Форум
Главная | Борман это доктор злой, вот сволоч, тему мою убил на наномир - Страница 3 - Форум | Регистрация | Вход
Понедельник
20.11.2017
14:25
Приветствую Вас Гость | RSS
[Новые сообщения · Участники · Правила форума · Поиск · RSS ]
Страница 3 из 3«123
Форум » Форум » Тестовый форум » Борман это доктор злой, вот сволоч, тему мою убил на наномир
Борман это доктор злой, вот сволоч, тему мою убил на наномир
newenergyДата: Вторник, 22.05.2012, 22:59 | Сообщение # 41
Admin
Группа: Администраторы
Сообщений: 398
Репутация: -3
Статус: Offline
В тектоническом отношении поднятия Жантанат и Северная Жага приурочены к Песчаномысскому своду.
На структурной карте по V2IV отражающему горизонту (карбонаты среднего триаса) Северная Жага представляет собой брахиантиклиналь северо-восточного простирания с размерами в границах оконтуривающей изогипсы – 3635 м, 2,3х1,5 км и амплитудой 50 м. Углы падения пород на юго-восточном крыле – 30 10/, на северо-западном крыле – 40 30/.
Жантанатская структура представляет собой полусвод северо-западного простирания. Размеры полусвода 2х2 км, амплитуда около 30 м в пределах замкнутой изогипсы – 3650 м. экстремальная отметка в своде и- 3622 м. С севро-запада структура ограничена одноименным тектоническим нарушением, амплитудой около 50 м. Северо-западная, опущенная периклиналь Жантанатской структуры примыкает к этому разлому и имеет размеры по изогипсе – 3700 м 3,8х0,4 км, амплитудой около 30 м. Углы падения пород на крыльях Жантанатской структуры 20.
По VII отражающему горизонту (верхи верхнего триаса) геологическое строение в целом совпадает со структурным планом по V2IV отражающему горизонту. Жантанатский разлом также находит свое отображение.
Северная Жага – брахиантиклиналь северо-восточного простирания, по изогипсе – 3350 м имеет размеры 3,0х1,4 км, амплитуду около 15 м. Экстремальная отметка в своде – 3336 м. Углы залегания пород на северо-западном крыле 10 40/, на юго-восточном – 10 10/.
Южный приподнятый блок Жантаната оконтуривается изогипсой – 3325 м, имеет размеры 1,5х1,8 км, амплитуду около 30 м. Экстремальная отметка в своде – 3296 м. Северо-западный блок Жантанатской структуры имеет размеры по изогипсе – 3350 м 1,3х2,8 км, амплитуду около 15 м. Экстремальная отметка – 3336 м. Углы падения пород на крыльях: на западном – 20 40/, на восточном – 10 20/.
По вышележащим горизонтам структурный план существенно отличается от структурного плана по триасовым горизонтам.
По IV отражающему горизонту (внутри оксфорда) и по III отражающему горизонту (подошва готерива) и на месте Северо-Жагинской и Жантанатской структур наблюдается небольшое расширение изогипс. Углы падения пород не превышают 300.

1.3.3. Нефтегазоносность
Прогнозирование перспективных в нефтегазоносном отношении горизонтов на поднятии Сев. Жага обусловлено наличием антиклинального поднятия в триасовых отложениях и предполагаемым идентичным литолого-фациальным обликом триас-палеозойского разреза с месторождением Оймаша.
На месторождении Оймаша выявлены нефтяные залежи в гранитной интрузии фундамента, вулканогенно-карбонатных отложениях среднего триаса и газоконденсатная залежь в нижнеюрских отложениях. Низкодебитные притоки нефти были получены и из метаморфических палеозойских пород.
Нефтяная залежь в гранитах связана с порово-трещинными коллекторами. Емкостную среду формируют вторичные пустоты, размер которых изменяется от 5 до 200 мкм, а также микротрещины. Открытая пористость изменяется от 3,4 до 12,4 %. Дебит нефти достигал 78,5 м3/сут через 10 мм штуцер (скв. 16).
В вулканогенно-карбонатной толще порово-трещинные коллектора формируются в мелко- и среднезернистых туфах за счет пустот седиментационного происхождения и вторичной доломитизации. Размер первичных пустот колеблется от 100 до 500 мкм, вторичных – от 5 до 100 мкм. Открытая пористость изменяется от 4,1 до 13,6 %, трещинная – от 0,05 до 0,75 %. Проницаемость, определенная при радиальной фильтрации, не превышает 0,02х10-3 мкм2. Дебит нефти через штуцер диаметром10 мм достигал 120 м3/сут (скв.9). Нижнеюрские отложения представлены терригенными породами. В песчано-алевролитовых пластах развиты коллекторы порового типа с емкостными и фильтрационными свойствами, присущими этой части разреза всей Песчаномысско-Ракушечной зоны поднятий. При испытании нижнеюрских отложений в скважине 7 был получен фонтанирующей приток газа с конденсатом и водой. В скважине 10 из нижнеюрских коллекторов был получен фонтан нефти дебитом 36,3 м3/сут.
Триасовые и палеозойские дегазированные нефти имеют плотность 0,82-0,84 г/см3, температуру застывания +14+22 0С, содержание парафина варьирует от 10,4 до 18 %, смол - 1,4 %, асфальтенов - 0,9-3,6 %, динамическая вязкость при 40 0С составляет 4,4-8,7 сп.
Нижнеюрские нефти имеют плотность 0,86 г/см3, температуру застывания +18 0С, содержание парафина – 18,4 %, смол – 2,05 %, асфальтенов – 4,1 %, вязкость динамическая при 40 0С достигает 16,3 сп.
Юрские природные газы метановые (74,4 %), содержание этана составляет 2,3 %, пропана – 1,7 %, азота – 15,8 %, углекислого газа – 4,8 %. Удельный вес газа – 0,923 г/л.

1.3.4. Гидрогеологическая характеристика
Характеристика пластовых вод неоген-палеозо3йских отложений прогнозируется по результатам испытания скважин и анализов вод из скважин Песчаномысско-Ракушечной зоны поднятий.
Информация по палеозойским водам района Песчаномысско-Ракушечной зоны весьма ограничена. По результатам опробования скважины 10 – Оймаша и скважины 6 – Ракушечномысская воды имеют минерализацию от 10 до 31 г/л. Плотность воды варьирует в пределах от 1,016 до 1,056 г/см3. Воды хлоркальциевые, гидрокарбонатнонатриевые. Дебиты вод не превышают первых м3/сут.
Пластовые воды триасового комплекса хлоркальциевого типа. Воды вулканогенно-карбонатной толщи среднего триаса имеют минерализацию 47-66 г/л при плотности вод 1,024-1,041 г/см3.
Воды терригенных отложений верхнего триаса имеют минерализацию порядка 123-128 г/л плотность 1,09 г/см3.
Содержание сульфатов составляет от 0,1 до 0,35 % от общей суммы катионов и анионов.
По аналогии с месторождением Ракушечное возможно наличие переливающих притоков с дебитом до 5 м3/сут.
Пластовые воды являются рассолами хлоркальциевого типа.
Минерализация пластовых вод колеблется в пределах 133-173 г/л. Плотность вод составляет 1,095-1,11 г/см3. Газонасыщенность вод несколько понижена и составляет 500-1250 см3/л. Состав растворенных газов преимущественно углеводородный (75-85 %). Содержание азота составляет 5-20 %. Концентрация гелия в 3-4 раза превышает фоновые значения и достигает 0,15-0,20 %.
Дебиты пластовых вод варьируют в широком диапазоне от 1-2 м3/сут до 210 м3/сут при Н с.д. = 652 м (скв.7 Жага) до перелива 16 м3/сут (скв.7 Жага).
Единичный результат опробования оксфордских отложений в скважине 18 Оймаша свидетельствует о том, что пластовые воды имеют минерализацию порядка 137 г/л, плотность 1,082 г/см3.
Воды хлоркальциевого типа. Дебит составил 1,04 м3/сут при Нс.д.= 880 м. Статический уровень юрских вод + 25 м.
Из мелового комплекса наибольший интерес представляют пластовые воды альб-сеноманских отложений. Пластовые воды в районе Песчаномысско-Ракушечной зоны поднятий сульфатно-натриевого типа. Минерализация вод составляет 17-29 г/л. Плотность вод варьирует от 1,009 до 1,019 г/см3.
Статические уровни вод устанавливаются для альбских вод на отметках 50-55 м (мыс Песчаный) и сеноманских вод на отметках 40-45 м (Южное Карагие).
Фонтанирующий приток воды, замеренный через 46 мм отвод скв.4 –Ракушечное составил порядка 1200 м3/сут.
При вскрытии палеоген-неогеновых отложений возможно будут встречены водоносные горизонты.
Минерализация пластовых вод палеогеновых отложений на площади Оймаша достигает 18 г/л, воды хлоридно-натриевого типа. Дебит вод достигает 43 м3/сут при статическом уровне равном +54,5 м.
Пластовые воды неогена слабосолоноватые с минерализацией от 0,5 до 3 г/л. Воды относятся к гидрокарбонатно-сульфатнокальциевому или сульфатно-магниево-натриевому типу или хлоридно-натриевому.

