Исследование фильтрационных параметров коллектора в скважине No1 с целью проектирования технологии его разработки на Архангельском газовом месторождении Черного моря

ГПП.cdw

Перелік використаної літератури.docx

Перелік використаної літератури
Яремійчук Р.С. Возний В.Р. Освоєння та дослідження сведловин.- Львів: Оріяна-Нова 1994
Довідник з нафтогазової справи. За заг. ред. В.С.Бойка Р.М.Кондрата Р.С.Яремійчука. - К.: Львів 1996.
Я.М. Фем’як Я.Я. Якимечко В.Р. Возний С.О. Овецький. Освоєння свердловин на морі: Конспект лекцій. – вано-Франківськ: ФНТУНГ 2009. – 159 с.

Висновки.docx

В даному курсовому проекті я розглянув стан розробки Архангельського ГР його потенційні можливості та доцільність проведення даного проекту. В першому пункті мною приведена геолого-промислова характеристика Архангельського газового родовища необхідна для вибору даних при подальших розрахунках. Наступним етапом курсового проекту був вибір та технологія створення конструкції вибою свердловини з метою покращення газовилучення був проведений аналіз конструкцій вибоїв свердловин на Архангельському ГР і запропонована технологія створення конструкції вибою свердловини №1 враховуючи всі геолого-технічні умови.
Даний курсовий проект розрахований за трьома методами: диференціальним методом Ю.П.Борисова інтегрально-диференціальним методом Чарного-Умрихіна інтегральним методом Е.Б.Чекалюка.
Результати проведених розрахунків:
В останньому пункті курсового проекту проведений аналіз вибору методу освоєння а саме виклику припливу з пласта із застосуванням пін та використанням ежекторів та доцільність його застосування на даній свердловині. Також розраховані основні техніко-технологічні параметри запроектованого методу зробивши висновок що за рахунок заміни в свердловині води на піну вибійний тиск знизився на 3.443 МПа тобто становив 5.368 МПа.

