Разработка нефтяного месторождения (на примере Александровского месторождения)

Выбор схожих объектов производился на основе сопоставления геолого-физических характеристик пластов Алекандровского месторождения с характеристиками объектов соседних месторождений. Результаты анализа опыта разработки пластов соседних месторождений представлены ниже.

Пласты АС1, АС5, АС7.

Наиболее близким аналогом является Северо-Селияровское месторождение, на котором разрабатывается объект АС5. Также в районе Александровского месторождения имеются залежи пластов АС1 Средне-Назымского, АС7 Приобского, АК1-3 Красноленинского, которые находятся в разведке. Объект АС3 Большого Ольховского месторождения находится в опытно-промышленной разработке. Геолого-физические параметры этих залежей представлены в Табл. 3.2.

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по соседним месторождениям варьируется от 2.1 до 5.5. м, по пластам группы АС Тортасинского месторождения на данном этапе изученности она оценивается на уровне 3.4-5.5 м. Проницаемость пластов соседних месторождений составляет от 0.3 до 7 мД, по Александровскому месторождению проницаемость оценивается на уровне от 1 до 3 мД по керну (от 2.5 до 5.6 мДпо ГИС), коэффициент нефтенасыщенности изменяется от 0.38 до 0.495 д.ед., по Александровскому месторождению данный параметр составляет 0.46 д.ед.

Таблица 3.2. Основные технологические решения по пластам группы АС соседних месторождений

Месторождение	Система воздействия проектная	Форма сетки	Расстояние между скважинами, м	ГТМ
Северо-Селияровское	трехрядная и девятиточечная	квадратная	500	ГРП, ЗБС, ОПЗ, МУН
Большое Ольховское	девятиточечная	квадратная	800	ГРП, ЗБС, ОПЗ, МУН, ОРЗ



На меловых объектах соседних месторождений запроектированы квадратные сетки с расстоянием между скважинами 500 и 800 м; трехрядная и обращенная девятиточечная системы. Предусмотрен широкий набор технологий повышения нефтеотдачи - бурение боковых стволов, проведение ГРП, физико-химические МУН, нестационарное заводнение и перфорационные работы.

Пласт ЮС0.

В районе Александровского месторождения залежи нефти, приуроченные к пласту Ю0баженовской свиты, выделены на Сыньеганском, Западно-Камынском, Сахалинском, Тундринском, Южно-Мытаяхинском месторождениях (Рис. 3.3). В разработке находятся Ай-Пимское (Приобский НГР), Галяновское (Красноленинский НГР) и Средне-Назымское (Ляминский НГР) месторождения. Основные геолого-физические параметры данных объектов представлены в табл. 3.3.

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по соседним месторождениям варьируется от 4.2 до 9.3 м, на Тортасинском месторождении - на уровне 5.8 м. Проницаемость пластов соседних месторождений составляет от 0.02 до 4.2 мД, по Тортасинскомуместорождению проницаемость оценивается на уровне 4.6 мД. Коэффициенты нефтенасыщенности изменяются от 0.81 до 0.86 д.ед., по Тортасинскому месторождению данный параметр составляет 0.85 д.ед.

Таблица 3.3. Основные технологические решения по пластам ЮС₀ соседних месторождений

Месторождение	Проектная система воздействия	Форма сетки	Расстояние между скважинами, м	ГТМ
Средне-Назымское	естественный режим + термогазовое воздействие	квадратная	800	ГРП
Сыньеганское	естественный режим	неравномерная	49 га/скв с уплотнением дао 24.5 га/скв	приобщение скважин Ю2-4
Северо-Лабатьюганское	естественный режим	неравномерная	50 га/скв.	ГС
Западно-Сахалинское	площадная		64 га/скв.	ГС 300м
Западно-Камынское	Бурение ГС с горизонтальными ответвлениями, вскрытие пласта на депрессии
Галяновское	избирательная	квадратная	565	ГРП
Ай-Пимское	Девятиточечная, естественный режим	квадратная	755	ГС, ГРП

Наиболее распространённой системой воздействия для пластов баженовской свиты является естественный режим. Проектные сетки скважин характеризуются достаточно большим расстоянием между скважинами. Основными технологиями, рекомендованными для баженовских объектов, является гидроразрыв пласта (в том числе неоднократный), а также горизонтальные скважины.