1.4. Подсчет запасов нефти и газа
Оценка перспективных ресурсов углеводородов по категории С3 для площади Северная Жага осуществлена на основании карты плотностей запасов нефти и газа Южного Мангистау.
В качестве аналога для рассматриваемой площади принято месторождение Ракушечное с плотностью запасов 180,0 тыс.т на кв.км. На общей площади структур 4,9 км2, балансовые запасы углеводородов в условном топливе составляют 0,9 млн.т, а извлекаемые – 0,7 млн.т, из которых нефти – 0,2 млн.т, газа – 0,5 млрд.м3.

Форма, тип и режим залежей
В перспективных триасовых отложениях вероятнее всего залежь УВ будет контролироваться структурной ловушкой. Наличие песчано-алевролитовых пластов в нижнеюрской толще с коллекторами порового типа свидетельствует о том, что тип залежей предполагается пластовый сводовый. Режим залежей упруго-водонапорный.
В вулканогенно-карбонатной толще триаса залежь нефти будет сконцентрирована в коллекторах порово-трещинного типа, развитых в туфах. Учитывая неоднородность этой части разреза залежь предполагается пластовой литологически и тектонически ограниченной и экранированной. Режим залежи упруго-водонапорный.
В гранитах фундамента при наличии коллекторов порово-трещинного типа возможно обнаружение нефтяной залежи массивной, литологически и тектонически ограниченной и экранированной. Режим залежи упруго-водонапорный.

2.1. Методика, объемы и условия проведения поисковых работ
2.1.1. Цели и задачи проектируемых поисковых работ
Проведение поискового бурения на площади Сев. Жага обусловлено наличием поднятия в триасовой толще, выявленного и подготовленного сейсморазведочными работами МОГТ.
Объектами поисковых работ, по аналогии с месторождением Оймаша, являются ловушки в нижнеюрско-триасовой толще и в гранитах фундамента.
Целью поисковых работ является открытие месторождений нефти и газа. На поисковые работы возлагаются следующие задачи:
- вскрытие проектных, перспективных на нефть и газ комплексов в пределах ловушки;
- выделение пластов-коллекторов и флюидоупоров во вскрываемом разрезе, оценка продуктивности каждого пласта (пачки) по совокупности геолого-геофизических данных;
- испытание выделенных пластов-коллекторов с целью определения их флюидонасыщения;
- получение притоков нефти и газа и испытание отдельных выделенных пластов;
- определение физико-химических свойств флюидов в пластовых и в поверхностных условиях и гидрогеологических особенностей нефтегазоперспективных комплексов пород;
- изучение физических свойств коллекторов по данным лабораторного исследования керна и по материалам ГИС;
- геометрия основных продуктивных и перспективных горизонтов по емкостным о промысловым параметрам, предварительное выделение этажей разведки;
- оценка запасов по категориям С2 и С1 залежей и месторождений нефти и газа.

Методика проведения поисковых работ

На структурной карте по V2IV отражающему горизонту отмечается общее погружение пород с юга и юго-запада на север и северо-восток. На фоне этого погружения в районе Северная Жага и Жантанат локализуются два небольших, малоамплитудных поднятия. Одно из них, Сев. Жага, осложнено уверенно выделяемым по сейсмическим материалам тектоническим нарушением. На Жантанате в районе северо-западного опущенного участка структуры в процессе поисковых работ на месторождении Оймаша была пробурена скважина 19, в которой по материалам ГИС и пластоиспытаний продуктивных пластов не было выявлено. Поэтому в настоящее время в качестве поискового объекта рассматривается только приподнятая, юго-восточная часть структуры.
При комплексной обработке дистанционных и геолого-геофизических материалов в южной, юго-западной и западной частях структуры Сев. Жага выделяется зона развития вторичных коллекторов, предположительно – в гранитах палеозойского фундамента.
Наличие небольших по размерам и амплитуде локальных поднятий, зон слабовыраженного замыкания структур, в совокупности с большими глубинами залегания перспективных горизонтов, обуславливает заложение минимально возможного количества поисковых скважин. Поэтому на Сев. Жагае
проектируется две поисковые скважины, из которых одна независимая в районе экстремальной отметки залегания отражающего горизонта на своде структуры и вторая, зависимая от результатов бурения первой, в районе слабовыраженного замыкания структуры.

2.1.2. Система расположения поисковых скважин
На структуре Сев. Жага скважина 1 закладывается на сейсмопрофиле 38 в своде поднятия с целью поисков залежей УВ в нижнеюрских, триасовых и палеозойских отложениях.
Проектная глубина – 4250 м.
Проектный горизонт – палеозой (граниты).

Скважина 2 проектируется в 1,35 км к юго-западу от скважины 1 районе экстремальной отметки с целью поисков залежей УВ в нижнеюрских, триасовых и палеозойских породах и уточнения геологического строения структуры.
Проектная глубина – 4250 м
Проектный горизонт – палеозой (граниты).

2.1.3. Геологические условия проводки скважин
Условия проводки скважин (пластовые давления, градиенты гидроразрыва, горное давление, температура, поглощения, прихваты, нефтегазопроявления) являются решающим фактором, влияющим на выбор конструкции скважин, подбор промывочной жидкости, технологию бурения. Поэтому при прогнозировании условий проводки скважин первостепенное значение уделялось фактическим данным по площадям Оймаша, Жага, Ащисор, Ракушечная.

Пластовое давление
Из анализа геолого-промысловых данных по указанным площадям установлено, что достоверными пластовыми давлениями охарактеризованы отложения бата, байоса, аалена, нижней юры, верхнего и среднего триаса и палеозоя.
Градиенты пластового давления в этих отложениях соответственно составляют 0,0110; 0,0111; 0,0110; 0,0107; 0,0114; 0,0119; 0,0123 МПа/м.
В отложениях, где отсутствуют замеры пластового давления и их градиенты, они рассчитаны по формулам:
Рпл
ηпл = --------, где
Н
η пл - градиент пластового давления, МПа/м;
Н – расчетная глубина (подошва стратиграфического подразделения),м;
Рпл – пластовое давление, МПа
(С-Г) • γ
Рпл = ------------ , где
100

С – статический уровень пластовых вод, абс.отм;
Г- расчетная глубина, абс.отм;
γ - плотность пластовых вод, г/см3

Статический уровень и плотность пластовых вод приняты по Садыкову Ж.С. и Корценштейну В.Н.

Поровое давление

В связи с недостаточной изученностью порового давления на площади Сев. Жага условно принято, что поровое давление равно пластовому, но не ниже условно-гидростатического давления.

Давление гидроразрыва пород

Градиенты давления гидроразрыва пород прогнозируются по данным Голубева Д.А.

Пластовая температура

Геотермический градиент рассчитан по формуле:

Т-Т0
Г = --------- • 100, где
Н-Н0

Г – геотермический градиент , 0 С/100м;
Н0 = 25 м – глубина залегания нейтрального слоя;
Т0 = 14 0 С – температура на глубине нейтрального слоя;
Н – расчетная глубина, м;
Т- температура на расчетной глубине, приняты по замеру в скв. 12 Ракушечная.

Температура 90 0С ожидается на глубине 2050 м. На проектной глубине 4250 м ожидается температура 160 0С.
Возможные осложнения при проводке скважин прогнозируются по данным бурения скважин на площади Оймаша.

На площади Оймаша скважины имели следующую конструкцию:
- кондуктор 324 мм х 200м;
- техническая колонна 245 мм х 2000 м;
- эксплуатационная колонна 146 мм х 4014 м
Фактическая глубина скважины 4250 м.

Бурение под кондуктор производилось на технической воде без осложнений.
По техническую колонну бурение производилось на растворах с параметрами: ρ = 1,16-1,22 г/см3, В = 6-10 см3/30 мин, Т = 28-50 сек.
При этом отмечены следующие осложнения:
водопроявления и поглощения (скв.31,11,12,15,24);
прихваты (скв.6,7).

