далее определяется диаметр фонтанной колонны D:

, (2.29)

где р_пл, р_з и р_ат - соответственно пластовое, забойное и атмосферное давление; Q - дебит газа, A и B - коэффициенты фильтрационных сопротивлений; Т_з и Т_ст - соответственно забойная и стандартная температуры, z_з - коэффициент сжимаемости газа при забойном давлении и температуре.

(м)

Полученное значение D=20 мм округляем до ближайшего стандартного значения внутреннего диаметра фонтанных труб. Принимаем D=48 мм.

В. Расчёт количества ингибитора гидратообразования.

В общем виде норма расхода метанола на технологический процесс определяется по уравнению материального баланса:

, (2.30)

где Н_ж - составляющая нормы расхода реагента, распределяющегося в жидкую фазу; Н_г - то же, в газовую фазу; Н_к - тоже, в углеводородный конденсат.

1. Расчёт составляющей нормы расхода метанола, распределяющегося в жидкой фазе.

Составляющая норма расхода реагента, распределяющегося в жидкую фазу, рассчитывается по уравнению:

, (2.31)

где Н_ж - составляющая нормы расхода метанола, распределяющегося в жидкую фазу; ДW - количество влаги, обрабатываемой реагентом; С₁ - концентрация свежего (регенерированного) реагента (по массе); С₂ - концентрация отработанного (насыщенного) реагента (по массе).

Количество воды, выделяющееся из газа при его движении, то есть то количество воды, которое должно быть обработано реагентом рассчитывается по формуле:

, (2.32)

(кг/тыс. м³)

где W₁ - влагосодержание газа в начальной точке защищаемого участка; W₂ - влагосодержание газа в конечной точке защищаемого участка, соответствующее температуре точки росы по влаге, необходимой для безгидратного режима обработки газа.

Если на месторождении наблюдается вынос пластовой воды, то значение начального влагосодержания W₁ должно складываться из равновесного количества влаги и экспериментально определённого количества выносимой пластовой воды.

Концентрация отработанного ингибитора С₂ является минимально необходимой концентрацией, достаточной для поддержания величины Дt, обеспечивающей безгидратный режим обработки газа. Промежуточная величина Дt - степень необходимого понижения температуры - есть разность между равновесной температурой гидратообразования и температурой газа в конце защищаемого участка t₂, то есть определяется выражением:

. (2.33)

(⁰С)

Далее определяется концентрация отработанного ингибитора C₂:

, (2.34)

(кг/тыс. м³)

где М - молекулярный вес ингибитора; К - константа, определяемая экспериментально. Для метанола К = 1295; М = 32 г/моль. Начальную концентрацию метанола С₁ определяют по паспортным данным на реагент, либо по данным с установок регенерации. Принимаем начальную концентрацию метанола 97%.

2. Расчёт количества реагентов в газовой фазе.

Составляющая нормы расхода метанола, переходящего в газовую фазу, зависит в первом приближении только от температуры и давления и определяется по уравнению:

, (2.35)

где б - коэффициент распределения метанола, то есть отношение содержания метанола в газе, необходимое для насыщения газа, к концентрации метанола в жидкости.

(кг/тыс. м³)

3. Расчёт составляющей нормы расхода реагентов в углеводородном конденсате.

Поскольку содержание углеводородного конденсата в продукции скважины №1-бис месторождения Заречное практически равно нулю, значение составляющей нормы расхода метанола в углеводородном конденсате примем равной нулю. Тогда уравнение (2.30) для расчёта нормы метанола на технологический процесс примет вид:

(кг/тыс. м³)

3. Экономическая часть

3.1 Оценка технико-экономических показателей вариантов разработки

3.1.1 Исходные положения

Технико-экономическая оценка вариантов разработки месторождения Заречное выполнена с учетом основных положений, изложенных в «Методических рекомендациях по оценке эффективности инвестиционных проектов», утвержденных Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ и Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике.

