Рис. 7.1. Образование зон при взрыве газо-воздушной смеси
1 - зона детонационной волны, радиусом R1 (м); 2 - зона ударной волны, в которой г- расстояние от центра взрыва до элемента предприятия; RСПЛ – радиус зоны смертельного поражения людей; 3 – граница зоны
безопасного удаления (Rбу), где ΔРф3 = 5 кПа.
Радиус безопасного удаления при падении избыточного давления до ΔРф = 5 кПа составляет Rбу = 123 м.
Согласно схемы расстановки вся спецтехника располагается на расстоянии не менее 10 м от скважины, т.е. не находится в зоне детонационной волны, где ΔРф1 = 900 кПа.
Расположенные во второй зоне спецтехника и АГЗУ из-за избыточного давления подвергнутся значительному разрушению.
Радиус смертельного поражения людей равен 14,24 м, и поэтому нахождение людей в первой и второй зонах смертельно опасно для их жизни.
Все машины и оборудование, находящиеся в третьей зоне, практически не пострадают.
На ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" соблюдаются все нормы и правила техники безопасности, а также не наблюдалось значительных нарушений экологии. Хотя было несколько порывов трубопроводов и разливов нефти на месторождении. Но все происшествия были не медленно ликвидированы и уплачены штрафы, процесс добычи продолжался в нормальном режиме. Проект разработки Хохряковского месторождения соответствует всем нормам и ГОСТам безопасности и экологичности.
Нефть и газ являются и останутся в обозримом будущем основными источниками удовлетворения потребностей народного хозяйства в энергии.
Достигнутый уровень добычи и соответственно транспорта, подготовки, переработки, широкое применение современных технологий, основанных на новых физических принципах, с использованием повышенных давлений и температуры, обеспеченностью предприятий установками большой единичной мощности, сооружение мощных трубопроводных систем повышают экологическую опасность нефтегазовых производств, усиливают их воздействие на воздух, воду, почву, растительный и животный мир и кроме этого для обеспечения безопасной работы человека на производстве требуется создание более надежных систем защиты от возможных аварийных ситуаций.
Во многих случаях нефть, газ, их спутники и продукты переработки, кислоты, щелочи, ингибиторы и другие опасные вещества, используемые
предприятиями, а также отходы и выбросы являются основными загрязнителями окружающей среды, а в больших концентрациях влекут за собой отравление обслуживающего персонала.
Капитальный ремонт скважин является одним из опасных видов работ и нужно подходить к этому профессионально, а халатное отношение приводит к травматизму. Ниже приводится оценка состояния травматизма и степень риска на Западно-Ермаковском месторождении за 2000 год.
Оценка риска (R) производится по формуле:
R = Сn/Np,
где Сn – число смертельных или других несчастных случаев на
производстве за год, Np – число работающих в сфере производства.
Сделаем оценку риска на Западно-Ермаковском месторождении:
R = 3/567=0.0053
Хохряковское месторождение открыто в 1972 году и находится в зоне активной нефтедобычи и достаточно развитой инфраструктуры. В непосредственной близости от него расположены Ершовое и Пермяковское месторождения.
В разрезе месторождения выявлены залежи углеводородного сырья в пластах горизонта ЮВ1 наунакской свиты и ЮВ2 тюменской свиты.
2
Основные запасы нефти сосредоточены в пласте ЮВ1 (85.7 % от всех запасов месторождения).
В промышленную эксплуатацию месторождение было введено в 1985 году.
В 2000 году произведена переоценка балансовых запасов нефти и яковского месторождения. Результаты утверждены Государственной комиссией по запасам (протокол №816-ДСП от 21.03.2003 г.).
Для дальнейшей эксплуатации данного месторождения требуется новый проектный документ, который бы учел все изменения запасов на Хохряковском месторождении.
На основании геологической модели месторождения, представленной при подсчете запасов 2000 года и прошедшей апробацию в ГКЗ, составлены трехмерные геологические и гидродинамические модели рассматриваемых пластов. Были проведены гидродинамические, технологические и экономические расчеты по обоснованию выделения объектов разработки, системы размещения скважин, способу воздействия на пласты.
В результате проведенной работы предлагается все пласты объединить
в один самостоятельный объект разработки ЮВ1-2 с единым фондом скважин.
Всего рассмотрено 4 варианта разработки.
Вариант 1 (базовый) – предусматривает разработку объекта существующими скважинами по текущей тенденции.
Вариант 2 – в данном варианте стоит задача увеличения коэффициента использования эксплуатационного фонда и формирования компактных площадных элементов заводнения. Для этого предлагается программа ГТМ. Схема расположения и количество скважин аналогичны первому варианту.
Вариант 3 – полное разбуривание месторождения. На основе карты суммарной нефтенасыщенной толщины объекта ЮВ1-2 Хохряковского месторождения был размещен фонд скважин для бурения. Всего размещено 198 скважин, из них 156 добывающих и 42 нагнетательных.
Анализируя результаты расчетов по 3 варианту, был сделан вывод о возможности усиления системы разработки объекта ЮВ1-2 Хохряковского месторождения путем увеличения коэффициента охвата и коэффициента вытеснения методами физико-химического заводнения.
Вариант 4 – предусматривает применение методов увеличения нефтеотдачи. Метод заводнения не исчерпывает всех возможностей извлечения нефти. Важной компонентой считается применение методов физико-химического воздействия на пласт.
К практической реализации рекомендуется вариант 4 позволяющий достигнуть коэффициент нефтеизвлечения 0,357 (категория запасов В+С1+С2) со следующими основными положениями: - проектный уровень добычи нефти – 3449.3 тыс.т; добычи жидкости – 9861.4 тыс.т; закачки воды – 13517.1 тыс.м3; - фонд скважин, всего – 986; в т.ч. добывающих – 589; нагнетательных – 397;
- накопленная добыча нефти – 102972 тыс.т;
- накопленная добыча жидкости – 561178 тыс.т; - накопленная закачка воды – 734334 тыс.м3.
Таким образом, к реализации рекомендуется вариант,
характеризующийся оптимальными показателями, как с точки зрения
149
обеспечения высоких текущи и конечных отборов нефти, так и с точки зрения обеспечения экономической эффективности разработки.
150
1. Годовой отчет по работе механизированного фонда скважин ОАО «ННП».
ПТО, 2005г.
2. Желтов Ю.Н. Разработка нефтяных месторождений. Недра, 1988г.
3. Каталог Альметьевского завода погружных электронасосов «Алнас».
4. Справочная книга по добыче нефти./под ред. Гиматутдинова Ш.К.- М.
Недра, 1974г.
5. Локтев А.В., Болгов И.Д., Гибадуллин А.Г. Влияние механических примесей на работу механизированного фонда нефтяных скважин /Нефтепромысловое дело. –1992г.
6. Экономический отчет ОАО «Нижневартовское Нефтегазодобывающее Предприятие». Нижневартовск, 2005г.
7. Вредные химические вещества. Справочник. С-П. Химия, 1994г.
8. ГОСТ 12.1.003-86. Шум. Общие требования.
9. СНиП II Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования. Стройиздат 1980.
10. Липсиц И.В., Инвестиционный проект. М.: Бек,1996.
11. Шапиро В.Д., Управление проектами. Учебник для вузов. М.: Два-Три, 1996.