1 Геолого-промислова характеристика родовища.docx

1 Геолого-промислова характеристика Архангельського газового родовища шельфу Чорного моря
1 сторія розвідки і геологічного вивчення родовища
Початок вивчення геологічної будови північно-західної частини акваторії Чорного моря відноситься до 1957 р. з проведення рекогносціровочних гравіметричних і сейсмічних робіт. На основі цих робіт вперше отримані дані про будову осадового чохла і орієнтовні дані про рельєф фундаменту.
За період 1964-1970 р.р. вивчений структурний план неогенових і палеогенових відкладів акваторії моря і виявлений ряд локальних підняттів.
В результаті буріння розвідувальних свердловин з СПБУ “Сиваш” на Архангельському родовищі були виявлені запаси газу в відкладах нижнього неогену і майкопа. Запаси газу затверджені ЦКЗ Міннафтопрому СРСР по категорії С1+С2 в обємі 9284 млн. м3. Основні поклади газу зосереджені в покладі М-V Майкопської серії які закладені в основу проекту дослідно-промислової експлуатації. Поклад пачки М-V відноситься до пластово-склепінної. Умовний газо-водяний контакт прийнятий по нижніх отворах перфорації в свердловині №2 на абсолютній відмітці мінус 908м. Розмір 10475 км.
Літолого-стратиграфічна характеристика розрізу проектної свердловини її повнота глибина залягання та потужність стратиграфічних підрозділів прогнозується на основі даних буріння свердловин I 2 3 Архангельських свердловин близько розташованих площ шельфу і матеріалів сейсмічних досліджень за результатами яких площа підготовлена до буріння.
Дані буріння й відбиваючі горизонти що відбивають простежені сейсморозвідкою МОГТ у товщі осадового чохла в межах площі Архангельського свідчать про те що при проектній глибині 3700 м свердловиною будуть розкриті відкладення верхньої крейди (-m) палеоцену (-а) еоцену (б і а) олігоцену - нижнього міоцену (а) середнього - верхнього міоцену пліоцену і четвертинної системи.
Відкладення верхньокрейдяного відділу в свердловині 4 Архангельської передбачається розкрити в інтервалі глибин 3280 - 3700 м. Розкрита потужність їх складе 420 м. Представлені вони будуть маастрихтським і верхами кампанського ярусів складені світло-сірими до білих вапняками і мергелями сірими і світло-сірими. Вапняки переважно пелітоморфні у різній мірі глинисті з включеннями уламків раковин форамініфер. Характерна наявність стилолітових швів.
Відкладення палеогенової системи в розрізі проектованої свердловини будуть представлені всіма трьома відділами – палеоценовим еоценовим і олігоценовим.
Палеоценовий відділ (Р1)
Палеоценові відкладення намічається розкрити в інтервалі глибин 2820-3280 м. Потужність їх складе 460 м.
Датський ярус (3080-3280 м) складений сірими і темно-сірими вапняками і мергелями. Вапняки пелітоморфні переважно глинисті приурочені в основному до верхньої частини розрізу. У низах останнього переважають мергелі серед яких можлива присутність карбонатно-кременистих і кремнисто-карбонатних різниць порід.
Потужність датського ярусу складає 200 м.
Дані буріння свердловини 1 Архангельської а також літо-фаціальні особливості розрізу верхнього палеоцену в свердловинах сусідніх площ (Кримська 1 Гамбурцева 2 і ін.) свідчать про появу тут у відкладеннях верхнього палеоцену прошарків і пачок пористих і проникних порід що можуть бути колекторами й у сприятливих структурних умовах містити поклади вуглеводнів.
Еоценовий відділ ( Р2 )
Еоценові відклади передбачається розкрити в інтервалі глибин 1540-2820 м. Потужність їх - 1280 м. Представлені вони будуть усіма трьома підвідділами.
Нижньоеоценові відклади (Р21) очікуються на глибинах 2480-2820 м. Потужність підвідділу складає 340 м. Низи розрізу (бахчисарайський горизонт) складені темно-сірими ущільненими глинами з прошарками глинистих мергелів у верхній частині.
Верхня частина нижнього еоцену (низи сімферопольського горизонту) складаються мергелями з підлеглими прошарками глинистих вапняків.
Середній еоцен ( Р22) передбачається на глибинах 1980-2480м. В основі розрізу (верхи сімферопольського горизонту) залягають сірі і ясно-сірі линзовидноплямисті вапняки нерівномірно глинисті пелітоморфні й органогенно-пелітоморфні що місцями переходять у мергелі.
Середня частина розрізу (новопавловксьий горизонт керестинський куберлинський підгоризонти) складена зеленувато-сірими і сірими вапняками і мергелями нерівномірно-алевритистими.
Верхи середнього еоцену (кумський горизонт) складені вапняковими глинами з прошарками зеленувато-сірих і жовтувато-коричневих мергелів.
Породи нерівномірно алевритисті.
У підошвенній частині кумського горизонту судячи з даних буріння свердловин I і 2 Архангельських можлива присутність шарів-колекторів обумовлених наявністю тут тріщинуватих прошарків вапняків.
Потужність середнього еоцену в свердловині складе 500 м.
Верхній еоцен (альмінський горизонт) залягає на глибинах 1540-1980 м. Потужність його - 440 м.