Технико-экономические расчеты выполнены:

а) с учетом налогообложения в соответствии с изменениями и дополнениями Части второй Налогового кодекса РФ;

б) в текущих ценах без учета инфляции;

в) без учета налога на добавленную стоимость (НДС);

г) расчеты выполнены в рублевом эквиваленте.

Для оценки по вариантам разработки месторождения определены эксплутационные затраты; капитальные затраты непредусмотрены, т.к. разработка ведется имеющимся фондом скважин.

Эксплуатационные затраты добычи природного газа определены с использованием отчетных данных ООО «Анивагаз» за 2005 год.

При оценке эффективности добычи газа в условиях действующей налоговой системы в состав эксплуатационных затрат входят:

- текущие затраты;

- амортизационные отчисления;

- налоги, относимые на себестоимость продукции:

а) налог на добычу полезных ископаемых в отношении природного газа (НДПИ);

б) единый социальный налог (ЕСН);

в) транспортный налог;

г) земельный налог (плата за землю).

Амортизационные отчисления рассчитаны, исходя из балансовой и остаточной стоимости основных фондов по действующим нормам на их полное восстановление.

При определении финансового результата по каждому году принята следующая последовательность выплат из выручки от реализации газа:

- эксплуатационные затраты;

- налоги, выплачиваемые из прибыли.

Доход государства определяется налоговыми поступлениями.

3.1.2 Основные показатели экономической эффективности

В качестве основных показателей эффективности, рассматривались общепринятые в мировой практике критерии, основанные на анализе денежной наличности («cash flow» анализ):

- дисконтированный доход (NPV);

- внутренняя норма доходности или рентабельности (IRR);

- срок окупаемости капитальных вложений (PP);

- максимальная отрицательная величина накопленного денежного потока наличности.

Дисконтированный доход (или чистая текущая стоимость) определяется как сумма текущих эффектов за расчетный период, приведенная к начальному периоду осуществления проекта.

Соизмерение разновременных понесенных затрат и полученных результатов осуществляется путем их дисконтирования (приведения к начальному периоду). Норма дисконта равна приемлемой для Инвестора норме дохода на вкладываемый капитал. Согласно требованиям РД 153-39-007-96 величина ставки дисконтирования принята на уровне 10%.

Внутренняя норма рентабельности представляет ставку дисконтирования, при которой суммарный дисконтированный поток наличности обращается в ноль.

Экономический смысл внутренней нормы рентабельности - среднегодовая ставка доходности на вложенный капитал (по аналогии с банковской депозитной ставкой), которая обеспечивается Инвестору в результате реализации проекта.

Срок окупаемости капитальных вложений определен как период, когда накопленный поток наличности становится положительным (т. е. капитальные вложения и все другие затраты, связанные с реализацией проекта, возмещаются доходом от его осуществления).

Максимальная отрицательная величина накопленного денежного потока определяется суммой отрицательных годовых значений денежного потока и отражает потребность во внешнем финансировании проекта.

3.1.3 Технико-экономические показатели вариантов разработки и их сравнительный анализ

Расчет показателей экономической эффективности освоения газового месторождения Заречное выполнялся по 3 вариантам разработки, отличающимся отборами газа в период стабильной добычи при одном числе скважин, количестве вводимых в разработку залежкой и режимах эксплуатации.

Расчеты выполнялись по цене на реализуемый газ для местных потребителей по расчетной цене за 1 тыс. м³ газа, которая на 2007 год по ОГУП «СНК» составила 1550 рубл. (рублей) без НДС (налог на добавленную стоимость).

Вариант 1 предусматривает разработку залежки XIII^a пласта одной эксплуатационной скважиной (№1-бис Заречная). Режим разработки газовый. Рассматриваемый срок разработки 34 года. Положительный поток наличности в течение всего периода разработки. Добыча газа за весь период 11,7 млн. м³ Максимальный проектный уровень добычи 0,7 млн. м³. Для реализации данного варианта потребуется 15,59 млн. рублей.

Прибыль по этому варианту составят 1,98 млн. рубл. Максимальная величина накопленного потока наличности 3,65 млн. рубл.