Пласты ЮС2, ЮС4.

В районе Александровского месторождения залежи пластов средней юры выделены на Южно-Мытаяхинском, Апрельском, Назымском, Рогожниковском, Итьяхском, Емангальском, Мытаяхинском, Северо-Лабатьюганском, Галяновском, Западно-Камынском и др. месторождениях. В разработке находятся Сергинское, Песчаное и Сыньеганское месторождения. Основные геолого-физические параметры объектов средней юры представлены в табл. 3.4.

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по соседним месторождениям варьируется от 1.6 до 11.3 м. По объектам Тортасинского месторождения на данном этапе изученности она оценивается по пласту ЮС2 на уровне 12.0 м, ЮС4 - 6.4 м. Проницаемости пластов соседних месторождений составляют от 0.44 до 25.5 мД, по Тортасинскому месторождению проницаемость пласта ЮС2 оценивается на уровне 2.2 мД, пласта ЮС4 - 1.1 мД. Коэффициенты нефтенасыщенности изменяются от 0.46 до 0.710 д.ед. По Александровскому месторождению данный параметр для пласта ЮС2 составляет 0.46 д.ед., для ЮС4 - 0.52 д.ед.

Таблица 3.4. Основные технологические решения по пластам средней юры соседних месторождений

Месторождение	Система воздействия проектная	Форма сетки	Расстояние между скважинами, м	ГТМ
Ай-Пимское	обращенная девятиточечная	-	16 га/скв.	Во всех скв. ГРП, БС при РИР
Галяновское	пятиточечная	-	500	ГРП, ОРЗ
Песчаное	семиточечнаяочагово-избирательная	треугольная	600	БС, ГРП, ОПЗ
Тундринское	пятиточечная	-	26.2 га/скв.	МРС
Западно-Камынское	пятиточечная	квадратная	25 га/скв.	ГС, ГРП, ГОС, ВУС, ОПЗ
Сергинское	избирательная, девятиточечная	квадратная	566	ВГВ, БГС, ГРП
Сыньеганское	пятиточечная	квадратная	500-700	ГРП, ОПЗ,
Рогожниковское	однорядная	квадратная	700(с уплотнением до 500)	ГРП
Красноленинское (Каменный ЛУ)	избирательная	квадратная	600	ГРП, ОПЗ
Красноленинское (Лебяжий ЛУ)	пятиточечная и девятиточечная	квадратная	400 и 566	ГРП, ОПЗ
Красноленинское (Пальяновский ЛУ)	девятиточечная	квадратная	500	ГРП, ОРЗ



Выводы

Александровское месторождение находится на этапе пробной эксплуатации. В связи с минимальным опытом эксплуатации в работе были изучены основные технологические решения по выработке запасов по пластам-аналогам соседних месторождений.

Среди пластов-аналогов группы АС ближайшим разрабатываемым месторождением с достаточной историей освоения является Северо-Селияровское месторождение. На месторождении запроектирована квадратная сетка с расстоянием между скважинами 500 м, предусмотрена реализация трехрядной и девятиточечной систем воздействия. Основными технологическими решениями является проведение ГРП на стадии ввода скважины в эксплуатацию вследствие низких ФЕС. Также на месторождении имеется опыт бурения горизонтальных скважин, при этом их дебиты сопоставимы с дебитами наклонно-направленных скважин.

Более широко на соседних месторождениях представлены пласты баженовской свиты. Основными проектными решениями являются разработка на естественном режиме, размещение скважин по редкой неравномерной или квадратной сетке скважин. Основными технологиями воздействия на пласт являются применение различных видов ГРП и бурение горизонтальных скважин. На Средне-Назымском месторождении начата реализация термогазового воздействия.

