Курсовая работа: Експлуатація Шебелинського нафтового родовища

1. Уточнення промислових і залишкових запасів газу і конденсату.

На стадії складання проекту ДПР родовища запаси газу визначають об’ємним методом, використовуючи залежності:

або

F- площа нафтоносності

m0- коефіцієнт відкритої пористості

h- газонасичена частина пласта

апоч- початковий коефіцієнт газонасичення

Для підрахунку промислових запасів використовують метод найменших квадратів за приведеного газонасиченого порового об’єму Ω*. Його значення визначають за формулою:

- значення сумарного видобутку газу на кінець даного року

- початковий і поточний пластовий тиск, МПа;

- коефіцієнт над стисливості газу для відповідних значень тиску.

Визначаємо коефіцієнт над стисливості за кожний рік

Середній критичний тиск і температура:

 МПа

 К

Визначаємо приведену температуру і тиск:

Визначаємо відношення пластового тиску до коефіцієнта надстисливості:

Визначаємо зведений газонасичений поровий об’єм :

Початкові запаси газу рівні:

м3

Визначення поточних і прогнозованих кінцевих коефіцієнтів газоконденсатного вилучення.

Визначаємо коефіцієнт кінцевої газовіддачі за формулою:

Ркінц, zкінц – середній пластовий тиск і відповідний йому коефіцієнт надтисливості газу при температурі Тпл. Таким чином, коефіцієнт кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі залежить в основному від початкового і кінцевого пластових тисків. Для умов конкретного родовища коефіцієнт  тим більший, чим нижчий кінцевий пластовий тиск.

Для наближеної оцінки кінцевого пластового тиску використовують такі формули:

Н – середня глибина залягання родовища, м :

Коефіцієнт кінцевої газовіддачі характеризує промислову газовіддачу.

Коефіцієнт кінцевої газовіддачі можна регулювати за допомогою вибором певних значень технологічних параметрів, які характеризують процес розробки родовища. Промислова газовіддача збільшується з ростом сумарного відбору газу на кінець періоду постійного видобутку і зменшення темпу зниження річного відбору газу в період спадання видобутку. Кількість газу видобутого на кінець періоду постійного видобутку, буде тим більша, чим вищий темп відбору газу в даний період і його тривалість. Для збільшення темпу зниження річного відбору газу в період спадання видобутку і тим самим скорочення його тривалості необхідно забезпечити своєчасне введення в експлуатацію дожимної компресорної станції та застосування методів підготовки газу в умовах пониження тисків на гирлі свердловин.

Основними напрямами збільшення коефіцієнта кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі – є зменшення кінцевого пластового тиску і заміщення частини залишкового газу в пористому середовищі рідкими або газоподібними агентами.

 МПа

 МПа

 МПа

Визначаємо приведену температуру на початку і в кінці розглянутого періоду:

Визначаємо приведений тиск при 3-х визначених кінцевих тисках:

Визначаємо коефіцієнти надстисливості і газовіддачі при кінцевих тисках:

Обґрунтування параметрів роботи середньої свердловини

та інших вихідних даних для технологічних розрахунків.

Всі розрахунки проводимо для середньої свердловини. Для визначення параметрів середньої свердловини потрібні режими роботи експлуатаційних свердловин горизонту ГКР.

Визначаємо середній дебіт газу:

де   тис.м3/добу;

 тис.м3/добу;

  тис.м3/добу.

Визначаємо середній гирловий тиск

Глибину свердловини до середини інтервалу перфорації, м L=4253,3 м

За величиною середнього гирлового тиску визначаємо середній вибійний тиск.

Визначаємо коефіцієнт S:

К

Визначаємо коефіцієнт :

- внутрішній діаметр колони труб, см; діаметром 73 мм дорівнює 0,024.

Визначаємо середній вибійний тиск.

 МПа

Визначаємо мінімальний необхідний дебіт газу для винесення рідини з стовбуру свердловини:

 тис.м3/добу

3. Методи інтенсифікації

3.1 Кислотна обробка

Кислотні оброблення свердловин, які складають основу хімічних методів, використовуються найбільш широко через свою простоту, дешевизну, доступність реагентів, сприятливі умови для їх проведення.

Основний компонент кислотних розчинів, які використовуються для діяння на привибійну зону пласта - соляна кислота.