Себестоимость добычи 1тыс. м³ газа - 1332,692 рубл. Данные приведены в табл. В1 (Приложение В).

Вариант 2 предусматривает разработку одной эксплуатационной скважиной (№1- бис Заречная). Режим разработки газовый. Рассматриваемый срок разработки 38 лет. Положительный поток наличности в течение всего периода разработки. С 2022 года предполагается, с учетом незначительных запасов газа по залежи XIII^а пласта и после выработки основных запасов, разрабатывать более продуктивные залежи XII^б и XII^а возвратным фондом.. Добыча газа за весь период 15,3 млн. м³. Максимальный проектный уровень добычи 1,0 млн. м³. Для реализации данного варианта потребуется 19,28 млн. рубл. Накопленный поток наличности положительный за весь рассматриваемый период. Прибыль по этому варианту составит 3,42 млн. рубл. Максимальная величина накопленного потока наличности 1.65 млн. рубл.

Себестоимость добычи 1тыс. м³ газа - 1260,294 рубл. Данные приведены в табл. В2 (Приложение В).

Вариант 2-1 предусматривает разработку одной эксплуатационной скважиной (Nol-бис Заречная). Режим разработки газовый. Рассматриваемый срок разработки 38 лет. Положительный поток наличности в течение всего периода разработки. С 2016 года предполагается, с учетом незначительных запасов газа по залежи XIII^а пласта и после выработки основных запасов, разрабатывать более продуктивные залежи XII^б,XII^а и ХI пластов возвратным фондом. Добыча газа за весь рассматриваемый период 15,3 млн. м³. Максимальный проектный уровень добычи 1,0 млн. м³. Для реализации данного варианта потребуется 18,9 млн. рубл. Накопленный поток наличности положительный за весь рассматриваемый период. Прибыль по этому варианту составит 3,71 млн. рубл. Максимальная величина накопленного потока наличности 5,11 млн. рубл.

Себестоимость добычи 1тыс. м³ газа - 1235,131 рубл. Данные приведены в табл. В3 (Приложение В).

Сравнительная экономическая оценка приведена в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Сравнительная экономическая оценка

Показатели	Варианты
	1	2	2-1
Рентабельный срок разработки, лет	34	38	38
Доход инвестора, млн. руб.	0,9	1,65	2,08
Дисконтированный доход, млн. руб.	0,56	0,97	1,42
Себестоимость, руб./тыс. м3	1333	1260	1235

Сравнение накопленного дохода по вариантам разработки приведено на рис. В1 (Приложение В).

Анализируя приведенные экономические расчеты можно сделать вывод, что для реализации экономически приемлемы все представленные 3 варианта. Для достижения более высоких экономических результатов по разработке месторождения Заречное наиболее приемлем вариант 2-1.

4. Безопасность и экологичность при разработки месторождений газа

В настоящее время, практически все технологические процессы газодобывающей промышленности остаются потенциально опасными для окружающей среды или ее отдельных компонентов. Поэтому, для определения природоохранных мер, снижающих экологическую опасность проектируемых объектов, в текущем разделе приводится описание возможных изменений природной среды для разных вариантов разработки.

4.1 Охрана окружающей среды

В процессе строительства скважин основными источниками воздействия на окружающую природную среду являются следующие технологические операции:

- подготовка строительной площадки;

- приготовление бурового раствора;

- очистка бурового раствора от выбуренной породы;

- цементирование скважин;

- работа силовых дизельных агрегатов;

- хранение утяжелителя, химреагентов и ГСМ.

При освоении скважины воздействия связаны с перфорацией и вызовом притока.

В период эксплуатации основные воздействия связаны с утечками и организованными сбросами газа, а также ремонтом объектов промыслового хозяйства.

Влияние источников воздействия на условия труда и экологическую обстановку различно. Оно может ограничиваться пределами рабочего места, стройплощадкой или окружающей территорией; действовать постоянно или периодически, или вынуждено при аварийном состоянии оборудования. Ниже приводится краткая характеристика источников воздействия на компоненты окружающей природной среды.