На среднеюрских объектах соседних месторождениях реализуются площадные системы разработки, чаще всего пятиточечные, с расстоянием между скважинами 500-700 м. Основным геолого-техническим мероприятием для стимуляции притоков является проведение ГРП. Опыт реализации интенсивных систем воздействия выявил их низкую эффективность ввиду быстрого прорыва воды к добывающим скважинами и роста обводненности продукции.

4. Оценка эффективности системы поддержания пластового давления на Александровском месторождении

4.1 Расчет основных технологических показателей разработки для элемента 7-ми точечной системы расстановки скважин

Как писалось выше, на данный момент, на Александровском месторождении пробурено 6 эксплуатационных скважин, 4 из которых добывающие и 2 нагнетательные. Расположение скважин позволяет выбрать любую систему расстановки. В данной дипломной работе был проведён аналитический расчёт технологических показателей при 7-ми точечной и при рядной системах. Для расчёта был выбран объект Александровского месторождения ЮС_0-4.

Для технологических показателей разработки была принята теория Бакли - Леверетта непоршневого вытеснения нефти водой.

Таблица 4.1 Исходные данные

№	параметр	значение
1	Расстояние между скважинами, м	400
2	Средняя нефтенасыщенная толщина, м	17,1
3	Пористость %	0,19
4	Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	1,477
5	Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с	0,32
6	Темп закачки, м3/сут	180,4
7	Начальная водонасыщенность	0,25
8	Конечная водонасыщенность	0,75

Запишем уравнение неразрывности водной фазы:

(1.1)

S(x,0)=S_o-начальные условия

S(x,t)=S^o - граничные условия

Решением уравнения является:

(1.2)

(1.3)

(1.4)

Относительные фазовые проницаемости, принятые для расчёта, приведены на рис. 4.1. Задаём значения водонасыщенности с шагом 0,05 и по формуле (1.3) находим соответствующее значение F(s).Полученные данные приведены в таблице 4.2.

Рис 4.1. Фазовые проницаемости для объекта ЮС0-4 составленныепо пластам-аналогам

Таблица 4.2 Исходные данные для построения графика функции F(S)

S	Kн	Кв	F(S)
0,20	0,82	0,00	0,00000
0,25	0,60	0,00	0,00000
0,30	0,38	0,01	0,10860
0,35	0,24	0,02	0,27840
0,40	0,16	0,04	0,53648
0,45	0,15	0,06	0,64935
0,50	0,09	0,09	0,82237
0,55	0,08	0,13	0,88267
0,60	0,05	0,16	0,93677
0,65	0,03	0,25	0,97473
0,70	0,01	0,31	0,99308
0,75	0,00	0,45	1,00000

По этим данным строим график функции F(s)

Рис 4.2. График функции F(S)

4.1.1 Расчёт технологических показателей для семиточечного элемента расстановки скважин за безводный период разработки

Для начала определим время безводного периода разработки.

До того, как фронт вытеснения нефти водой дойдёт до конца пласта, из пласта будет извлекаться безводная продукция, т.е. чистая нефть. В момент времени t=t_безв значение x_ф=1. Этот момент можно определить из уравнения (1.2), положив в нём x=1.



(1.5)

Так как S_св=S₀, то уравнение принимает следующий вид:

(1.6)

Для определения проведём на касательную из точки s=s_св к кривой F(S).

Рис 4.3. График функции F(s) с касательной

Получаем S_ф=0,52F(S)=0,82. Подставляем получившиеся значения в уравнение (1.6)

Далее из уравнения (1.2) выразим tи получим время безводного периода разработки, положив в нём x=1

(1.7)

лет

Рассчитаем технологические показатели по годам в период безводной добычи:

q_нэ=q_зак=180,4м³/сут

q_вэ=0

Расчёты технологических параметров разработки за время безводного периода занесены в табл. 4.3.

4.1.2 Расчёт технологических показателей для элемента семиточечной системы расстановки скважин в период t>t_безв.

Воспользуемся графоаналитическим методом для определения распределения водонасыщенности. Проведём касательную к графику функции (S) (рис 4.3)

Получаем, что и

Далее:



, м³/сут

, м³/сут

, так как -водонасыщенность на стенке добывающей скважины, то

Согласно технологической схеме разработки Александровского месторождения концом разработки месторождения принимаем достижение обводнённости 98%.