Дальнейшее углубление скважин до проектных глубин велось на растворе с параметрами: ρ = 1,22-1,26 г/см3, В = 4-5 см3/30 мин, Т = 25-55 сек
При этом отмечены следующие осложнения:
водо- и газопроявления (скв.9,6,8,11,16,19,25);
поглощения (скв. 5,13,17,10,12);
прихваты (скв.9,12,13).
Исходя из приведенных данных при бурении проектных скважин на площади Сев. Жага возможны следующие осложнения.
Интервалы возможных осложнений приведены в соответствующих таблицах.


http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ
 
newenergyДата: Вторник, 22.05.2012, 23:00 | Сообщение # 42
Admin
Группа: Администраторы
Сообщений: 398
Репутация: -3
Статус: Offline
В соответствии с техническими проектами на строительство скважин, составляемых в КазНИПИнефть приводятся в геолого-техническом наряде тип и параметры промывочной жидкости, которые при бурении скважин должны строго соблюдаться. При бурении каждой скважины должен быть организован круглосуточный контроль за изменением параметров промывочной жидкости. Для этого на каждой бурящейся скважине должна быть переносная лаборатория или комплекс необходимых приборов. Параметры промывочной жидкости замеряются коллектором. Два раза за вахту отбираются пробы для определения водоотдачи, процентного содержания песка, статического напряжения сдвига (СНС) и насыщения водородными ионами (рН).
Замеры удельного веса и вязкости промывочной жидкости производятся через каждые 30 минут.
Пробы необходимо отбирать при выходе из скважины и в конце циркулирующей системы.
На каждой бурящейся скважине должен быть специальный журнал, в который заносят время отбора пробы (дата, час), глубины забоя скважины, глубину нахождения инструмента, количество промывочной жидкости, давление на насосе; кроме этого, в этот журнал записывают лабораторные показатели водоотдачи, толщины корки, стабильности суточного отстоя, напряжение сдвига, насыщение водородными ионами, здесь же фиксируется характер обработки, количество вводимых химических реагентов, утяжелителей и их параметры.
Общим требованием к промывочной жидкости, используемой при вскрытии продуктивных горизонтов являются:
- минимальная водоотдача, обеспечивающая наименьшее загрязнение коллектора фильтром;
- минимальная допустимая плотность, обеспечивающая наименьшее превышение гидростатического давления над пластовым;
- минимальное содержание твердой дисперсной фазы, в первую очередь утяжелителя.
Контроль за качеством промывочной жидкости, его очисткой осуществляется начальником буровой, буровым мастером и инженером по промывочной жидкости под руководством технологической службы.
Отклонение параметров раствора от указанных в ГТН может вызвать осложнение скважин, поэтому контроль за соответствием параметров ведется геологами участка.
В случаях осложнения скважины (нефтегазоводопроявления, осыпи, поглощения и т.д.) и необходимости изменения проектных параметров раствора, следует это предварительно согласовать с КазНИПИнефть и заказчиком.
Каждый факт облегчения плотности раствора в связи с нефтегазоводопроявлением или другими осложнениями при проводке скважины, должен быть зафиксирован соответствующим актом, составленным геологом участка, буровым мастером и представителем НГДУ и 1 экземпляр акта вложен в дело скважины.
Прямые признаки нефти и газа, наблюдаемые в процессе бурения в промывочной жидкости (пленка нефти или пузырьки газа и т.д.) могут быть использованы при оценке характера насыщения коллекторов в разрезе скважин.
Геолого-геофизическую характеристику нефтегазопроявляющего пласта следует проверить после вскрытия с помощью производства пластоиспытания на бурильных трубах в процессе бурения и проведения комплекса БКЗ.

2.1.5. Обоснование типовой конструкции скважин
Горно-геологические условия бурения проектируемой скважины аналогичны ранее пробуренным на площадях Оймаша, Жага, технология бурения которых достаточно отработана.
В целях предотвращения осложнений в процессе бурения и гидроразрыва пород при ликвидации возможных нефтегазопроявлений предусматривается следующая конструкция скважины.

Принятая конструкция скважин приведена в таблице
Таблица
Глубина скважины Направление Кондуктор Тех. Колонна Эксплуатационная колонна Высота подъема цемента
30 Ø490х Ø426 До устья
200 200хØ324хØ394
1800 1800хØ245/Ø295,3
4250 4250хØ146/Ø215,9

Для обеспечения подъема цемента (ПЦГ) до устья за технической и эксплуатационной колоннами предусматривается двуступенчатое цементирование с применением специальных муфт.
Типы буровых растворов, их параметры, рецептура химической обработки подбираются согласно регламентов на буровые растворы. Плотность буровых растворов согласно ЕТП, градиентов пластовых давлений и технических возможностей предусмотрены по интервалам и составляют:

0-30 - тех.вода, γ = 1,06 г/см3
30-200 – буровой раствор, γ = 1,16 г/см3
200-1800 – буровой раствор, γ = 1,22 г/см3
1800-3545 – буровой раствор, γ = 1,20 г/см3
3545-3700 – буровой раствор, γ = 1,26 г/см3
3700-4250 – буровой раствор γ = 1,30 г/см3

Бурение скважин предусматривается производить до 3260 метров турбинным, свыше 3260 – роторным способом.

2.1.6. Оборудование устья скважины
Тип противовыбросовго оборудования Рабочее давление, МПа Ожидаемое устьевое давление, МПа Количество превенторов Диаметр колонн, на которое устанавливается оборудование,мм
ППГ 350 х350 35 6,0 1 324
ОП2 230 х 350 35 10,0 2 245
ОКК1 210-146 х 245 21 10,0 - Обвязка колонн
АФ 5-65-350 35 24,0 - 146

2.1.7. Отбор керна
Для выполнения целевого назначения в поисковых скважинах предусматривается отбор керна и шлама, промыслово-геофизические исследования разреза скважин и лабораторные исследования керна и пластового флюида.
Интервалы отбора керна в проектных скважинах на площади Сев. Жага выбраны в основном в соответствии с результатами опробования на соседней площади Оймаша и приведены в таблице

Проектные интервалы отбора керна
Таблица
Возраст отложений Скважина 1 Скважина 2
Интервал отбора керна,
м Проходка с керном Интервал отбора керна, м Проходка с керном
Нижняя юра 3200-3230 30 3230-3260 30
Верхний триас 3240-3250 10
3430-3480 50
Средний триас 33545-3685 140 3560-3700 140
Палеозой 3790-3810 20 3850-3870 20
4020-4040 20 4080-4100 20
4070-4090 20 4130-4150 20
Палеозой (граниты) 4090-4110 20 4150-4170 20
4135-4155 20 4200-4220 20
4175-4195 20 4230-4250 20
4230-4250 20 4230-4250 20
Всего 370 290
% от проектной глубины 8,7 6,85

Минимальный отбор керна проектируется в размере 50 % от общей проходки с отбором керна. За отбор керна в количестве и интервалах, установленных проектом работ и геолого-техническим нарядом для данной скважины несет ответственность буровая служба.
Коррективы в интервалы отбора керна в процессе бурения могут вноситься только главным геологом с учетом данных промежуточного каротажа.
Наблюдение и контроль за технологией отбора и выносом керна осуществляется геологической службой. Работники геологической службы должны обязательно присутствовать при каждом подъеме колонкового долота и отбора керна.
В интервалах между подъемами керна коллектору необходимо вести наблюдения за шламом, по которому определяется литологический состав выносимой породы.
Отбор шлама производится в интервалах, указанных в ГТН. Полученный шлам промывается, просушивается, укладывается в бумажные пакеты или пробирки, снабжается этикетками. Образцы шлама подлежат хранению наравне с керновым материалом.
При взятии образцов шлама следует отмечать глубину, соответствующую положению забоя скважины. Шлам описывается в том же порядке и с той же степенью детальности, что и керн. Описание шлама заносится в геологический журнал.