Представлені відкладення верхнього еоцену чергуванням вапнякових глин із прошарками мергелів різної ступені глинистих.
Глини темно- і зеленувато-сірі алевритисті слюдисті прошарками кременисті.Завершується розріз еоцену пачкою світло-зеленувато-сірих мергелів.
Олігоценовий відділ ( Р3 )
Відкладення олігоцену що представляють собою нижній і середній підрозділи майкопської серії очікуються в інтервалі глибин 750-1540 м.
Вони залягають на породах що підстилають з регіональною перервою складені одноманітною товщею глин із прошарками і пачками алевролітів і пісковиків.
Глини аргелітоподібні темно-сірі буровато- і зеленувато-сірі в різного ступеня алевротисті слюдисті переважно не вапнякові (крім відкладів остракодового горизонту для яких характерна невелика вапняковість).
По всьому розрізі відзначаються присипки міліметрові прошарки і лінзочки алевро-пісчаного матеріалу сірого і світло-сірого кольору.
У припокровільній частині олігоцену (середній майкоп - верхи верхнекерлеутського горизонту) присутні прошарки і пласти алевритів алевролітів пісків і пісковиків що групуються в пачки потужністю від 1-2 до 15-20 м і які володіють високими колекторськими властивостями. У цій частині розрізу на площі проектованих робіт виявлене родовище газу.
Потужність відкладів олігоцену в свердловині складає 790 м.
Неогенова система (N)
Відкладення неогенової системи прогнозується розкрити в інтервалі глибин 25-750 м. Представлені вони обома відділами: міоценом і пліоценом.
Міоценовий відділ (N1)
Міоценові відкладення в межах площі проектованих робіт представлені всіма трьома підвідділами: нижнім середнім і верхнім.
Нижній міоцен (N11mk3) входить до складу майкопської серії (верхній майкоп) складений звичайно маслиново-сірими і коричневими глинами з присипками і гніздами ясно-сірого алевритового матеріалу з включеннями конкрецій піриту і сідериту.
Очікуваний інтервал залягання нижнього міоцену в свердловині 660-750 м потужність 90 м.
Т.о. відкладення майкопської серії (олігоцен + нижній міоцен). передбачається розкрити в інтервалі глибин 660-1540 м потужність їх складе 880 м.
Середній - верхній міоцен містить у собі тортонський сарматський і меотичний яруси.
Тортонський ярус (N12t) на породах що підстилають залягає з великою регіональною перервою складений чергуванням вапняків органогенних мергелів глин і пісковиків утворює з низами сарматського ярусу єдину пачку порід що містить шари-колектори з високими ємнісними і фільтраційними властивостями. До верхньої частини цієї пачки на площі проектованих робіт присвячений поклад газу.
Очікуються відкладення тортона + низів нижнього сармата на глибинах 600-660 м. потужність їх - 60м.
Сарматський ярус ( N13s)
Решту частини сарматського ярусу складена в нижній частині розрізу глинами що є покришкою для сармат-тортонського продуктивного горизонту. Вище відкладення сармата представлені чергуванням глин мергелів і вапняків (перлітових детритусових і черепашкових) з підлеглими прошарками пісковиків і алевролітів.
Глибина залягання сарматського ярусу 370-600 м потужність – 230м.
Меотичний ярус (N31m)
Відклади меотиса залягають на породах що підстилають із глибокою перервою представлені вапняками органогенними мергелями глинами і пісками.
Пліоценовий відділ (N2)
Утворення пліоценового відділу представлені нижнім і середнім підвідділами.
Нижній пліоцен - понтичний ярус (N21p) утворює у межах площі робіт з меотичним ярусом єдину літологічну пачку складену як вказувалося вище чергуванням органогенних вапняків мергелів глин і пісків.
Залягають відкладення меотиса-понта на глибинах 320-370 м потужність їх 50 м.
Середній пліоцен представлений кіммерійським і куяльницьким ярусами залягає на глибинах 100-320 м має потужність -220 м складний глинами алевритами пісками з прошарками мергелів і опок.
2 Тектоніка структури
Підняття Архангельського в тектонічному плані приурочене до південного борту Каркінітського прогину розташовано в зоні глибинного Сулинсько-Тарханкутського розлому і є складовою ланкою ланцюжка Тарханкутської зони складок.
За даними сейсмічних досліджень СОГТ (2 5 6) структура просліджується практично у всіх стратиграфічних підрозділах осадового чохла (від нижньої крейди до неогену включно).
До пошукового буріння підготовлена по горизонту що відбиває m стратифіціруємому як покрівля крейдових - маастрихтських відкладів.
По цьому горизонт підняття Архангельського являє собою брахиантиклінальну складку субширотного простягання ускладнену двома порушеннями амплітуд 450–125м. Одне з них що проходить через склепінну частину структури має субширотне простягання; друге що ускладнює південне крило складки – північно-західне.
Розміри структури по гранично замкнутій ізогіпсі - 3575 м складають 45х85 км амплітуда - близько 300 м. Перспективна площа (по ізогіпсі - 3550 м) - 30 кв.км.
Аналогічну будову має підняття і по покрівлі нижнього палеоцену (відбиваючий горизонт а). Розміри його по гранично-замикаючій ізогіпсі - 3125 м складають 5х8 км амплітуда -175 м площа - 355 кв.км.