Расчёты за период разработки элемента приведены в табл. 4.3

Таблица 4.3 Технологические показатели разработки для элемента 7-ми точечной системы расстановки скважин

t				, м3/сут	, м3/сут
1	-	-	0	180,4	0	0,089
2	-	-	0	180,4	0	0,177
3	-	-	0	180,4	0	0,266
4	-	-	0	180,4	0	0,354
5	-	-	0	180,4	0	0,443
6,2	2,2124	0,490	0,8602	25,22	155,18	0,551
7	2,1199	0,495	0,8735	22,821	157,58	0,57
8	2,0294	0,500	0,8819	21,305	159,09	0,589
9	1,8548	0,510	0,892	19,483	160,92	0,606
10	1,8548	0,510	0,9052	17,102	163,3	0,623
11	1,6899	0,520	0,9285	12,899	167,5	0,639
12	1,5356	0,530	0,9404	10,752	169,65	0,654
13	1,3927	0,540	0,957	7,7572	172,64	0,668
14	1,2616	0,550	0,9795	3,6982	176,7	0,6808

4.1.3 Расчёт технологических показателей разработки по объекту ЮС0-4 в целом при семиточечной системе расстановки скважин

Темп ввода скважин в эксплуатацию соответствует двум элементам в год. В соответствии с этим, рассчитываем технологические показатели для всего объекта в целом. Данные расчёта приведены в табл. 4.4

Таблица 4.4. Добыча нефти из объекта ЮС0-4 при семиточечной системе расстановки скважин

t, годы	добыча нефти по группам элементов, м3/сут	Добыча нефти из объекта, м3/сут
	1	2	3	4	5	6
1	360,8	0	0	0	0	0	360,8
2	360,8	360,8	0	0	0	0	721,6
3	360,8	360,8	360,8	0	0	0	1082,4
4	360,8	360,8	360,8	360,8	0	0	1443,2
5	360,8	360,8	360,8	360,8	360,8	0	1804
6	360,8	360,8	360,8	360,8	360,8	360,8	2164,8
7	68,48	360,8	360,8	360,8	360,8	360,8	1872,48
8	58,99	68,48	360,8	360,8	360,8	360,8	1570,67
9	49,826	58,99	68,48	360,8	360,8	360,8	1259,696
10	42,574	49,826	58,99	68,48	360,8	360,8	941,47
11	34,204	42,574	49,826	58,99	68,48	360,8	614,874
12	25,798	34,204	42,574	49,826	58,99	68,48	279,872
13	21,504	25,798	34,204	42,574	49,826	58,99	232,896
14	15,5144	21,504	25,798	34,204	42,574	49,826	189,4204
15	7,3964	15,5144	21,504	25,798	34,204	42,574	146,9908
16	0	7,3964	15,5144	21,504	25,798	34,204	104,4168
17	0	0	7,3964	15,5144	21,504	25,798	70,2128
18	0	0	0	7,3964	15,5144	21,504	44,4148
19	0	0	0	0	7,3964	15,5144	22,9108
20	0	0	0	0	0	7,3964	7,3964



4.2 Расчет основных технологических показателей разработки для элемента рядной системы расстановки скважин

Таблица 4.5 Исходные данные

№	параметр	значение
1	Расстояние между скважинами, м	400
2	Расстояние между линией нагнетания и линией отбора, м	500
3	Средняя нефтенасыщенная толщина, м	17,1
4	Пористость %	0,19
5	Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	1,477
6	Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с	0,32
7	Темп закачки, м3/сут	180,4
8	Начальная водонасыщенность	0,25
9	Конечная водонасыщенность	0,75

4.2.1 Расчёт технологических показателей для однорядного элемента расстановки скважин за безводный период разработки

Для начала определим время безводного периода разработки.