2.1.8. Геофизические и геохимические исследования
С целью наиболее полного изучения геологического строения площади, выяснения ее нефтегазоносности и для контроля за техническим состоянием скважин в них проводятся промыслово-геофизические исследования. Виды промыслово-геофизических работ проектируются в соответствии с «Типовыми и обязательными комплексами геофизических исследований» и проводятся в минимальный срок после их вскрытия (не позднее 5 суток).


http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ
 
newenergyДата: Вторник, 22.05.2012, 23:00 | Сообщение # 43
Admin
Группа: Администраторы
Сообщений: 398
Репутация: -3
Статус: Offline
Для ускоренной оценки нефтегазоносности вскрываемого разреза в процессе бурения предусматривается проведение испытаний с помощью пластоиспытателей на трубах типа КИИ-146, МИГ-127, «Уралец».
С целью привязки вскрываемого разреза скважины, выбора площадки для распакеровки, перед каждым пластоиспытанием проектируются замеры каротажа сопротивлений и каротажа потенциалов самопроизвольной поляризации в масштабе 1:500, диаметра скважины (ДС) и локация муфт (ЛМ).
Для оценки насыщенности перспективного разреза в первой поисковой скважине предусматривается полный охват перспективного разреза достоверными пластоиспытаниями. Максимальные интервалы испытаний в верхнетриасовой части разреза рекомендуется принимать до 50 м сразу после их вскрытия. Максимальные интервалы испытаний в среднетриасовой толще могут быть доведены до 80-100 м. Исходя из того, что физико-механические свойства отложений палеозоя, в первом приближении, будут близки отложениям триаса (в скв.19 Ракушечная в отложениях палеозоя диаметр скважины близок к номинальному), максимальные интервалы пластоиспытаний в них могут быть приняты равными 80-100 м.
Необходимым условие достоверности пластоиспытаний является создание репрессии вскрытия менее 5 МПа.
Достоверная оценка насыщенности разреза достигается двухкратным превышением Р2 над Р1 в отложениях с каверновым (поровым) типом коллектора и 4-5 кратным превышением Р2 над Р1 в отложениях с порово-трещинным типом коллектора.
Если при вскрытии перспективного разреза отмечено поглощение промывочной жидкости, то необходимо остановить бурение скважины, снизить плотность промывочной жидкости до прекращения поглощения, провести геофизические работы и испытать отложения с помощью ИПГ в призабойной части скважины.
При неудачном пластоиспытании (обрушение площадки, разгерметизация и пр.) его необходимо повторить с уменьшением или увеличением интервала пластоиспытания.
Коррективы в интервалы пластоиспытаний, после получения результатов промежуточного каротажа, могут вноситься только главным геологом.
Проектные интервалы пластоиспытаний приведены в таблице.

Проектные интервалы пластоиспытаний
Таблица
Стратиграфическое подразделение Интервалы пластоиспытаний
Скважина 1 Скважина 2
Нижняя юра 3200-3230 3240-3270
Верхний триас 3430-3455 3490-3515
3455-3480 3515-3540
Средний триас 3545-3615 3540-3620
3615-3685 3620-3700
Палеозой 3900-3950
Сланцы 4020-4090 4090-4150
Палеозой 4090-4160 4150-4250
Граниты 4160-4250
Всего 8 8

После проведения и обработки промыслово-геофизических исследований геофизическая служба выдает заключение по вскрытому разрезу.

2.1.10. Лабораторные исследования
Объем и виды исследований проектируются согласно руководящим документам в соответствии с задачами поискового бурения. Объем исследований составлен на основе прогнозируемого минимального 50 % выноса керна от общего метража с проходкой и степени изученности перспективных отложений на ближайших площадях Песчаномысско-Ракушечной зоны поднятия.
При проходке с отбором керна в поисковых скважинах порядка 350-440 метров, вынос керна должен составить 175-220 метров.
Проектируемые виды и объемы лабораторных исследований керна и флюидов приведены в таблице

Виды и объемы лабораторных исследований
Таблица
№ п/п Виды исследований Объем Организация-исполнитель
1 2 3 4

1.1
1.2

1.3
1.4

1.5
I. Изучение литологии, петрографии и стратиграфии разреза

Макроописание керна
Вещественный и гранулометрический состав пород
Карбонатность и нерастворимый остаток
Микроструктура порового пространства, трещиноватость
Палеонтологические, палинологические


670
60

12
60

15 КазНИПИнефть

КазНИПИнефть

2.1

2.2
2.3
II. полный физико-химический анализ нефти:
В поверхностных условиях с определение редкоземельных элементов, серы, железа
В пластовых условиях
Определение в нефтях содержания урана и радия


6

6
4


КазНИПИнефть

КазНИПИнефть
КазНИПИнефть

3.
4.

4.1
5.

5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9 Анализ газа
Определение химического состава пластовой воды, удельный вес, минерализация, микрокомпонентный состав, рН, окислительно-восстановительный потенциал, содержание редкоземельных элементов, серы, аммония, гелия, аргона
Определение в воде урана и радия
Плотностные и фильтрационно-емкостные
Плотность минералогическая
Плотность объемная
Пористость общая
Пористость открытая
Каверновая емкость
Проницаемость абсолютная
Проницаемость фазовая
Первоначальная нефтеводонасыщенность
Остаточная водонасыщенность 6

6
4

40
40
40
40
40
10
40
40
КазНИПИнефть

КазНИПИнефть
КазНИПИнефть
КазНИПИнефть
КазНИПИнефть
КазНИПИнефть
КазНИПИнефть
КазНИПИнефть
КазНИПИнефть
КазНИПИнефть
КазНИПИнефть
КазНИПИнефть



Технология вскрытия, испытания и исследования пластов
Продуктивный разрез доюрских отложений представлен карбонатно-терригенно-вулканогенными породами, сланцами и гранитами со значительным содержанием в них неустойчивых глинисто-аргиллитовых разностей, залегающих как в виде массивных отложений, так и в виде отдельных пластов и пропластков. Нефтегазовые коллекторы при их сравнительно низких емкостно-фильтрационных свойствах характеризуются наличием развитой трещиноватости, играющей заметную, либо доминирующую или исключительную роль в формировании притока пластовых флюидов к скважине.
В свете современных научных представлений в области физики пласта коллекторы с подобной характеристикой наиболее восприимчивы к различного рода технологическим воздействия на них в процессе заканчивания скважин. Поэтому вскрытие продуктивной части разреза бурением и перфорацией, крепление и испытание скважин должны производиться с учетом минимального отрицательного воздействия на пласт указанных технологических процессов и применяемых при этом рабочих агентов или же с учетом возможности устранения последствий такого воздействия.
При вскрытии пластов бурением эту проблему в основном решают путем применения рационального типа бурового раствора, состав и свойства которого подбираются в соответствии.
Для качественного вскрытия продуктивных отложений рекомендуется применять ингибирующие буровые системы на водной основе – хлоркалиевый или полимер-хлоркалиевый буровые растворы. В качестве утяжелителя они должны содержать кислоторастворимый материал местного происхождения – молотый мел. Рецептуры этих буровых растворов, технология их приготовления и применение в условиях Мангистау разработаны КазНИПИнефть и опробованы на различных площадях.
Из всех водных систем, применяющихся в практике бурения, указанные растворы обеспечивают максимальную по степени и продолжительности устойчивость стволов скважин и минимальное ухудшение физических свойств коллекторов. Это имеет важное значение для повышения успешности, достоверности и информативности испытания объектов в процессе бурения и
Кольматирующая твердая фаза такого раствора, состоящая в основном, из мела и проникающая под действием репрессии в призабойную зону пласта по трещинам, может быть удалена оттуда при последующем испытании объектов методом простой кислотной обработки. При этом следует учитывать воздействие различных кислот на разные по литологическому составу породы. Так, в терригенных коллекторах для очистки призабойной зоны следует применять слабо концентрированный (1-2 wacko раствор соляной кислоты или глинокислоты.
В карбонатных коллекторах можно применять как слабые, так и сильноконцентрированные (до 30 wacko растворы соляной кислоты. Во всех случаях растворы кислот должны содержать в своем составе добавки ингибиторов, например, АНП-2 или стабилизатор (краст, СВК и др.).
При необходимости решения специальных задач по оценке нефтенасыщенности и других естественных характеристик коллекторов в отдельных скважинах рекомендуется обязательное бурение этих скважин на буровых растворах с углеводородной основой, таких как ТИЭР или эмульсия.
С целью предотвращения необратимой закупорки флюидопроводящих каналов на большом удалении от скважин, в результате поглощения больших объемов бурового раствора, вскрытие коллекторов должно осуществляться при репрессии, составляющей 4-7 % от пластового давления, но не выше 3,5 МПа.
Технология углубления скважин в продуктивном разрезе, режим бурения и параметры бурового раствора должны учитывать создание минимальных гидродинамических нагрузок на стенки скважины. Этой же цели должна быть подчинена и технология крепления скважин эксплуатационными колоннами. Здесь необходимо применять ступенчатое цементирование, тампонажные растворы с минимально возможной плотностью и низкой водоотдачей, оптимальные режимы спуска и цементирования обсадных колонн.
Вторичное вскрытие продуктивных объектов производится кумулятивной перфорацией. Наиболее оптимальными типами перфораторов для глубоких скважин являются ПКО-89, ПКОТ-89, ПКО-73, ПКОТ-73 с пределами термостойкости 180-200 0С, максимальной плотностью перфорации за один спуск 6 отв/м и максимальной мощностью вскрываемого интервала за один спуск 10 м. При более низких температурах (до 150 0С) можно успешно применять перфораторы типа ПКС-105Т, обладающие теми же характеристиками, по повышенной пробивной способности. Рекомендуемая плотность перфорации, в зависимости от типа перфоратора и характеристики коллектора, составляет от10 до 20 отв/м. Перед производством перфорационных работ скважина в обязательном порядке шаблонируется шаблоном, диаметр которого не меньше диаметра перфоратора. Рабочей средой при перфорации служит водный раствор хлористого кальция соответствующей плотности, содержащий нейоногенное ПАВ типа ОП.
Для очистки фильтра от кислоторастворимых загрязнений, после перфорации объекта и спуска НКТ до нижних отверстий фильтра, производится установка солянокислотной ванны 10-15 %-ным раствором соляной кислоты с добавкой 10 г/л ингибитора коррозии АНП-2. Продолжительность реагирования
кислоты на забое 1-2 часа.
С целью вызова притока из пласта производится снижение давления на забой скважины. Для этого сначала заменяют буровой раствор в скважине на воду, обработанную 0,2-0,3 % ПАВ типа ОП-10, дисольван, превоцелл, МЛ-72 или МЛ-80, а затем воду заменяют двухфазной пеной. После этого осуществляется снижение уровня жидкости в скважине с помощью компрессора УКП-80, КС-16-100 или КПУ-16-250 с последующим продавливанием воздушных подушек под башмак НКТ пачками воды (пены). Такой метод позволяет увеличить глубину снижения уровня в скважине примерно в 1,5 раза по сравнению с обычной отработкой компрессором и кроме того, при этом оказывается интенсивное знакопеременное воздействие на призабойную зону пласта, способствующее ускорению очистки ее от различных загрязнений. При этом производят продавливание 3-6 пачек воздуха в зависимости от наличия и характера притока. Из гидродинамических методов декольматации ПЗП в трещинных коллекторах следует также применять промывку скважины водным раствором ПАВ через НКТ, спущенных до нижних отверстий фильтра, установкой сменных штуцеров на затрубной линии.
Для достижения максимального эффекта от применения гидродинамических методов воздействия следует комплексировать их с химическими, сведения о которых представлены в таблице. При этом наиболее эффективным является сочетание этих методов с гидроразрывом пласта. Если жидкостью разрыва является нейтральный по отношению к горным породам агент, то ГРП следует вести с закреплением трещин кварцевым песком.
Если же жидкость разрыва способна растворить породы, слагающие пласт (соляная кислота, глинокислота), то закрепление трещин не обязательно.
За последнее время накоплен определенный опыт применения взрывных методов воздействия на ПЗП, в частности, разрыв пласта в глубоких скважинах пороховыми газами с использованием зарядов ПГД БК-150. Учитывая этот опыт рекомендуется также применение данного метода для интенсификации притока из пласта или увеличение его приемистости (перед проведением внутрипластовых обработок различными рабочими агентами). Перед его проведение следует увеличить плотность перфорации до 30-40 отв/м в наиболее проницаемых интервалах испытуемого объекта.
В каждой скважине проектируется по 5 объектов испытания в колонне.