Розчинами соляної кислоти обробляють карбонатні породи, які містять вапняки, доломіти або теригенні колектори, в складі яких присутні карбонатні цементуючі речовини. Розчинення вапняку в соляній кислоті описується СаСОз+2НС1=СаСІ2+С02+Н20. Оптимальну концентрацію соляної кислоти в розчині приймають рівною 10 ...16%.

Під час оброблення свердловини до розчину соляної кислоти добавляють такі реагенти.

1. Інгібітори - речовини, які знижують корозійне діяння кислоти на обладнання. За їх допомогою розчин кислоти транспортують, перепомповують і зберігають. Як інгібітори використовують катапін - А, карбозолін - О, реагенти 4411, 4412 , тержитол тощо.

2. Інтенсифікатори - поверхнево - активні речовини (ПАР) , які знижують поверхневий натяг на межі "нафта -нейтралізована кислота", які прискорюють і полегшують очищення привибійної зони від продуктів реакції і відреагованої кислоти. До них відносяться марвелан К (О), реагенти 4411, 4412, тержитол тощо.

3. Стабілізатори - речовини, необхідні для утримання в розчиненому стані продуктів реакції, сумішей розчину соляної кислоти з залізом, цементом і пісковиками, а також для видалення із соляної кислоти шкідливої домішки - сірчаної кислоти і перетворення її в розчинну сіль барію.

Соляна кислота, взаємодіючи з глинами, утворює солі алюмінію, а з цементом і пісковиками - гель кремнієвої кислоти, які випадають в осад. Для попередження цього явища як стабілізатори використовують оцтову СНзСООН і фтористоводневу або плавикову НF кислоти .

3.2 Гідророзрив пласта

Суть його в нагнітанні рідини під високим тиском, у результаті чого в привибійній зоні розкриваються існуючі тріщини чи утворюються нові. Для попередження змикання тріщин (після зняття тиску) в них разом з рідиною нагнітається крупнозернистий пісок (розклинювальний матеріал). У результаті збільшується проникність порід привибійної зони, а вся система тріщин зв'язує свердловину з віддаленими від стовбура продуктивними частинами пласта. Радіус тріщин може досягати декількох десятків метрів.

Механізм утворення тріщин під час розриву пласта наступний. Під тиском, що створюється у свердловині насосними агрегатами, рідина розриву, що добре фільтрується, проникає, в першу чергу, в зони з найбільшою проникністю. При цьому між пропластками по вертикалі створюється перепад тисків, оскільки в проникніших пропластках тиск вищий, ніж в малопроникних чи практично непроникних. У результаті на покрівлю і підошву проникного пласта починають діяти розривні сили і вищезаляглі породи зазнають деформації, а на межах пропластків утворюються горизонтальні тріщини. У процесі запомповування нефільтруючої рідини механізм розриву пласта аналогічний механізму розриву товстостінних посудин, тому потрібний більш високий тиск. Тріщини, які при цьому утворюються, мають, як правило, вертикальну або близьку до неї орієнтацію.

Процес гідравлічного розриву пласта складається з таких послідовно проводжуваних операцій: встановлення пакера для герметизації затрубного простору; нагнітання в пласт рідини розриву з метою утворення і розширення тріщин; запомповування протискувальної рідини для витіснення піску в тріщини пласта з насосно - компресорних труб і стовбура свердлловини.

Ефективність ГРП визначається розкритістю і довжиною тріщин, чим вони більші, тим більша ефективність оброблення.

4. Технологічні режими експлуатації покладу

4.1 Способи експлуатації нафтових та газових родовищ

Експлуатація свердловин фонтанним методом

Під фонтанним способом експлуатації свердловини розуміється підйом нафти на поверхню за рахунок природної енергії, розрізняють Артезіанське фонтанування і фонтанування за рахунок енергії газу, що виділяється з нафти. Процес видобування нафти охоплює переміщення нафти газу і води (флюїдів) у пласті до вибоїв на поверхню та промислове збирання продукції свердловин. Спосіб піднімання нафти у стовбурі з вибою на поверхню називають способом експлуатації свердловини. У теперішній час застосовують такі основні способи експлуатації свердловин: фонтанний, газліфтний і насосний.