До того, как фронт вытеснения нефти водой дойдёт до конца пласта, из пласта будет извлекаться безводная продукция, т.е. чистая нефть. В момент времени t=t_безв значение x_ф=1. Этот момент можно определить из уравнения (1.2), положив в нём x=1.

(1.5)

Так как S_св=S₀, то уравнение принимает следующий вид:

(1.6)



Для определения проведём на касательную из точки s=s_св к кривой F(S).

Рис 4.4. График функции F(s) с касательной

Получаем S_ф=0,52F(S)=0,82. Подставляем получившиеся значения в уравнение (1.6)

Далее из уравнения (1.2) выразим tи получим время безводного периода разработки, положив в нём x=1

(1.7)

лет

Рассчитаем технологические показатели по годам в период безводной добычи:

q_нэ=q_зак=180,4м³/сут

q_вэ=0

Расчёты технологических параметров разработки за время безводного периода занесены в табл. 4.5.



Выводы

Аналитический расчёт технологических показателей разработки объекта ЮС0-4 Александровского месторождения был проведён в полном объеме. Были рассчитаны две системы расстановки скважин. Для наглядности по таблицам (4.4) и (4.6) построим графики зависимости добычи нефти от времени рис. 4.4.

По графику наглядно видно, что система расстановки скважин сильно влияет на ход разработки месторождения. Однорядная система обеспечивает больший прирост дебита в начале эксплуатации, однако быстрее происходит обводнение месторождения и, следовательно, падение добычи.

Рис 4.4 добыча нефти из объекта ЮС0-4 при семиточечной и однорядной системах расстановки скважин

В свою очередь семиточечная система позволяет дольше и более полно разрабатывать объект месторождения за счёт не очень высоких начальных дебитов.

Более оптимальным считается семиточечная система расстановки скважин, поскольку позволяет добыть больше нефти и дольше разрабатывать объект на 2 стадии. Обеспечивает более полную выроботку запасов и меньшую обводнённость во времени.



5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Основные вредные и опасные производственные факторы, встречающиеся на объектах Александровского месторождения

Токсичные вещества.

В процессе добычи нефти и газа, при обслуживании скважин, систем сбора и подготовки скважинной продукции из-за негерметичности узловых соединений вредные вещества могут оказать отравляющее действие на организм человека. При выбросе в атмосферу большого количества природного или попутного газа, продуктов сгорания на факелах, в печах и т.п., содержание кислорода в воздухе резко снижается, - атмосфера насыщается углеводородами и другими. Такое загрязнение воздушной среды может привести к интоксикации организма.

Основные токсические вещества, их характеристики, взрывопожароопасные свойства, а также источники выбросов приведены в таблице 5.1.

Нормирование их содержания осуществляется по ГОСТ ССБТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны» и гигиеническими нормами ГН 2.2.5.1313-03 «Предельно-допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны».



Таблица 5.1. «Характеристика токсичных и взрывопожароопасных свойств веществ»

№	вещество	Химическая формула	ПДК, мг/м3 (ОБУВ)	Класс опасности	Характер воздействия на человека*	Температура, оС	НКПР, ВКПР, % об.	Категория взрывоопасности**	Группа взрывоопасной смеси***
						Вспышки	Самовоспламенения
1	Сырая нефть	-	10 (ср.см)	3	К, А	<20	223-375	1,2-8,0	IIA	Т2
2	Оксид углерода	CO	20 (макс. раз)	4	О	-	605	10,9-74	IIB	T1
3	Диоксид углерода	CO2	785(макс. раз)	4	О	-	-	-	-	-
4	метан	CH4	7000(макс. раз.)	4	О	-	537	4,4-17	IIA	T1
5	Этан	C2H6	300(макс. раз.)	4	О	-	515	2,5-15,5	IIA	T1
6	пропан	C3H8	300(макс. раз.)	4	О	-104	371	1,7-10,9	IIB	T2
7	Диоксид азота	NO2	2(макс. раз.)	3	О	-	-	-	-	-
8	сажа		4(ср. см.)	3	Ф,К	-	-	-	-	-

* Характер воздействия на человека: О - вещества с остро направленным механизмом действия, требующие автоматического контроля юза их содержанием в воздухе; А - вещества, способные вызывать аллергические заболевания в производственных условиях; К - канцерогены; Ф - аэрозоли преимущественно фиброгeнного действия.