На всіх стратиграфічних рівнях в цілому зберігається субширотне простягання підняття але при цьому за відкладами майкопу і неогену відзначаються виположування східної перикліналі структури і розворот її в північно-східному напрямку.
Слід зазначити також що знизу нагору відбувається деякий зсув склепінної частини підняття в західному напрямку.
Розміри підняття за гранично замкненими ізогіпсами складають:
- по підошві кумського горизонту (б)-47х65 км (ізогіпса - 2325 м) амплітуда 150 м площа - 306 кв.км;
- по покрівлі еоцену (а) - 8х5 км (ізогіпса - 1675 м) амплітуда – близько 150 м площа - 40 кв.км;
- по покрівлі продуктивної майкопської пачки М–V – 55х11 км (ізогипса - 950 м) амплітуда - 125 м площа - 605 кв.км;
- по покрівлі пачки М-- 95х55 км амплітуда - 60 м. площа – 523 кв.км
- по покрівлі майкопської серії (а)-85х50 км амплітуда -60 м площа - 425 кв.км;
- по покрівлі продуктивного неогенового горизонту - 85х5 км амплітуда - 60 м площа - 425 кв.км.
3 Характеристика фільтраційних властивостей порід-колекторів
Ефективна середньозважена газонасичена товщина 111 м. Середні значення коефіцієнтів пористості – 03 проникності – 056Д. Для всіх свердловин цього покладу ефективна пористість складає від 10 до 26-31 %. Припускаючи що ефективна пористість більша або рівна 26% проникність для всіх свердловин складає 73 - 198 мД для покладу в цілому - 148 мД.
Середні величини пористості проникності та газонасиченості визначається за даними ГДС і керну. Ці дані наведені в таблиці 1.1
В продуктивних пачках N 1 t та М- колекторські властивості визначені тільки за ГДС.
Продуктивна пачка N1t характеризується середньою ефективною газонасиченою товщиною 25 м. Коефіцієнт пористості складає 22% а коефіцієнт газонасиченості прийнятий умовно по аналогії з Північно-Керченським газовим родовищем – 06.
В зв’язку з відсутністю на Архангельському родовищі даних про мінералізацію пластової води із продуктивних пачок майкопу визначити коефіцієнт пористості колекторів для цих відкладів за геофізичними дослідженнями не представилось можливим.
Середня газонасичена товщина покладу пачки М- складає 175 м. Оскільки керн був відібраний із непродуктивної частини розрізу коефіцієнт пористості рівний 03 та коефіцієнт газонасиченості рівний 052 були визначені по ГДС та за аналогією з пачкою М-V.
Середня газонасичена товщина покладу пачки М-V складає 111 м. В пачці вивчено 4 зразки керну. Середня відкрита пористість по керну становить 2905 % проникність по нашаруванню 30 мкм2 . Коефіцієнт газонасиченості визначається за методом протидії з використанням залежності параметрів насичення від коефіцієнта водонасиченості для майкопських відкладів Джанкойського Стрілкового Голіцинського родовищ. Газонасиченість пачки М-V за даними ГДС в середньому складає 565%.
Таблиця 1.1- Величини пористості газонасичених продуктивних покладів по інтервалам ГДС
нтервал залягання покладу м
Глибинаабс. відмітка
нтер вал покла ду м
Вскритаз облі ком зкорочення
Ефек тивна товщина м
Вскритаз облік ом скорочення
Газонасичена товщина м вскритаз обліком скорочен ня
4 Характеристика газоводоносності продуктивних відкладів
На думку авторів підрахунку запасів по родовищу Архангельському випробовування свердловини 1 проведено неякісно. Крім того об'єкт 3115-3136 (шари 42-47) не був випробуваний хоча він виділяється як найбільш надійний. Питання наявності покладу у відкладах нижнього палеоцену залишилося відкритим.
За даними прогнозу продуктивності розрізу виконаним у 1990 р. підтверджена наявність АТЗ у відкладах нижнього палеоцену. Верхньопалеоценові відклади звичайно не містять колекторів із задовільними ємнісними і фільтраційними властивостями і являють собою так звану псевдопокришку.
Однак пошуковими роботами останніх років в межах західної частини шельфу встановлена присутність у розрізі верхнього палеоцену опісчанених і органогенно-уламкових вапняків (площі Гамбурцева Одеська) і прилеглих до них шарів-колекторів з досить високими ємнісними і фільтраційними властивостями
При випробовуванні відкладів верхнього палеоцену в свердловині 2 Архангельська (інтервал 2995-3002 м) був отриманий приплив газу з орієнтованим дебітом 7-10тис.м3добу.
За даними ГДС шар-колектор виділений і у свердловині 1 характер насичення його невизначений (інтервал 29732-29816м) шар не випробовувався.
Родовище газу виявлене тут у відкладах еоцену приурочене до покрівельної частини останнього. Продуктивний горизонт представлений - чергуванням алевролітів різної глинистості і глин різної алевритистості. Колекторами є алевроліти що характеризуються значеннями відкритої пористості від 158 до 249%. Дебіти газу з відкладів еоцену в свердловинах № 1 і 2 склали на 10 мм штуцері відповідно 567 тис.м3 добу (інтервал 628-641 м) і 558 тис.м 3добу (інтервал 752-764 м).