Спосіб експлуатації свердловини при якому підйом нафти або суміші нафти з газом від вибою до поверхні здійснюється за рахунок природної енергії називається фонтанним способом. Якщо тиск стовпа рідини яка заповнює свердловину менший від пластового тиску і привибійна зона не забруднена тобто стовбур свердловини сполучається з пластом, то рідина буде переливатися через устя свердловини, отже свердловина буде фонтанувати. Фонтанування може здійснюватись під впливом гідростатичного напору, або енергії газу який рухається, або того і іншого разом. Фонтанування тільки за рахунок гідростатичного тиску пласта явище дуже рідкісне в практиці експлуатації нафтових свердловин. Це відбувається тоді коли газ у пластових умовах повністю розчинений у нафті і у пласті рухається однорідна рідина. У більшості випадків головну роль у фонтануванні свердловин відіграє газ який міститься разом з нафтою в пласті. Це справедливо навіть для родовищ із явно вираженим водонапірним режимом, коли газ в пластових умовах повністю розчинений в нафті і в пласті рухається однорідна рідина. При експлуатації свердловини пробуреної на такий пласт вільний газ із нафти починає виділятись лише в підйомних трубах і на такій глибині де тиск нижчий від тиску насичення нафти газом. В цьому випадку підйом нафти буде здійснюватись за рахунок гідростатичного напору та енергії стиснутого газу, яка проявляється тільки у верхній частині свердловини. На глибині відповідній тиску насичення нафти газом останній починає виділятись із нафти у вигляді маленьких бульбашок. По мірі просування догори бульбашки газу зазнають усе меншого тиску, внаслідок чого об’єм бульбашок газу збільшується і густина суміші рідини та газу зменшується. Загальний тиск стовпа газорідинної суміші на вибої свердловини стає меншим за пластовий, що виникає самовиливання нафти, тобто фонтанування свердловини. При всіх способах експлуатації свердловини в тому числі і фонтанному підйом рідини та газу на поверхню здійснюється по трубах невеликого діаметру які спускаються в свердловину перед початком експлуатації ці труби називають НКТ. Залежно від способу експлуатації їх називають фонтанними, компресорними, насосними, підйомними (ліфтовими). Звісно, що фонтанний спосіб є найекономічнішим і як природний спосіб має місце на щойно відкритих енергетично не визначених родовищах. Якщо в покладі підтримується пластовий тиск шляхом закачування води чи газу, то в окремих випадках удається значно продовжити період фонтанування свердловини. Фонтанним способом вилучається основна частина світового видобутку нафти 7580% . Якщо свердловини не можуть фонтанувати їх переводять на механізований спосіб експлуатації тобто газліфтний чи насосний. В цьому випадку за рахунок пластової енергії нафта піднімається лише на висоту менше глибини свердловини, тобто рівень в свердловині не доходить до устя свердловини. Для піднімання рідини до устя свердловини і подавання її у викидну лінію (збірний трубопровід) потрібно ввести в свердловину штучну енергію. У разі газліфтного способу у свердловину подають енергію стиснутого газу, а у разі насосного енергія яка створюється насосом. Під час експлуатації свердловин будь-яким (фонтанним, насосним або газліфтним способом) у міру проходження нафти вздовж стовбура із неї виділяється розчинений газ. Внаслідок зменшення тиску, коли він стає меншим тиску насичення нафти газом. При цьому утворюється газорідинна суміш. Газ який виділяється у вихідному потоці виконує роботу з підйому рідини в трубі, при чому рідина може бути однофазною (нафта) або двофазною (нафта + вода).

Газліфтна експлуатація свердловин

В процесі розробки родовища нафтових свердловин є відтворення компресорним способом природного фонтанування. Різниця полягає в тому, що при фонтануванні джерелом енергії є газ який поступає із пласта. У зв’язку з тим, що у процесі розробки умови експлуатації свердловин погіршуються, для продовження фонтанного способу вводиться газліфт. Тобто продовження фонтанної експлуатації в системі фізичної суміші є газліфтна експлуатація, коли потрібну кількість газу для підйому рідини на поверхню (для ліфтування) закачують з поверхні. Пластову енергію, що припливає та характеризується газовим фактором, поповнюють запомпування газу у свердловину із поверхні, створюючи штучне фонтанування яке називається газліфтним піднімачем, а спосіб експлуатації газліфтом. Підйомник в якому використовується повітря називають ерліфтом, а в якому вуглеводневий газ газліфтом. Перевага ерліфта полягає тільки в необмеженій кількості повітря. Коли застосовують газліфт, то на відміну від ерліфта забезпечується повна утилізація газу. Зберігання і утилізація легких фракцій і емульсій, для руйнування якої потребують менші втрати, тому газліфт в теперішній час застосовують частіше. У тих випадках коли фонтанні режими не забезпечують необхідні дебіти можна додатково подавати газ в свердловину і збільшити за рахунок газу дебіт рідини.