**Установлены следующие категории взрывоопасности газов и паров (подгруппы электрооборудования группы II) в зависимости от безопасных экспериментальных максимальных зазоров: IIA -- БЭМЗ і 0,9 мм; IIB -- БЭМЗ более 0,5 мм, но менее 0,9 мм; IIС -- БЭМЗ Ј 0,5 мм.

***Группы взрывоопасных смесей: Т1 Температура самовоспламенения Св. 450 ° С; Т4 Температура самовоспламенения 135 - 200° С; Т2 Температура самовоспламенения 300 - 450° С включ; Т5 Температура самовоспламенения 100 - 135° С; Т3 Температура самовоспламенения 200 - 300° С; Т6 Температура самовоспламенения 85 - 100° С.

5.1.1 Климатические и микроклиматические условия на рабочих местах и их особенности

Климат территории участка ярко выраженный континентальный. Его можно охарактеризовать следующим образом: суровая продолжительная зима (6-8 месяцев) с длительными морозами и устойчивым снежным покровом, короткое холодное лето, короткие переходные периоды (особенно весна), поздние весенние и ранние осенние заморозки, короткий безморозный период.

При работе на открытом воздухе правилами безопасности предусмотрены мероприятия по защите рабочих от воздействия неблагоприятных метеорологических факторов:

- снабжение рабочих спецодеждой и спец. обувью;

- устройство укрытий, зонтов над рабочими местами, помещений для обогрева рабочих (культ будки) и т.д.

Во время сильных морозов, ветров, ливней все работы запрещаются.

Максимально допустимая температура воздуха на открытом пространстве, при проведении данных работ 38С, минимально допустимая (-35С), максимально допустимая скорость движения воздуха 30 м/с.

Работа оператора 3 разряда связана с постоянной ходьбой, перемещением мелких объектов или предметов и требует определённого физического напряжения. Интенсивностью энергозатрат 151-200 ккал/ч (175-232 Вт), что обязывает отнести её ко IIа категории.

Таблица 5.2 Допустимые и оптимальные величины показателей микроклимата на рабочих местах производственных помещений

Период года	Категория работ по уровню энергозатрат, Вт	Температура воздуха, °С	Температура поверхностей, °С	Относительная влажность воздуха, %
Холодный	IIа	19-21	18-22	40-60
Теплый	IIа	20-21	19-23	40-60

Таблица 5.3. Фактические величины показателей микроклимата на рабочих местах производственных помещений

Период года	Категория работ по уровню энерготрат, Вт	Температура воздуха,	Температура поверхностей,	Относительная влажность воздуха,
Холодный	IIа	21	21	41
Теплый	IIа	21	22	40

Вывод: сравнивая фактические величины показателей микроклимата с регламентированными значениями, можно сделать вывод о том, что условия труда оператора по микроклиматическим показаниям соответствуют оптимальным.

5.1.2 Шум и вибрация

Работа в нефтяной и газовой промышленности сопровождается шумом, вибрацией и сотрясениями. Часто источниками шумов и вибраций являются электродвигатели, двигатели внутреннего сгорания, трубопроводы и элементы вентеляционных установок.

Для контроля параметров шума и вибрации на объектах «Анефть» специалисты руководствуются СН 2.2.4-2.1.8.566-96 «Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий».

Предельно допустимые значения производственной локальной вибрации представлены в таблице 5.4.