http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ
 
newenergyДата: Вторник, 22.05.2012, 23:01 | Сообщение # 44
Admin
Группа: Администраторы
Сообщений: 398
Репутация: -3
Статус: Offline
Попутные поиски заключаются в комплексном изучении вскрываемого разреза с целью обнаружения залежей полезных ископаемых.
Основным методом изучения радиоактивности горных пород является гамма-каротаж. Каротаж проводится в подготовленных скважинах до обсадки ствола колонной.
В соответствии с существующими требованиями производство гамма-каротажа предусматривается проводить со 100 % охватом запроектированного метража бурения.
Кроме того, для поисковых целей предусмотрен отбор проб воды для определения водорастворенных солей урана и радия.
Объем работ по массовым поискам урана и радия в проектных скважинах составляет:
- гамма-каротаж - 8500 м
- контрольный гамма-каротаж в объеме 10 % от общего
метража бурения - 850 м
- отбор проб воды для анализа на содержание урана и радия
Пробы по 1 л - 4 пробы
При бурении скважин необходимо попутно вести поиски пресных вод для хозяйственно-питьевого, технического и мелиоративного водоснабжения, а также минеральных и термальных вод в бальнеологических и теплоэнергетических целях. Обязательным условием является определение в них редких элементов (бора, брома, йода, гелия, лития, цезия, ванадия).


http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ
 
newenergyДата: Вторник, 22.05.2012, 23:01 | Сообщение # 45
Admin
Группа: Администраторы
Сообщений: 398
Репутация: -3
Статус: Offline
При расчете продолжительности работ на основании проектно-сметной документации и фактических показателей строительства скважин на площади Оймаша принята следующая продолжительность отдельных этапов строительства скважин:

- обустройство площади 30 сут
- монтаж буровой установки 30 сут
- демонтаж 5 сут
- бурение и крепление 1 скважины 84 сут
- испытание объектов в процессе бурения 12 сут
- испытание в колонне (1-й объект) 30 сут
- последующие объекты (5 объектов) 150 сут
- заключительные работы, в т.ч. рекультивация 30 сут

При работе 1-й буровой установки и 1 установки А-50 продолжительность проектных работ составит:
30+(30+5+84+12+30) х 3+150 х 4+30=1143 сут

3.2. Предельные ассигнования на проектируемые работы

С1- Зв Зв 32000-15500 15500
Ап = п (------х Н + ---- )+ Зоб = 2 ( -----------х 4250 + ------) + 200 = 65200
Н 1 К 4100 1,02

где
n = 2 – количество проектируемых скважин
СI = 32000 тыс.т - стоимость строительства буровой скважины
Зв = 15500 тыс.т - затраты, зависящие от времени
Н = 4250 м - глубина проектируемой скважины
НI = 4100 м - глубина базовой скважины
К – коэффициент изменения скоростей
V 1000
К = ------- = --------- = 1,02,
V1 980

где
V1 = 980 м/ст.мес – базовая коммерческая скорость
V = 1000 м/ст.мес – проектная коммерческая скорость
Зоб = 200 тыс.т - затраты на обустройство площади


http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ
 
newenergyДата: Вторник, 22.05.2012, 23:02 | Сообщение # 46
Admin
Группа: Администраторы
Сообщений: 398
Репутация: -3
Статус: Offline
Анализы несчастных случаев в бурение свидетельствуют о том, что большая часть их происходит вследствие применения неправильных приёмов труда. При ведении работ нередко нарушаются действующие правила и инструкции по технике безопасности. Значительное число несчастных случаев связано с тем, что при проведении работ применяется неисправный инструмент и оборудование, не используются защитные средства (рукавицы, предохранительные пояса, диэлектрические перчатки и т.д.), недостаточно используются приспособления по технике безопасности и малой механизации, облегчающие труд и предотвращающие опасности, возникающие во время выполнения работ.
Для того, чтобы максимально снизить травматизм, необходимы квалификация рабочих, знание ими технически безопасности бурения скважин, назначения, инструкции и правил эксплуатации оборудования и механизмов, правильных и безопасных приёмов выполнения работ, а также высокий уровень технического надзора со стороны руководителей работ.
Улучшение организации, механизация тяжёлых процессов, внедрение новых, более совершенных видов оборудования, механизмов и инструмента основные направления по повышению производительности труда и созданию здоровой и безопасной производственной обстановке на буровых предприятиях.