Найбільшою матеріалоємкістю володіє однорядний підйомник. На рисунку ми розглядаємо схему однорядного підйомника з кільцевою системою подачі робочого агента. При кільцевій системі подачі робочий агент нагнітається в кільцевий простір між експлуатаційною колоною і підйомними трубами, а суміш газу і рідини піднімається по трубам та викидається у викидну лінію через трійник. Для облаштування свердловини однорядним підйомником застосовують піднімальні труби з умовним діаметром 48─89мм. і рідко від 114мм. Застосовують підйомники і інших конструкцій та систем подачі робочого агента, наприклад півтора-рядний і двох-рядний підйомники.

Розглянемо схему обладнання свердловини однорядним підйомником.

Нафта і газ які поступають на вибій свердловини володіють великим знаком природної пластової енергії. Розрізняють два види енергії:

1) енергія гідростатичного напору (ця енергія зумовлена наявністю високого пластового тиску);

2) енергія попутного стиснутого нафтою газу ─ другий вид енергії залежить від кількості попутного газу.

Практично на родовищах України немає покладів де не було б газу. Зокрема щоб свердловина фонтанувала потрібний тиск, чим більше газовий фактор тим більше буде фонтанувати свердловина. Самий простий спосіб експлуатації - це фонтанний, термін фонтанування на кожному окремому родовищі різний, але кожне фонтанування припиняється. Є три причини припинення фонтанування:

1) самопадіння пластового тиску;

2) зменшення газового фактору;

3) збільшення густини суміші.

Отже, кращий спосіб продовження фонтанної експлуатації свердловини є газліфтний спосіб.

Конструкції газліфтних підйомників.

Однорядний (рис.4.1)

Дворядний (рис4.2) Півтора-рядний (рис.4.3)

Рисунок 4.4

Газліфтний спосіб експлуатації вперше запропонував в м. Баку Шухов, але американці почали експлуатацію газліфтним способом ще на 50р. раніше.

Рисунок 4.5

Переваги газліфтного способу експлуатації свердловини: простота обладнання, відсутність руху всередині свердловини, відсутність механічних домішок та смолисто-парафінистих відкладів. Недоліки: для вироблення стиснутого газу 10 ─ 15 МПа потрібно мати потужні компресори, тобто потрібно високі нагнітальні втрати пов’язані з будівництвом компресорних станцій. Якщо брати до уваги, що після війни 20 р. уходили від газліфтного способу в цілому і при цьому дуже сильно падав дебіт свердловини. Другий недолік низького ККД газліфтного способу в цілому. Справа в тому, що ефективність насиченості газом не поршневим методом дуже низька. Основною проблемою експлуатації газліфтних свердловин є проблема пуску в роботу свердловини після її зупинки. Після зупинки любої механізованої свердловини в свердловині встановлюється рівень рідини який називається статичним рівнем. В процесі пуску свердловини в роботу ми повинні заповнити затрубний простір стиснутим газом і витиснути рівень рідини до башмака НКТ. Тому і є пускові клапани для запуску свердловини у роботу. Принцип полягає у наступному: колону НКТ обладнують кількома пусковими клапанами які працюють автоматично перед пуском свердловини ці клапани відкриті. Розрізняють два види рівня рідини: динамічний рівень рідини─ коли свердловина працює і статичний рівень рідини ─ коли свердловина не працює.

Проблеми і вдосконалення.

При експлуатації газліфтним методом дослідження свердловини проводять при усталених режимах фільтрації. При дослідженні газліфтних свердловини подача газу змінюється і таким чином змінюється дебіт свердловини і вибійний тиск, тобто ми бачимо залежність дебіту від витрати газу. В зв’язку з цим можна сказати, що для кращої експлуатації газліфтних свердловин необхідно мати кілька режимів.