Газопрояви при розбурюванні відкладень еоцену (кумський горизонт) мали місце в свердловині 4 Голіцино а також у свердловині 1 Архангельська.
За матеріалами ГДС у підошві кумського горизонту в свердловинах 1 і 2 Архангельських виділений проникний шар-колектор потужністю близько 40 м (свердловина 1 - інтервал 2192-2234 м свердловина 2 -2260-2300 м). Він характеризується мінімумом ПС і порівняно підвищеними значеннями опорів.
Відсутність керна з цієї частини розрізу в свердловинах 1 і 2 не дозволяє впевнено судити про літологічну характеристику пласта-колектора.
Відповідно до висновку за результатами ГДС ці шари водоносні
Однак авторами прогнозу продуктивності розрізу ставиться під сумнів висновок про водоносність шарів-колекторів у підошві кумського горизонту. Вони вважають що більш інтенсивне зниження швидкості у верхній частині цих шарів свідчить про загазованість останніх.
На підставі присутності аномалії типу "бліда пляма" приуроченої до склепінної структури (горизонт б) Архангельського родовища тут прогнозується наявність покладу газу у відкладах підошвенної частини кумського горизонту.
Для майкопського газоносного комплексу характерний розвиток алевро-пісчаних прошарків що формують у товщі глин цілі пачки потужністю до декількох десятків метрів присвячених у межах розбурених площ шельфу в покрівельній частині середнього майкопу (верхньокерлеутського горизонту).
Колектори майкопу володіють високими ємнісними і фільтраційними властивостями. Вони характеризуються відкритою пористістю від 10 до 26-31% проникністю від 073·10-15 до 1983·10-15 м2.
Регіональними флюїдоупорами для колекторів майкопу є глини серед яких вони залягають.
Середнє значення пористості колектора складає 213%.
У цілому колектори неогену представлені алевро-пісчаними породами й органогенно-уламковими вапняками характеризуються високими ємнісними і фільтраційними властивостями.
Екраном для флюїдів неогену є пачки глин що розділяють ці колектори. Зокрема для колекторів тортон-нижньосарматського продуктивного горизонту площі Архангельського флюідоупором є сарматські глини що його перекривають.
На площі проектованих робіт як вказувалося вище в результаті буріння і випробовування свердловин № 1 і 2 виявлені родовища газу в відкладах середнього Майкопу (М– М–V) і середнього і верхнього міоцену (пачка N -I).
Була встановлена газоносність верхнього (св. № 2) і нижнього палеоцену (пачка П-Х) і хоча промислових припливів з відкладів нижнього палеоцену отримано не було але за висновком та результатами ГДС (первинним і повторним) пачка газонасичена і тому вона як об'єкт підрахунку була віднесена до категорії С2. Запаси склали 9879 млн.м3. Усього по С2 (М – V П-Х) вони складають 13800 млн.м3.
Водоносність пов’язана з локально розміщеними пісчано-алевритовими пропластками водонасиченість яких незначна. Пластові води отримані при випробуванні пачок М- і М-V мають хлор-магнієвий тип мінералізацію 203-245 гл вміст йоду - 86 мгл брому - 486 мгл.
5 Склад і фізико-хімічні властивості природного газу
Компонентний склад і фізико-хімічні властивості газу приведені в табл.1.2 і табл.1.3.
Таблиця 1.2 - Компонентний склад природного газу
Сірководень(Н2S) в продукції горизонту не виявлено.
Промислова газоносність на Архангельському ГР встановлена у відкладах середнього майкопу (пачки М-V М-) і середньо-верхнього міоцену (пачка -). Породи продуктивного розрізу представлені тріщинуватими вапняками з прошарками мергелів пісковиків і глин.
По ступені вивченості запаси газу віднесені до категорій С1 та С2 .
Запаси газу по покладам N -1 М- віднесенні до категорії С 1 та складають відповідно 174 і 280 млн.м3.
По пачці М-V до категорії С1 віднесені запаси які розміщені в межах внутрішнього контуру газоносності. В іншій частині площини розміщені запаси категорії С2 . Запаси категорії С1+С2 по продуктивній пачці М-V складають 8830 млн.м3 в тому числі по категорії С1 – 4909 млн.м3 .
Запаси газу в цілому по родовищу оцінені по категорії С1 в об’ємі 5363 млн.м3 та по категорії С2 -13800 млн.м3 . Сумарні запаси газу складають 19163 млн.м3 . В таблиці 1.5 приведені результати оцінки запасів газу по родовищу.
Таблиця 1.3 – Архангельське родовище. Характеристика газу свердловини №1
нтер вал випро буван няаб
Пласто ва температура
Приве дена темпе ратура
Коефі цієнт стисливості долі од.
По правка на від хилення від закона Бой ля-Маріотта
Поправка на температуру
Таблиця 1.4 – Результати обробки газодинамічних досліджень свердловини №1 Архангельського родовища (інтервал 855-891 м)
В розрахунках для визначення депресії прийнято пластовий тиск з розрахунком поправки “С” та рівне 1019 МПа
Таблиця 1.5- -Підрахункові параметри та запаси газу на стан 1.01.2003 року
Газона сичена товщина м
Коефі цієнт порис тості
Коефі цієнт газонасичен ня
Поп равка на тем пера туру
Поправка на відхи лення від законаБойля-Маріотта
Початковий пластовий тиск МПа
Всього по С1=5363 млн.м3
Всього по С2=13800 млн.м3
Всього по С1+С2=19163 млн.м3