Основные правила безопасной эксплуатации бурового оборудования
За последние годы достигнуты значительные успехи в области создания безопасных условий труда в бурении вследствие внедрения новой техники, пневматических систем управления, разработки и оснащения производств контрольно-измерительной, регистрирующей, ограничительной и др. аппаратурой многих видов.
Дальнейшее внедрение новых видов оборудования, автоматизация и механизация технологических процессов в бурение сыграют немалую роль в деле снижения травматизма.
При бурение нефтяных и газовых скважин значительное число несчастных случаев происходит в процессе эксплуатации оборудования. Правильный монтаж, своевременный осмотр оборудования и уход за ним создают условия для последующей безопасной работы. Поэтому перед вводом в эксплуатацию вновь смонтированной буровой установки необходимо проверить укомплектованность её приспособлениями и устройствами по технике безопасности, элементами малой механизации, контрольно-измерительными приборами и запасными ёмкостями.
Перед началом бурения буровой мастер должен иметь следующие документы:
1) акт о заложение скважины;
2) геолого-технический наряд;
3) утверждённую схему расположения бурового и силового оборудования;

Бурение скважин
Основные причины несчастных случаев следующие :
1) отсутствие ограждений движущихся частей бурового оборудования, их неисправность или же несоответствие условиям работы;
2) недостатки в содержании рабочего места;
3) падение с высоты различных предметов, оставленных на площадках выше незакреплёнными, а также детали вышки и обшивки буровой;
4) отсутствие или неисправность контрольно-измерительных приборов для наблюдения за параметрами производственного процесса;
5) нарушение требований технологии бурения;
6) применение опасных приёмов труда;
7) нарушение трудовой дисциплины (состояние алкогольного опьянения и т. д.)
Для обеспечения безопасности и безаварийной работы членов буровой бригады, прежде чем приступить к проводке очередной скважины, необходимо изучить (ГТН) геолого-технический наряд, чётко распределить обязанности между членами вахты, проверить наличие и исправность ограждений, приспособлений и устройств по технике безопасности ,наличие и исправность контрольно-измерительных приборов(манометров, индикатора веса, амперметров, вольтметров ). На буровой необходимо иметь резервуары для содержания рабочего и запасного объёмов бурового раствора, а также устройства для перемешивания и обогрева при низких отрицательных температурах.
При бурении скважин, которыми предполагается вскрытие зон с возможными нефтегазопроявлениями или продуктивных горизонтов на вновь разбуриваемых площадях, а также при бурении на газовых и газоконденсатных месторождениях, месторождениях, содержащих(Н2S) сероводород и других агрессивных и токсичных компонентов на буровой необходимо иметь постоянный запас бурового раствора в количестве, равном объему скважины.
На территории буровой также должен быть запас утяжелителей и химических реагентов.
Устье скважины , в которой ГТН-ом предполагается нефтегазопроявления, следует оснастить противовыбросовым оборудованием (превенторами), а под ведущей трубой установить обратный клапан (шаровый кран).
Буровые установки, применяемые в нефтяной промышленности, в зависимости от глубины бурения, существенно различаются по конструкции также видам привода, установленной мощностью, параметрами бурового оборудования и др. Шум и вибрация, действующая на буровых, во многом определяются перечисленными выше факторами, а также видом бурения, характером выполняемых технических операций, техническим состоянием буровых машин и механизмов.
Шум на буровой площадке обусловлен акустической активностью двигателей, привода, лебедки и ротора, шумом излучаемым лебедкой при (СПО) спуско-подъемных операциях и ротором при бурении.
Существенное влияние на создаваемый шум оказывает работа механизма, пневмосистемы, включая автоматический буровой ключ АКБ-3 с пневмоприводом.
Уровни вибрации определяются режимом работы и нагружения двигателей и ,соответственно, скоростями спуска-подъёма талевого блока и нагрузкой на крюке .
Наиболее интенсивная вибрация наблюдается в зоне дизелиста, на посту бурильщика и у буровых насосов, если они смонтированы на раме.
На установках с дизельным приводом параметры вибрации при бурении определяются работой дизелей и режимом работы бурового ротора. Уровни вибрации находятся в прямой зависимости от частоты вращения стола ротора при механическом бурение и от скорости подъёма талевого блока, при спуске и подъёме бурильной колонны.
При бурении на характер вибрации и её значения существенное влияние оказывает твёрдость разбуриваемых пород, она резко возрастает, колебания принимают ударный характер.
Таким образом, проблема виброзащиты членов буровой бригады сводится к снижению уровня вибрации на рабочем месте бурильщика и в рабочей зоне дизелиста. Вибрация может быть уменьшена путём усиления рамы, блоков и повышения жёсткости настила путём приварки снизу рёбер жёсткости.
Вредные вещества, применяемые в бурении.
Для создания промывочных жидкостей и поддержания на нужном уровне их свойств используется множество органических и неорганических веществ.
Органические вещества наиболее распространённые: производные целлюлозы (карбоксилметилцеллюлоза-КМЦ), крахмальные реагенты (модифицированный крахмал-МК и др.), реагенты на основе акриловых полимеров (гипан, метан), реагенты на основе гуминовых кислот (УЩР), нефть,дизельное топливо и др.
В качестве добавок к промывочной жидкости неорганические вещества, как щелочи (каустическая сода, NaOH; гидрат окиси калия KOH) , гашенная и негашенная известь, поваренная соль (NaCl), хлористый кальций (CaCl2), хлористый магний(бишофит, MgCl), мел(CaCO3),гипс(CaSO4 2H2O),соли хрома(хроматы, бихроматы, хроматы натрия и калия), барит, пенообразующие вещества(сульфанол, окисленый петролатун и др.).
Основными промывочными жидкостями в большинстве случаев являются водные алюмосиликаты (так называемые глинопорошки). В процессе крепления скважины для ликвидации поглощений промывочной жидкости используют цемент, а для регулирования свойств цементного раствора такие вещества как, гитан, лигносульфонаты кальция, нефть, пластификаторы, бихроматы натрия или калия для улучшения прокачиваемости цементных растворов, КМЦ, ОКЗИЛ, различные ПАВ - для увеличения сроков зугустевания и схватывания;
Бентонит, мел, тонкодисперсный кремнезем (трепел, опока, диатомит) – для увеличения водосодержания цементного раствора и др.
Для изоляции пластов при проходке используют жидкое стекло, а для ликвидации прихватов бурильного инструмента- концентрированную соляную кислоту, нефть, дизельное топливо.
Герметизация резьбовых соединений обсадных труб достигается при помощи смазки УС-1, состоящей из компаунда К-153, отвердителя и наполнителя.
Вредные вещества в процессе строительства скважины могут поступать в рабочую зону в качестве продуктов сгорания топлива (в котельных установках, газовых турбинах, ДВС - двигатель внутреннего сгорания): двуокиси углерода (СО2), окосил углерода (СО), каменноугольной смолы.
Кроме того, при ненормально проходящем технологическом процессе возможно поступление вредных веществ на рабочие площадки из недр углеводородов (метан), сероводорода и др.

Защита от воздействия вредных веществ на производстве.
Гост 12.1.005-76 ”Воздух рабочей зоны выделяет технологические, технические и объёмно-планировочные средства нормализации воздуха рабочей зоны и индивидуальные средства защиты от вредных примесей. Названные средства нормализации должны обеспечить отсутствие вредных примесей или, в крайнем случае, их наличие в количествах, не превышающих ПДК-предельно-допустимая концентрация.
ПДК вредных веществ в воздухе рабочей зоны по ГОСТ-12.1.005-76 считаются концентрации, которые при ежедневной (кроме выходных дней) работе в течение 2 часов или при другой продолжительностью (но не более 41 часа в неделю) в течение рабочего стажа не могут вызвать заболеваний или отклонений в состояние здоровья, обнаруживаемых своевременными методами исследований в процессе работы или в отдалённые сроки жизни настоящего и последующих поколений”.
В ГОСТе проводятся ПДК 646 вредных веществ и 57 аэрозолей. Технологические методы нормализации воздуха рабочей зоны должны исключать или редко ограничивать процессы и операции, сопровождающиеся выбросом в рабочую зону вредных газов, паров, аэрозолей.
При изготовлении промывочных жидкостей непосредственно на буровой следует тщательно подобрать их компоненты, по возможности, исключая наиболее вредные вещества и заменив их сходными по действию на промывочные жидкости, но менее вредными веществами.
Технологические процессы приготовления и использования промывочных жидкостей на буровой должны исключать их разлив и выделения из них вредных паров и газов.
Для этого следует:
-Вводить закрытые системы приготовления и циркуляции промывочных жидкостей;
-перед подъемом бурового инструмента для предотвращения сифонов и переливов из труб заменять раствор в скважине до выравнивания его плотности в трубах и затрубном пространстве;
-тщательно очищать промывочные жидкости перед закачкой их в скважину с тем, чтобы не закупорить отверстия в забойном двигателе и долоте и не вызвать сифона при подъеме инструмента;
-поднимать инструмент с очисткой поверхности бурильных труб от промывочной жидкости при помощи резиновых обтураторов;
-быстро удалять с рабочих поверхностей разлитые промывочные жидкости и реагенты;
-случайно поступающие вместе с промывочной жидкостью газы необходимо немедленно из неё выводить(дегазация) и удалять или нейтрализовать(в случае поступления сероводорода), пропуская через раствор извести;
-устанавливать контроль за количеством вредных веществ в воздухе рабочей зоны и их концентрации при помощи переносных газоанализаторов или газосигнализаторов;
-отбор проб целесообразно вести одновременно с контролем параметров промывочной
жидкости.
Технологические методы нормализации воздуха на буровой предполагают механизацию вредных и трудоемких процессов, приготовления, очистки дегазации промывочных жидкостей, введение в них реагентов, приготовление цементных растворов.
Так, для приготовления и утяжеления промывочных жидкостей промышленностью начат выпуск блока приготовления раствора(БПР) с герметичными бункерами для хранения материалов, реагентов и раствором ёмкостью по 25 и 40м3.