Газліфтний спосіб експлуатації належить до основних способів експлуатації і дебіт свердловини буде збільшуватись від витрат газу. Особливість успіхів в покращенні методів (підвищення ККД газліфтної свердловини)─ ККД залежить від структури руху газорідинної суміші і вибійного тиску. Рвиб ми регулювати не можемо, тому застосовують інші шляхи підвищення ККД.

Насосна експлуатація свердловин

Суть даного способу експлуатації свердловин полягає у тому, що у свердловині розміщують плунжерний насос, який приводиться в дію поверхневим приводом за допомогою колони штанг. (Рис. 4.6)

Штангова глибинна – насосна установка (ШГНУ) складається із насоса опущеного у свердловину, колони штанг, верстата – качалки, встановленого біля устя свердловини. Зворотно – поступальний рух колони насосних штанг і приєднаного до них плунжера забезпечується верстатом – качалкою.

Спосіб видобутку нафти за допомогою ШГНУ досить розповсюдженій в нашій країні. Даним способом можна добувати від 1 до 500 т нафти на добу. Однак в більшості випадків глибинно-насосну експлуатацію застосовують в мало- та середньо дебітних нафтових свердловинах.

Рис. 4.6

1 – НКТ; 2 – плунжер; 3 – колона штанг; 4 – циліндр насоса; 5 – трійник; 6 – сальник; 7 – головка балансира; 8 – балансир; 9 – шатун; 10 – кривошип; 11 – електродвигун;

Експлуатація нафтових свердловин зануреним відцентровим насосом

Електровідцентрові насосні установки ( Рис.4.7) складаються: із відцентрового насоса 4, електродвигуна 1. кодони підйомних труб 11, броньованого кабелю 5, гирлової арматури 10, кабельного барабану 7 та інше допоміжне обладнання.

Рис.4.7 1 – електродвигун; 2 – протектор; 3 – фільтр; 4 – відцентровий насос; 5 – броньований кабель; 6 – підвісний ролик; 7 – барабан; 8 – автотрансформатор; 9 – станції керування; 10 – гирлова арматура; 11 – колона підйомних труб.

Видобуток нафти при даному способу експлуатації відбувається наступним чином. Електродвигун обертає вал відцентрового насосу, нафта всмоктується через фільтр відцентровим насосом і нагнітається на поверхню по насосним трубам. Для електро відцентрових насосів характерний великий міжремонтний період їх роботи. Наземне обладнання ЕВН відрізняється своєю простотою та не потребує спеціальних фундаментів та інших споруд.

В Україні широко використовують занурені відцентрові насоси. Їх використовують в тих випадках, коли потрібно виконувати інтенсивний відбір нафти із свердловини при великій глибині залягання продуктивних пластів, а також в свердловинах з агресивними пластовими водами.

Експлуатація газових свердловин

Експлуатація газових свердловин в порівнянні з нафтовими має свої особливості, зв’язані з різними фізичними властивостями нафти і газу. Вилучений на поверхню газ повинен відразу ж направлятися споживачеві, так як зберігати його в ємностях неможливо. В зв’язку з цим добуток газу повинен бути більше споживаємого. Низька щільність газу обумовлює більш високі устьові тиски, низька в’язкість газу зумовлює дуже жорсткі вимоги до герметичності експлуатаційних колон та гирлового обладнання.

Газові свердловини експлуатують лише фонтанним способом. Конструкція газових свердловин, їх освоєння, обладнання устя та вибою, регулювання дебіту мають багато спільного з нафтовими фонтанними свердловинами. Конструкція газових свердловин залежить від величини пластового тиску, характеристики пласту, наявності або відсутності водоносних горизонтів, від характеристики порід і властивостей газу.

Як правило, в експлуатаційні колони газових свердловин спускають фонтанні НКТ, через які газ надходить на поверхню. Гирло газових свердловин обладнують фонтанними арматурами.

При експлуатації газових свердловин дуже важливе значення має вибір оптимального технологічного режиму роботи газової свердловини. Під технологічним режимом експлуатації газових свердловин розуміють режим, при якому підтримується певне співвідношення між дебетом свердловини та вибійним тиском. Він повинен забезпечувати отримування максимально можливого дебіту при мінімальній витраті пластової енергії. Під час видобутку газу використовують єдину газодинамічну зв’язану систему: пласт – свердловина – газопровід – споживач.