При варианте разработки месторождения, предусматривающем бурение дополнительных скважин воздействие на почвенно-растительный покров имеет прямой характер и характеризуются довольно высокой интенсивностью. Воздействие кратковременно и невелико по площади распространения. Оно состоит:

- в отчуждении земель во временное пользование;

- проведении земляных работ, связанных с планировкой площадок, отведенных под скважины и укладкой трубопроводов в подземную траншею;

- в загрязнении поверхности строительным мусором и горюче-смазочными материалами.

Воздействие на недра также носит прямой, но временный характер, и связано с механическим нарушением и поступлением химических реагентов. Причем, буровые растворы, химические реагенты, выбуренные породы и буровой шлам при отсутствии специальных природоохранных мер могут стать постоянным источником загрязнения почвы, поверхностных и подземных вод. Прямое воздействие будет на атмосферный воздух, в основном, от повышения шумового фона и выбросов вредных веществ с отработанными газами двигателей строительных машин и механизмов в процессе проходки скважин и строительства трубопроводов. Косвенное влияние строительства состоит во временном нарушении нормального ритма жизни животных и птиц на участках работ и прилегающей территории.

В представленной работе варианты, предусматривающие бурение новых скважин, не рассматривались.

При эксплуатации газовых промыслов, в результате газовыделений, наибольшему воздействию подвергается атмосферный воздух.

К основным источникам вредных воздействий, определяющим уровень загрязнения воздуха на месторождении, относятся следующие:

- газораспределительная арматура - продувочные свечи и линии;

- фланцевые соединения на аппаратах и трубопроводах;

- сальники насосов для метанола;

- дымовые трубы подогревательных устройств и котельных.

По характеру выбросы газа в атмосферу подразделяются на организованные и неорганизованные.

К основным источникам загрязнения относятся постоянные фоновые неорганизованные выбросы (утечки) через неплотности технологического оборудования запирающих устройств. Как правило, они малоинтенсивны.

Организованные сбросы обладают достаточно высокой интенсивностью, носят неизбежный эпизодический характер и предусматриваются технологией сбора и подготовки газа. К ним относятся сбросы при продувке шлейфов скважин, сбросы газа выветривания при разгазировании метанольной воды или конденсата, сбросы с предохранительных клапанов при повышении давления в системе выше допустимого по условиям технологического процесса. Утилизация продуктов организованного сброса предусматривается на свече путем сжигания от пламени дежурного огня. Продукты сгорания рассеиваются в атмосферу с концентрацией в приземном слое ниже допустимой.

Выбросы вредных веществ в атмосферный воздух от свечи при сбросах природного газа, в случае полной утилизации газа, нерегулярны и ожидаются при аварийном режиме работы или при остановке на профилактическое обследование или ремонт соответствующего оборудования. Объем сжигаемого газа при этом незначителен. Оба вида газовых сбросов представляют собой прямое воздействие на атмосферный воздух.

Продувочные свечи, предназначенные для сжигания природного газа при сбросах, являются периодическим источником выброса дымовых газов в атмосферу.

В период эксплуатации промысловых трубопроводов источниками прямого воздействия на окружающую среду могут быть утечки газа или метанола через неплотности в запорной арматуре. Подобные воздействия, обычно, квалифицируются как малоинтенсивные, периодические, кратковременные и небольшие по площади распространения.

4.1.1 Охрана атмосферного воздуха

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

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

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

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

Воздействие будет малоинтенсивным, так как при рассеивании таких сравнительно небольших объемов приземные концентрации оказываются значительно меньше предельно допустимых.

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

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

4.1.2 Поверхностные воды

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

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

- использовать земляные амбары для сточных вод с территории буровых;

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

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

4.1.3 Почвенно-растительный и животный мир

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

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

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

После окончания строительства скважины выполняются следующие работы:

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

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

- выравнивание площадки буровой с засыпкой местным грунтом и планировка.