Противопожарные мероприятия
Общие меры по обеспечению противопожарной безопасности. Содержание территории производственных объектов, помещений и оборудования. Одно из основных правил пожарной безопасности- содержание производственных объектов в порядке и чистоте.
Производственная территория и помещения не должны загрязнятся легковоспламеняющимися и горючими жидкостями, а также мусором и отходами производства. Нефть и другие легковоспламеняющиеся и горючие жидкости не должны хранится в открытых ямах и амбарах.
Дороги, проезды и подъезды к производственным объектам, водоемам пожарным, гидрантам и средствам пожаротушения следует поддерживать в надлежащем состоянии.
На территории предприятия запрещается разведение костров, кроме мест, где это разрешено приказом руководителя предприятия по согласованию с местной пожарной охраной.
На пожарно и взрывоопасных объектах запрещается курение и вывешиваются предупреждающие надписи «Курить запрещается».

Герметизация оборудования и комуникаций
Герметизация соединений оборудования и коммуникаций обеспечивается постоянным малым зазором, лабиринтным уплотнением, прижатием к уплотняемой поверхности колец, манжет и набивок (сальниковые уплотнения).
Уплотнения с постоянным малым зазором применяют при отсутствии значительных температурных колебаний.
Лабиринтные уплотнения используются для герметизации оборудования с быстровращающимися валами при высокой температуре рабочей среды, а также для герметизации ответственных неподвижных неразъемных соединений(фонтанной арматуры, обвязки буровых насосов и др).
Для сальниковых набивок используются шнуры, из асбеста, пеньки, полиэтилена и других материалов.
В нефтяной и газовой промышленности наибольшее количество разъемных соединений приходится на трубопроводы. Резьбовые соединения трубопроводов уплотняются путем подмотки пеньковых и льняных промасленных волокон, а также применения белил и специальных паст. Фланцевые соединения уплотняются посредством картона резины и других материалов. Фланцевые соединения, работающие при высоких давлениях, уплотняются металлическими концами.

Меры по обеспечению пожарной безопасности отдельных технологических процессов.
Основными технологическими процессами в нефтяной и газовой промышленности является, бурения нефтяных и газовых скважин, процессы добычи, подготовки и транспортировки нефти и газа, а также связанные с осуществлением этих процессов строительно-монтажные и ремонтные работы.
При бурении нефтяных и газовых скважин
Опасность возникновения пожара связана с возможностью открытого газонефтяного фонтана из-за нарушения технологии бурения(несвоевременной подкачки бурового раствора во время подъема бурильного инструмента или неудовлетворительного качества раствора,
неумелого применения нефтяных ванн для освобождения прихваченного инструмента), неисправности противовыбросового оборудования или несвоевременного использования его для предотвращения выбросов и открытых фонтанов и др.
Пожары на буровых установках могут возникнуть также связи с применением нефти, дизельного топлива и других горючих материалов вследствие нарушения этих материалов или правил монтажа и эксплуатации оборудования(неправильного устройства выхлопных труб от ДВС, отсутствия или неисправности искрогасителей и т п). Для обеспечения пожарной безопасности площадка, предназначенная для монтажа буровой установки освобождается от надземных и подземных трубопроводов и кабелей, очищается от леса кустарника и травы в радиусе не менее 50м. Вокруг вышки и других наземных сооружений устраиваются площадки шириной 10-12м. Сгораемые конструкции привышечного сарая обрабатываются защитным составом. Площадка для хранение горюче-смазочных материалов располагается не ближе 20м, от любых объектов и сооружений буровой обваливается во избежание разлива нефтепродуктов по территории. Выхлопные трубу двигателей оборудуются искрагасителями, а выхлопные отводятся на расстояние 15м от стены машинного сарая (при вертикальной прокладки выхлопных труб).
В местах прохода выхлопных труб через стену, полы и крышу помещения между трубой и сгораемыми конструкциями оставляется зазор не менее 15см, а трубы обвертываются асбестом.
При использовании нефтяных ванн должны соблюдаться меры, исключающие возможность выброса или разлива нефти. В частности нефть закачивается в скважину по шлангам, выполненным из специального каучука или по металлическим шлангам с быстросъемными соединениями, а продавливается утяжеленным раствором. Если нефтяная ванна устанавливается в ночное время, то место проведения работ освещается прожекторами.
Трубы, по которым нефть наливается в емкости и перекачивается в скважину, надежно заземляются. Пролитая нефть смывается струей воды, загрязненные места засыпаются песком или тщательно проветриваются.
При бурении скважин с применением промывочных растворов на углеводородной основе желобная система и приемные ёмкости закрываются с целью предотвращения испарения легких углеводородных фракций. Около подъездных путей к буровой установке , вокруг последней устанавливаются щиты с надписями о необходимости строгого соблюдения правил пожарной безопасности.
Дизельное топливо и нефтепродукты для приготовления раствора хранятся не ближе 40м от буровой установки. На такое же расстояние от установки удаляется промывочный раствор с выбуренной породой. Во время приготовления промывочного раствора на углеводородной основе принимают меры по предупреждению образования искр и других источников воспламенения.
В процессе бурения систематически измеряют температуру выходящего из скважины раствора. превенторы проверяются на герметичность и надежность в работе перед каждым спуском и подъемом инструмента, но не реже чем одного раза в смену. Результаты проверок заносятся в журнал бурения скважины.
При бурении скважины с возможными газопроявлениями проводят непрерывный анализ воздуха на рабочей площадке с помощью газоанализатора. В случае обнаружения газа в количестве 20% от нижнего предела взрываемости буровые работы приостанавливают и принимают меры по выявлению и устранению мест утечек.
При эксплуатации нефтяных и газовых скважин определенная пожарная безопасность возникает в процессе освоения и возбуждения скважин т к при этом возможно открытое фонтанирование скважины, разливы нефти, используемой для промывки скважины, а также внутрискважинные взрывы газовоздушной смеси (при возбуждении скважины нагнетанием воздуха) и другие случаи.

Пожарная техника для защиты объектов
Система стандартов безопасности труда (ГОСТ 12.4.009-75 «Пожарная техника для защиты объектов. Общие требования») выделяет 8-групп пожарной техники для защиты объектов от пожаров: пожарные машины, установки пожаротушения, огнетушители, средства пожарной и пожаро-охранной сигнализации, пожарные спасательные устройства, пожарное оборудование, пожарный ручной инструмент, пожарный инвентать.
Из пожарной техники на буровых объектах необходимы огнетушители, химические ленные ОХП-10(6шт), ломы, топоры и багры (2шт), лопаты и ведра (по4шт),4 ящика для песка по 0,5м3каждый. В случае необходимости число перечисленных средств может быть увеличено.
На буровых с элекроприводом на ряду с перечисленными средствами следует иметь огнетушители углекислотные(ОУ-2, ОУ-5, ОУ-8), а при использовании промывочных жидкостей на углеводородной основе целесообразно создание в помещении насосной установки пенного пожаротушения (пеногенераторы для получения химической пены ПГП или генераторы воздушной пены ГВП). Кроме того, в последнее время буровые оборудуются системами водяного тушения: технические водопроводы снабжают пожарными кранами, в помещений насосной и культбудке хранят выкидные пожарные рукава и ручные пожарные стволы к ним.
В цехах буровых предприятий кроме перечисленных видов пожарной техники, находят применение установки водяного пожаротушения, средства пожарной и охрано-пожарной сигнализации.
При тушении пожаров, нефтяных и газовых фонтанов повсеместно начато использование автомобилей газоводного тушения(АГВТ-100).
Успешная ликвидация пожара и предупреждение его распостранения зависят от своевременного извещения пожарной части о месте возникновения пожара и его характера.
На предприятиях нефтяной и газовой промышленности для этой цели применяется электрическая пожарная сигнализация(ЭПС), телефонная связь а также радио связь.