Особливості експлуатації обводнених газових свердловин

В роботі обводнених газових свердловин можна виділити чотири періоди. Перший період – безводний. В другому періоді відбувається накопичення протікаючої води в стволі спочатку без виносу її на поверхню, а потім з виносом її на поверхню у вигляді диспергованих краплин потоком газу. Третій період характеризується тим, що скільки води притікає в свердловину, стільки ж її виноситься на поверхню. При цьому в стволі знаходиться певний об’єм накопиченої води. По мірі виснаження свердловини, відбувається зменшення або дебіту газу, або вибійного тиску. Умови для виносу води погіршуються, наступає четвертий період, який характеризується новим прискореним накопиченням води в стволі свердловини переходить на режим нульової подачі. Так, як при цьому притік води продовжується, то свердловина заливається водою і припиняє роботу. Наступає „самоглушіння" свердловини водою. Експлуатація таких свердловин поділяється умовно на два методи: зменшення надходження води в свердловину та способом звільнення стволу від води.

Зменшення надходження води в свердловину досягається регулюванням потоків в пласті, ізоляцією свердловини від надходження пластової води, обмеженням відбору газу до виключення надходження води із пласту.

Звільнювати ствол свердловини від води можна шляхом підйому її на поверхню або подачі в поглинаючий пласт. Найбільшого використання із всіх способів вилучення води отримав фізико - хімічний спосіб – введення в свердловину ціноутворюючих поверхнево – активних речовин в рідкому вигляді. Також широко розповсюджена продувка свердловин.

В умовах обводнення експлуатується достатньо вагома кількість свердловин, причому в останні часи їх кількість збільшується

Отже, чим більш досконалі будуть способи видобутку нафти та газу, тим ефективніша буде діяльність нафтогазовидобувної промисловості.

4.2 Встановлення технологічного режиму

Під технологічним режимом експлуатації розуміють підтримання на вибої заданих умов зміни тиску або дебіту в часі, які забезпечують безаварійну роботу свердловини та дотримання правил техніки безпеки.

В практиці розробки родовищ природних газів відомі такі технологічні режими експлуатації свердловин:

-Початковий період розробки ГКР, коли кількість пробурених свердловин перевищує необхідну або відбір газу із свердловини обмежується тільки пропускною здатністю колони ліфтових труб застосовують режим постійного дебіту.

 (4.2.1)

-режим постійного градієнту тиску на стінки свердловини

 (4.2.2)

Такий режим застосовують в слабозцементованих породах.

-технологічний режим максимально допустимої депресії на пласт

 (4.2.3)

-режим постійного гирлового тиску

 (4.2.4)

Такий режим застосовується на заключній стаді розробки газових родовищ для забезпечення необхідних умов роботи установки низькотемпературної сепарації газу

-при наявності в газі корозійно-активних компонентів( сірководень, вуглекислий газ) використовують технологічний режим, коли швидкість руху газу по стінках свердловини менша максимально допустимої швидкості утворення продуктів корозії

 (4.2.5)

-для продовження стабільної роботи газових свердловин в умовах обводненості, необхідно забезпечити повний і безперервний виніс рідини на поверхню при мінімальних втратах тиску. Для цього рекомендується експлуатувати свердловини при дебітах, які вище мінімально необхідних для виносу рідини

 (4.2.6)

-у випадку неоднорідності колекторів при розробці ГКР в умовах газового режиму з метою підтримки максимальних коефіцієнтів газо- та конденсатовіддачі, необхідно мінімізувати непродуктивні втрати тиску. Це досягається розподілом заданого відбору між окремими свердловинами і регулювання їх дебітів в процесі розробки.

5. Техніка безпеки та охорона навколишнього середовища

Охорона навколишнього середовища Шебелинського родовища досягається виконанням певних вимог. На родовищі необхідно забезпечити наступні заходи:

-  спорудження герметизованих очисних установок, збірних пунктів та інших об’єктів;

-  скид стоків при капітальному ремонті свердловин і ремонті групових установок збору у каналізаційні колодязі з послідовним вивозом їх на очисні споруди;

-  обваловку групових замірних установок, збірних пунктів та інших об’єктів;

-  спорудження герметизованих очисних блокових установок;

-  повну герметизацію системи збору продукції, сепарації і підготовки;

-  припинення експлуатації свердловин з негерметичними колонами, затрубною циркуляцією, грифонами;

-  ліквідацію аварійних свердловин;

-  експлуатацію видобувних свердловин повинна здійснюватись у відповідності з технологічним режимом.