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

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

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

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

4.2 Охрана недр

Небольшие запасы месторождения исключают проседание поверхности и воздействие на сейсмоактивность района в результате промысловых работ. Однако в процессе бурения и добычи газа существует возможность перетоков из одного объекта в другой, загрязнения химреагентами, ухудшения свойств коллекторов, нарушения скелета пласта и преждевременное обводнение скважин. В результате воздействий может произойти потеря или снижение качества извлекаемого газа и промышленной ценности месторождения. Поэтому любой проект по бурению и разработке месторождения обязательно предусматривает специальные меры по предотвращению этих процессов.

Рациональное использование природных ресурсов и охрана недр являются главными факторами предотвращения отрицательного воздействия на геологическую среду.

Правила пользования недрами сочетается с рядом обязанностей. Пользователи обязаны, в частности, обеспечивать:

- полноту геологического извлечения, рациональное, комплексное использование и охрану недр;

- безопасное для работников и населения ведение работ, связанных с использованием недр;

- охрану атмосферного воздуха, земель, лесов, вод и других объектов окружающей среды, зданий и сооружений от вредного влияния работ, связанных с пользованием недрами;

- приведение нарушенных при пользовании недрами земельных участков в безопасное и пригодное в народном хозяйстве состояние.

4.3 Охрана труда при эксплуатации газовых скважин

При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений должны соблюдаться Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности. При этом следует. исходить из того, что опасность для обслуживающего персонала обусловлена следующими факторами: высокими давлением и температурой добываемых углеводородных и неуглеводородных газов; использованием в технологических процессах вредных химических веществ -- ингибиторов коррозии и гидратообразования, различных сорбентов, ртути в приборах; необходимостью проведения на месторождениях газоопасных и огневых работ; необходимостью круглосуточного обслуживания оборудования и установок в различных метеорологических условиях.

Исходя из этих факторов безопасное ведение работ на месторождениях возможно при: изготовлении и сооружении газопромыслового оборудования и коммуникаций, обеспечивающих гарантированную безопасность их эксплуатации и обслуживания; управлении процессами добычи газа и конденсата, обеспечивающими безопасность всех работ на месторождении; проведении плановых профилактических работ с целью предотвращения аварийного состояния оборудования; запрещении работ с применением приспособлений и устройств, могущих представлять опасность для оборудования и персонала.

Для предотвращения образования взрывоопасной смеси и опасности отравления необходимо обеспечивать герметичность всей арматуры и трубопроводов как на скважинах, так и на установках подготовки газа, головных сооружениях и других объектах. Применять открытый огонь на территории взрывоопасных объектов без согласования с газоспасательным отрядом и пожарной частью запрещается. На каждой технологической установке должны вывешиваться: технологическая схема установки и отдельных узлов с указанной на ней запорной, регулирующей и предохранительной арматурой; правила пуска и остановки отдельных технологических линий, узлов и правила нормального их обслуживания; порядок остановки отдельных технологических линий и всей установки при аварийном положении.

Каждая скважина должна быть оборудована факельной линией со штуцером (при необходимости). Свеча от факельной линии должна находиться на расстоянии не менее 100 м от устья скважины и крепиться оттяжками к якорям. Факельная линия должна спрессовываться на давление, в 1,5 раза превышающее давление на устье скважины.

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

На Благовещенском месторождении (как и на всех месторождениях Анивского района) для предотвращения гидратообразования применяется ингибитор метанол, который представляет для обслуживающего персонала высокую опасность.

Метанол -- сильный яд, действующий на нервную и сосудистую системы и слизистую оболочку дыхательных путей. Небольшие количества метанола (до 10-- 15 г) приводят к тяжелым отравлениям, ведущим к слепоте и даже смерти. Отравление происходит не только при попадании жидкости внутрь, но и при вдыхании паров и проникновении их через кожу тела. Предельно допустимая концентрация метанола в воздухе рабочих помещений -- не более 5 мг/м³.