Тушение пожаров нефтяных и газовых фонтанов
При нефтяных фонтанах большая часть нефти не успевает сгореть в струе и падает на землю, растекаясь и охватывая пожаром большие площади. Поэтому, прежде всего приступают к обваливанию зоны фонтана при помощи бульдозеров, постоянно омываемых струями воды.
Нефть, накапливающаяся внутри обваливания, отводят в амбары (вместимостью 10-суточного дебита фонтана), сооружаемые в 150-200м от устья скважины. Отводят нефть при помощи труб (иглофильтров) которые пропускают в основание обваливания. Далее обваловую площадь постепенно уменьшают, передвигая валы постепенно к устью скважины и при минимальной площади поверхности нефти(десяти квадратных метров) её начинают забрасывать крупными камнями, кусками металла, мешками с песком. Большая часть нефти отводится по иглофильтрам, меньшая часть и газ продолжают гореть на поверхности песка и металла накаляя их.
Применявшиеся до последнего времени методы тушения заключались в подаче 2-10 струй воды на раскаленный песок и металл; бурного парообразования и обволакивания паром фонтана,горение нефти часто удавалось прекратить после одной двух атак.
Иногда применяли взрыв разряда взрывчатого вещества в близи от устья скважины для того, чтобы оторвать пламя от струи, создав на короткое время прослойку инертных газов между горящей и негорящей частями фонтана. В последнее время успешно внедряется метод тушения пожаров нефтяных фонтанов при помощи АГВТ.
Использование АГВТ показало высокую эффективность при тушении газовыз и газонефтяных фонтанов. Перед тушением таких фонтанов расчищают территорию вокруг устья, формируют струю фонтана(она бывает раздробленной при истечении сквозь различные препятствия- ротор, обломки валика, вертлюг и т.д.) готовят запас воды (до 500-600м3) для подачи в АГВП, готовят технику и арматуру для ликвидации фонтана после его тушения.
4.2. Охрана недр, природы и окружающей среды
Забота государства об охране окружающей среды отражена в Основном Законе нашей страны.
В соответствии с законом об охране окружающей среды и земельным Кодексом до производства буровых работ оформляется отвод земель во временное пользование решениями райисполкома и Областного совета народных депутатов, на территории которого будут вестись работы.
Согласно Положению СН-459-74 при бурении поисковых, разведочных и параметрических скважин под каждую скважину отводится площадь в 3,5 га.
Управление разведочного бурения обязано до начала строительства скважин согласовать с землепользователем (совхозом) и организациями, осуществляющими государственный контроль за использованием земель, отвод площади в 3,5 га под буровую установку, трассу с целью переброски бурого оборудования для монтажа и дорогу для движения автотранспорта.
Специальной комиссией райисполкома и землепользователя совхоза решается вопрос о мощности требующего снятия плодородного слоя с последующей рекультивацией в годичный срок. А также после окончания бурения убрать использованную территорию от металлолома, вывезти шлам, раствор.
Затраты на рекультивацию земель по восстановлению их плодородия, а также на снятие плодородного слоя почвы, его хранение и перенесение на рекультивируемые земли при проведении поисково-разведочных работ следует предусмотреть в сметно-технической документации.
Своевременное оформление на отвод земель, постоянный контроль за охраной окружающей среды рациональным использованием природных богатств, рекультивацией и сдачей земель землепользователю согласно законодательства возлагается на геологическую службу OSC и топомаркшейдерскую группу.
Для предотвращения загрязнения территория сточными водами, буровым раствором, химреагентами предусматривается:
а) циркуляцию бурового раствора осуществлять по замкнутой циркуляционной системе;
б) бетонирование (корка не менее 10 см) площади под буровую с устройством бетонированных желобов для стока вод и раствора в шламовый амбар;
в) для сбора вод выбуренной породы (шлама) – строительство шламового амбара объемом 1000м3.
Во избежание фильтрации жидкости из амбара предусматривается дно и стенки заглинизировать ихи зацементировать с созданием корки толщиной не меньше 3 см.
Во время бурения, в целях охраны окружающей среды, хим реагенты следует хранить в специальном герметичном помещении и не допускать рассыпания их на территории буровой. На выхлопных трубах дизелей необходимо установить фильтраты, закрепить эксплуатацию дизелей, выбрасывающих солярку с отработанным газом.
Все имеющиеся амбары, или им подобные земляные котлованы при бурении и опробовании скважин должно быть ограждено и установлены отпугивающие устройства во избежании попадания в них животных и птиц.
Охрана окружающей среды
Основные источники воздействия на окружающую природную среду при бурении скважин
Поисково-разведочные работы, разбуривание нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений является потенциально экологически опасными видами работ и сопровождаются воздействием на все компоненты окружающей природной среды:
- происходит нарушение почвенно-растительного покрова, природного ландшафта на буровой площадке и по трассам перевозки грузов;
- происходит загрязнение почв, грунтов, горизонтов подземных вод, поверхностных водоемов и водотоков, атмосферного воздуха химическими реагентами, используемыми при проходке скважин, буровыми и технологическими отходами, а также природными веществами, получаемыми в процессе испытания скважин;
- нарушается температурный режим экзогенных геологических процессов (термокарет, термоэрозия, просадки и др) с их возможным негативным проявлением (открытое фонтанирование, грифонообразование, обвалы стенок скважин);
- происходит загрязнение недр и окружающей среды в результате внутрипластового перетоков и выхода флюида из ликвидированных скважин;
При строительстве нефтяных и газовых скважин основными источниками загрязнений природной среды являются:
При бурении скважин:
- блок приготовления и химической обработки бурового и цементного растворов (гидроциклон, вибросит);
- циркуляционная система;
- насосный блок (охлаждение штоков насосов, дизелей);
- устье скважины;
- запасные емкости для хранения промывочной жидкости;
- вышечный блок (обрыв инструмента, явление сифона при подъеме инструмента);
- отходы бурения (шлам, сточные воды, буровой раствор);
- емкости горюче-смазочных материалов;
- двигатели внутреннего сгорания;
- пароподогревающая установка (котельная);
- химические вещества, используемые при приготовлении буровых растворов;
- топливно и смазочные материалы;
- хозяйственно-бытовые сточные воды;
- твердые бытовые отходы;
При испытании скважины:
- межколонные перетоки по затрубному пространству и нарушенным обсадным колоннам;
- фонтанная арматура;
- факельная установка;
- нефть, газ, конденсат, получаемые при испытании скважин;
- минерализованные пластовые воды;
- продукты аварийных выбросов скважин (пластовые флюиды, тампонажные смеси);
При ликвидации и консервации скважин:
- негерметичность колонн, обсадных труб, фонтанной арматуры;
- задвижки высокого давления;
- закупорка пласта при вторичном вскрытии;
- прорыв пластовой воды и газа из газовой шапки, нефти и газа, конденсата, минерализованной воды.
Охрана почвы, отходы, рекультивация
Состояние почвенного покрова
Территория, прилегающая к площади Западный Саукудук в хозяйственном отношении представляет собой малопродуктивные пустынные пастбища.
Процесс бурения скважин, несомненно, оказывает на природные комплексы многогранное влияние. При проведении буровых работ основные нарушения почвенно-растительного покрова будут связаны с работой автомобильного транспорта, отсыпкой дорог и буровых площадок, при транспортировке бурового и технологического оборудования. Кроме того, сильным фактором нарушения почвенно-растительного покрова является дорожная дигрессия, загрязнение подстилающей поверхности вследствие аварийных сбросов на почвы различного рода загрязнителей: продукции скважин, ГСМ, шламовых отходов, буровых растворов и т.п.
В целях защиты почв от воздействия технологического процесса предусматривается ряд природоохранных мер и мероприятий для уменьшения воздействия на почвы, как:
- формирование искусственной насыпной площадки;
- сбор и хранение отходов бурения в шламовых амбарах;
- захоронение отходов бурение в шламовых амбарах;
- для предотвращения загрязнения почв химическими реагентами, их транспортировка и хранение производится в закрытой таре (мешки, бочки);
- отходы подвергаются отверждению в соответствующих амбарах с целью обезвреживания и захороняются в гидроизолированных накопителях шлама;
- все образующие отходы собираются в шламовый амбар объемом 3000 м3. Дно и стенки амбара обваловываются естественным грунтом высотой 1 м, шириной 1,5 м и огораживаются.
- Горюче-смазочные масла (ГСМ) привозятся с вахтового поселка на буровую в автоцистернах и перекачиваются в специальные закрытые емкости для ГСМ, от которых по герметичным маслопроводам производится питание ДВС.


http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ
 
Форум » Форум » Тестовый форум » Борман это доктор злой, вот сволоч, тему мою убил на наномир
Страница 3 из 3«123
Поиск:

Copyright MyCorp © 2017
Бесплатный хостинг uCoz