Охорона атмосферного середовища

Джерела забруднення навколишнього середовища на родовищах є:

-  гирла і обв’язка нафтових свердловин;

-  площадка групової збірної установки;

-  запобіжні клапани резервуарів;

-  факельні стоянки;

-  ДНС (довжина насосна станція);

-  Нещільності арматури, фланцеві з’єднання трубопроводів.

Джерелами впливу подальшого облаштування і експлуатації родовищ на рельєфу, грунти, рослинний світ буде спорудження площадок облаштування нових свердловин, прокладка від них викидних ліній,ремонтні роботи на ГЗУ, ДНС, трубопроводах, при підземному ремонті свердловин, в аварійних ситуаціях як в системі промислового господарства, так і на свердловинах.

Природоохоронні заходи передбачають використання герметизованої системи збору продукції свердловини на кожному технологічному етапі, що робить неможливим викиди шкідливих речовин в атмосферу і навколишнє середовище. Передбачається повне включення можливості зливу господарсько-побутових і зливових вод з площадки групового збору в поверхні водоймища і на рельєф, рідина повинна збиратися через каналізаційні споруди закритого типу у відстійниках і очищатись.

Чисто господарські побутові стоки (наприклад, відходи їдальні, вмивальників, вбиральні і т. п.) проходять механічну очистку в септику і відводяться на поля підземної фільтрації для біологічної очистки. Осад, що виникає в септику після перегнивання, видаляється пересувними засобами і використовується у вигляді компостів, як добриво.

Екологічні обмеження впливу на атмосферу включають не перевищення гранично допустимих концентрацій (ГДК) в атмосфері промислових об’єктів всіх інгредієнтів, які викидаються нафтопромисловими спорудами, а в селітрових зонах – не повинні перевищувати разові концентрації для населених пунктів. Обмеження включають визначення граничних розмірів санітарно-захисних зон (СЗЗ), що забезпечує потрібні параметри повітряного середовища поза ними, а також обмеження шумового впливу промислових об’єктів в границях до 60дБ.

Охорона ґрунтів родовища

Екологічні обмеження впливу на ґрунт, рельєф, рослинний і тваринний світ включають відведення мінімальної площі ріллі під площадки нових свердловин, дотримання критеріїв будівництва доріг, трубопроводів, повітряних силових ліній в єдиний комунікаційний коридор, максимальне використання існуючих доріг і комунікацій, заборону механізованої розчистки території від рослинності в заповідних місцях. Охорона земель складається із комплексу заходів забезпечуючи збереження родючого шару ґрунту і запобігання забруднень слідуючого за родючим шаром ґрунту. В районі проектних робіт пролетарського родовища грунт представляє собою середньо гумовий (структурний) глибокий чорнозем. Загальна глибина чорнозему 0,8-1,1 м. В підошві водяного ґрунту залягає ліс. Водяне забезпечення постачається за рахунок атмосферних опадів. Зрошення і осушення земель не проводиться. Особливо охороняючи зони відсутні.

Охорона водного середовища

Екологічні обмеження впливу на гідрологічну систему території включають дотримання умови розміщення площадкових об’єктів поза межами затоплюваної території, повне включення технологічних скидів води і нафтопродуктів в водоймища, річки і ґрунтові води, забезпечення умов прокладки трубопроводів при перетині річок або водоймищ з заглибленням не менше 1 м нижче максимальної глибини водоймища чи русла, тощо.

Заходи по охороні водного середовища передбачають охорону горизонтів з прісними водами в верхній частині геологічного розрізу родовища, ґрунтових і поверхневих вод. Горизонти з прісними водами, приурочені до пісків і піщаників полтавської свити, харківського і дніпровського ярусів, являється джерелом питтєвого водо забезпечення. Тому охорона горизонтів з прісними водами від забруднення повинно забезпечувати при бурінні свердловин і експлуатації родовища. Ґрунтові води приурочені до пісчаних пропластків, залягаючим на глибині 6-8 м. Ці горизонти малообільні і використовуються місцевим населенням для питних, побутових і господарських потреб.