Таблица 5.4 Предельно допустимые уровни звука на рабочих местах для трудовой деятельности разных категорий тяжести и напряженности в дБА

Категория напряженности трудового процесса	Категория тяжести трудового процесса
	легкая физическая нагрузка	средняя физическая нагрузка	тяжелый труд 1 степени	тяжелый труд 2 степени	тяжелый труд 3 степени
Напряженность легкой степени	80	80	75	75	75
Напряженность средней степени	70	70	65	65	65
Напряженный труд 1 степени	60	60	-	-	-
Напряженный труд 2 степени	50	50	-	-	-

Таблица 5.5 Предельно допустимые значения производственной локальной вибрации

Среднегеометрические частоты октавных полос, Гц	Предельно допустимые значения по осям Xл, Yл, Zл
	Виброускорения	Виброскорости
	м/с2	дБ	м/с	дБ
1	2	3	4	5
8	1,4	123	2,8	115
16	1,4	123	1,4	109
31,5	2,8	129	1,4	109
63	5,6	135	1,4	109
125	11,0	141	1,4	109
250	22,0	147	1,4	109
500	45,0	153	1,4	109
1000	89,0	159	1,4	109
Корректированные и эквивалентные корректированные значения и их уровни	2,0	126	2,0	112



5.2 Комплекс мер по охране окружающей среды

Добыча и разработка полезных ископаемых оказывают негативное воздействие на окружающую среду. Подземная разработка месторождений приводит к нарушению поверхности, истощению запасов подземных вод, загрязнению атмосферы различными газами, загрязнению водоемов техническими водами. Большой вред природе наносят также отходы нефте- и газоперерабатывающих предприятий. Чтобы избежать отрицательного влияния разработки полезных ископаемых на природную среду, необходимо применять целый комплекс технологических, технических, организационных, биологических и других мер.

Ежегодно нефтегазодобывающими предприятиями осуществляется большой комплекс природоохранных мероприятий, среди которых особое место занимает охрана водных источников и атмосферы.

Основными путями борьбы с загрязнениями атмосферы на нефтегазодобывающих и перерабатывающих предприятиях являются:

· соблюдение установленных технологических режимов и совершенствование производственных процессов с целью максимального снижения и ликвидации выбросов;

· улавливание и возможно более полное последующее использование выбрасываемых веществ;

· герметизация систем по добыче, транспорту и промысловой подготовке скважинной продукции;

· создание санитарно-защитных зон и соблюдение санитарного режима на территории добывающих и перерабатывающих предприятий;

· применение закрытой факельной системы для ликвидации выбросов газа при продувке скважин, трубопроводов, при ремонте технологических установок и т.п. с последующим его сжиганием в факелах;

· использование принципов безотходной технологии.

5.3 Расчёт параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси

Одной из наиболее частых аварий при работе с горючими газами и легковоспламеняющимися жидкостями являются взрывы.

Параметры ударной волны при взрыве газовоздушной смеси определяются по следующим формулам

R1=18,5 3ЦQ (5.1)

DРф1=900 (5.2)

DР ф2 = ¦ ( r2 /R1) (5.3)

Rспл=303Ц Q, (5.4)

где:

Q - количество газа, пара, т,

R 1 - радиус 1 зоны, м;

r 2 - расстояние от центра взрыва до элемента предприятия во 2 зоне, м;

r 3 - расстояние от центра взрыва до элемента предприятия в 3 зоне, м;

DР ф1 - избыточное давление во фронте детонационной волны в 1 зоне, КПа;

DР ф2, DР ф3 - избыточное давление во фронте ударной волны у здания, сооружения во 2-ой или 3-ей зоне, КПа;

R спл - радиус смертельного поражения людей, м.

R1 = 18.5 3Ц0.5 =14,68 м.

DРф1 = 900 КПа.

DРф2 = 90 КПа.

Rспл = 30 3Ц 0,5 = 23,8 м.

Вывод: Согласно схемы расстановки вся спецтехника располагается на расстоянии не менее 10 м от скважины, т.е. находиться в зоне детационной волны, где ?РФ1=900 Кпа. А значит, при взрыве газовоздушной смеси подвергнется полному разрушению.

Во второй зоне находятся жилые вагончики, инструментальная будка, блок ГСМ. Так как избыточное давление во второй зоне равно 90 Кпа, то все перечисленные элементы предприятия подвергнуться значительному разрушению. Радиус смертельного поражения людей равен 23,8 м, поэтому нахождение людей в первой и во второй зонах смертельно опасно для их жизней.