На предприятиях, использующих метанол, должны строго соблюдаться требования Правил по перевозке, хранению и применению метанола, Общих санитарных правил по хранению и применению метанола и Инструкций о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения и применения метанола на газовых промыслах, магистральных газопроводах и станциях подземного хранения газа. В частности, специальным приказом должно быть назначено лицо, ответственное за хранение, отпуск, применение и правильную организацию работ с метанолом, проведение инструктажа всех работников, привлекаемых к обращению с метанолом, и контроль за ежегодным прохождением этими работниками медицинских осмотров.

На все цистерны, предназначенные для перевозки метанола, и емкости для его хранения должны наноситься несмываемой яркой краской предупредительные надписи «Яд», «Огнеопасно».

Емкости для хранения метанола должны оборудоваться дыхательными и гидравлическими клапанами и быть запломбированы. Емкости для метанола должны быть расположены на огражденной площадке под навесом или складах.

Слив метанола из цистерн разрешается только в герметически закрывающиеся емкости с помощью насоса или самотеком без остатка его в цистерне.

Трубопроводы, по которым сливается метанол, монтируются с уклоном, обеспечивающим полное их опорожнение.

Запрещается использование трубопроводов, насосов и шлангов, применяемых для перекачки метанола и других жидкостей.

Для предупреждения повышения давления выше величины, на которую рассчитана емкость для метанола, на ней устанавливается предохранительный клапан.

Во избежание ошибочного употребления в метанол рекомендуется добавлять этилмеркаптан в соотношении 1:1000, керосин --1:100 и краситель темного цвета, растворимый в метаноле.

Заключение

Основными результатами работы являются:

1. Решение задач, которые составляют фундамент анализа разработки месторождений природных газов. На основании исходной геолого-промысловой информации (результатов газодинамических исследований и информации о динамике изменения основных показателей), были определены коэффициенты фильтрационных сопротивлений и некоторые коллекторские свойства пластов, уточнены запасы природного газа месторождения, проведено сопоставление проектных и фактических показателей разработки. Решение этих задач составляет основу анализа разработки рассматриваемого месторождения. Вследствие слабой изученности месторождения и отсутствия необходимой исходной геолого-промысловой информации, не все задачи анализа разработки нашли отражение в представленной работе.

Проведённый анализ разработки позволил определить возможные варианты разработки, характеризующиеся различными отборами газа из месторождения; расчёт показателей разработки для рассматриваемых отборов и сравнение технико-экономических показателей вариантов разработки позволили выбрать наиболее приемлемый к реализации вариант 2-1.

2. Анализ проводимых мероприятий по предотвращению осложнений, который заключался в расчёте диаметра лифта газовых скважин и их сопоставлении с фактическими параметрами подъёмников, а также в определении норм расхода метанола для предотвращения процесса гидратообразования в стволе скважин. В результате проведенных расчетов для предотвращения осложнений предлагается установить на скважине №1-бис диаметр фонтанной колонны равный 48 мм, а норму расхода метанола принять равной 3.6 (кг/тыс. м³).

Список использованной литературы

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

2. Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Заречное, г. Южно-Сахалинск, фонды СахалинНИПИморнефть, 2001.

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

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

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

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

7. Шмыгля П. Т. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1967.

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

9. Кондрат Р. М. Газоконденсатоотдача пластов. М.: Недра, 1992.

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

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

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

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

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

Приложение А

Рисунок А1 Обзорная карта

Размещено на http://www.allbest.ru/

Табл. А1

Физико-химические свойства и состав пластовой воды

Na	K	NH4	Ca	Mg	Fe+++	Fe++	Cl	SO4-2	HCO3	J	Br	SiO2	B	Жесткость, мг-экв/л	Минерализация, мг/л	Окисленность, мг/л	рH
мг/л
XIIIа пласт (интервал перфорации 1309-1324м)
3710	228	53	75	21	90,7	7	5602	144	1217	14	16	37	82	5,5	11216	202	7,1
XIIб пласт (интервал перфорации 1278-1293м)
4916	486	104	195	103	116	2,8	6559	653	3448	12	9	88	89	19	16692	1840	7,2

Размещено на Allbest.ru

...