Аналіз потенційних небезпек та шкідливостей виробничого середовища

Характеристики основних шкідливих речовин, викидаються в атмосферу нафтопромисловими об’єктами. Таблиця 7.1 дає коротку характеристику шкідливих речовин, які потрапляють у повітря.

Значення розрахункових викидів шкідливих речовин від об’єктів облаштування родовища можуть розглядатись як граничнодопустимі викиди (ГДВ).

При виконанні обрахунків забруднення атмосфери для найбільш характерних інгредієнтів забруднювачів приймають обмеження приземних концентрацій від промислових викидів.

Результати розрахунків забруднення атмосфери для деяких нафтових родовищ, які працюють в робочому режимі, показують, що концентрація шкідливих речовин в повітрі на свердловинах не перевищує величини. Враховуючи велику обводненість продукції свердловин, забруднення повітря практично не буде.

Крім того, на підприємствах галузі використовують отруйні, їдкі речовини (ртуть, кислоти, цемент та ін..), вибухові речовини.

Більшість робіт виконується на відкритому повітрі, пов’язані з використанням важкого і громіздкого обладнання і інструментів, технологічних процесів, що супроводжуються виникнення високих тисків, обладнання, що знаходиться під великим навантаженням.

Спуско-підіймальні механізми (СПМ),талевий блок, елеватор, що використовуються при бурінні, підземному ремонті свердловин і ін.., в процесі роботи можуть знаходитися під небезпечними навантаженнями,що значно перевищують допустимі, внаслідок чого можуть виникати важкі аварії, руйнування спуско-підіймальних споруд, а також нещасні випадки з людьми.

На кожному промислі застосовують метанол, проведення інструктажу всіх працівників, що призначаються для роботи із метанолом, і контроль за щорічним проходженням цих працівників медичного огляду.

При експлуатації промислових споруд в робочому режимі їх вплив на грунт, флору і фауну території мінімальний і помітний лише у випадках порушення нормального технологічного процесу, при пошкодженні каналізаційних систем і недбалому виконанні ремонтних операцій. Потенціальні негативні фактори впливу такі:

1.Попадання в грунт і грунтові води витоків конденсату через нещільність фланцевих з’єднань, несправного обладнання. В цьому випадку забруднену ділянку слід оконтурити плугами з глибиною занурення леміша 20-25 сантиметрів. При середніх і значних розливах по контуру ділянок слід будувати траншеї і облаштувати їх захисними екранами для попередження інтенсивного просочування конденсату. Збір розливів необхідно здійснювати за допомогою спеціальної нафтозбірної техніки. Враховуючи можливі наслідки аварії і екологічну вразливість території, одночасно з механічними можуть використовуватись хімічні сорбенти. Після того, як шкідливі речовини будуть зібрані з поверхні грунту, виконується технічна та біологічна рекультивація території.

2. Забруднення грунтових вод біля свердловин при недбалому виконанні ремонтних робіт.

3. потрапляння в грунтові води промзливних або господарсько-побутових вод у випадку пошкодження каналізаційних споруд збору продукції.

Вплив зазначених факторів має випадковий характер, локальний за місцезнаходженням, нетривалий у часі і може бути практично виключений, насамперед, при суворому регламентуванні технологічного процесу в межах запроектованих режимів і організації незалежного контролю за технічним станом обладнання і систем каналізації.

Висновок

В даному курсовому проекті наведені розрахунки показників розробки Шебелинського газоконденсатного родовища і на їх основі побудований графік показників розробки, окрім того ще й наведений графік зміни дебітів рідини та геологічна карта і розріз ГКР.

Література

1.  Довідник з нафтогазової справи/ За заг. редакцією докторів технічних на- ук В.С Бойка, Р.М. Кондрата, Р.С. Яремійчука. – Львів, 1996.

2.  Муравьев И.М., Андриасов Р.С., Гиматудинов Ш.К., Говорова Г.Л., Ползков В.Т. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторож- дений. – Издание третье, перед. и дополн./ Под общей редакцией И.М.Муравьева. – М.: Недра, 1970.

3.  Абдулин Ф.С. Добыча нефти и газа. – М.: Недра, 1983.

4.  Яремійчук Р.С, Качмар Ю.Д. Освоєння свердловин. Практикум. – Львів: Світ, 1997.

5.  Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. – Москва – Ижевск, 2002.

6.  Гиматудинов Ш.К. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. – М: Недра, 1978.

Размещено на Allbеst.ru