Рисунок № 5.1 Взрыв газовоздушной смеси

1-зона детонационной волны, радиусом R1 (м);

2- зона ударной волны, радиусом R2 (м);

3- зона ударной волны, в которой r-расстояние от центра взрыва до элемента предприятия;

4- зона смертельного поражения людей, радиусом Rспл;

5- радиус безопасного удаления (Rбу ), где ДРф = 5 кПа;

5.4 Расчёт выбросов вредных веществ в атмосферу при горении нефти и нефтепродуктов

Задача: Определить величину выбросов вредных веществ в атмосферу при горении нефти для резервуаров, получивших во время аварии сильные разрушения.

Обоснование: На Александровском месторождении на данный момент не зафиксировано ни одного случая выброса вредных веществ в атмосферу, однако, не смотря на все меры предосторожности, все правила и инструктажи, не исключены случаи горения нефти и нефтепродуктов, которые приводят к выбросам вредных веществ в атмосферы. Будем рассматривать резервуар РГС-5 м³ , который является самым распространённым на этом месторождении.

Решение:

Для определения величины выбросов использую следующую формулу:

Таблица 5.6. удельный выброс вредного вещества при горении нефти

Загрязняющий атмосферу компонент	Химическая формула	Удельный выброс вредного кг/кг вещества
		Нефть	Диз. топливо	Бензин
Диоксид углерода Оксид углерода Сажа Оксиды азота	CO2	1.0000	1.0000	1.0000
	CO	0.0840	0.0071	0.3110
	C	0.1700	0.0129	0.0015
	NO 2	0.0069	0.0261	0.0151
Сероводород Оксиды серы	H 2 S	0.0010	0.0010	0.0010
	SO 2	0.0278	0.0047	0.0012
Синильная кислота Формальдегид Органические кислоты	HCN	0.0010	0.0010	0.0010
	HCHO	0.0010	0.0011	0.0005
	CH3COOH	0.0150	0.0036	0.0005

Таблица 5.7 Величины скорости выгорания нефти

Нефтепродукт	Скорость выгорания	Линейная скорость выгорания
	кг j /м2·сек	кг j /м2·час	мм/мин
Нефть	0.030	108.0	2.04
Мазут	0.020	72.0	1.18
Дизтопливо	0.055	198.0	4.18
Керосин	0.048	172.0	3.84
Бензин	0.053	190.8	4.54



Для резервуаров (установок), получивших во время аварии сильные разрушения:

S_cp=4,63·V_ж , м ²

где :V_ж - объем нефтепродукта в резервуаре (установке), м³.

На Александровском месторождении применяют горизонтальные стальные резервуары РГС-5 мі

S_cp=4,63·5=23,15 , м ²

Подставляя все значения в формулу, получаем:

,кг/час;

,кг/час;

,кг/час;

,кг/час;

,кг/час;

,кг/час;

,кг/час;

,кг/час;

,кг₁/час;

,кг/час.

Вывод: в случае утечки, из резервуара РГС-5, и горения нефти каждый час в атмосферу будет выбрасываться большое количество вредных веществ, основными из которых будут: диоксид углерода и сажа. Эти выбросы не являются предельно допустимыми и опасны для здоровья человека и атмосферы в целом. Необходимо в кратчайшие сроки снарядить персонал индивидуальными средствами защиты и устранить выбросы.



Список используемой литературы

1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти, Москва: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003г.

2. Годовой производственный отчёт, ДДНГРМ, 2013

3. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений, Ю.П. Желтов, И.Н. Стрижов, А.Б. Золотухин, В.М. Зайцев, «Недра», 1985 г.

4. Победоносцева Н.Н. Методические рекомендации по экономическому содержанию дипломных проектов студентов технических специальностей. - Москва, 1999 г.

5. Фомина Е.Е., и др. Сборник задач по безопасности жизнедеятельности. - Москва, 2003 г.

6. Уолш М, Лейк Л., Первичные методы разработки месторождений углеводородов, elseiver, 2003 г.

Размещено на Allbest.ru

...