bibliographDov.docx

Бібліографічна довідка.
Архангельське газове родовище. Структурна карта по покрівлі пачки М-V.
ндикаторні діаграми. Cхема обв'язування технологічного обладнання для реалізації запроектованого методу освоєння.

Зміст.doc

ВСТУП . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
ГЕОЛОГО - ПРОМИСЛОВА ХАРАКТЕРИСТИКА РОДОВИЩА ПОКЛАДУ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1 сторія розвідки і геологічного вивчення родовища . . . . . . . . . . .
2 Тектоніка структури . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3 Характеристика фільтраційних властивостей порід-колекторів . .. . .
4 Характеристика газоводоносності продуктивних відкладів. . . . . . . .
5 Склад і фізико-хімічні властивості природного газу . . . . . . . . . . . . . .
АНАЛЗ ВИБОРУ СВЕРДЛОВИНИ ТА ТЕХНОЛОГЯ СТВОРЕН - НЯ КОНСТРУКЦ ВИБОЮ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1 Вибір свердловини та аналіз конструкцій вибоїв свердловин на родовищі . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2 Проектування та аналіз технології створення конструкції вибою свердловини №1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
АНАЛЗ ТА НТЕРПРЕТАЦЯ РЕЗУЛЬТАТВ ГДРОДИНАМЧ- НИХ МЕТОДВ ДОСЛДЖЕННЯ СВЕРДЛОВИНИ №1 АРХАН- ГЕЛЬСЬКОГО ГАЗОВОГО РОДОВИЩА.
1 Обробка результатів дослідження продуктивного пласта за методикою Ю.П. Борисова . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.1 Аналіз методики проведення розрахунку. . . . . . . . . . . . . . . . .
1.2 Хід послідовність та одержання результату розрахунків..
2 Опрацювання результатів дослідження свердловини на основі інтегрально – диференціального методу Чарного – Умрихіна. . . . . . . .
2.1 Аналіз методики проведення розрахунків . . . . . . . . . . . . . . . .
2.2 Хід послідовність та одержання результату розрахунків ..
3 Обробка результатів дослідження продуктивного пласта на основі інтегрального методу Е..Чекалюка. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.1 Аналіз методики проведення розрахунків. . . . . . . . . . . . . . .
3.2 Хід послідовність та одержання результату розрахунків ..
ПРОЕКТУВАННЯ МЕТОДУ ОСВОННЯ СВЕРДЛОВИНИ №1 АРХАНГЕЛЬСЬКОГО ГАЗОВОГО РОДОВИЩА. . . . . . . . . . . . . . . . . .
1 Характеристика методів освоєння свердловин. . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2 Аналіз вибору методу освоєння та доцільність його застосування на даній свердловині №1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3 Методика розрахунку основних техніко-технологічних параметрів запроектованого методу освоєння свердловини №1. . . . . . . . . . . . . . . .
ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ ЖИТТДЯЛЬНОСТ ОХОРОНА НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1 Значення охорони праці і навколишнього середовища в
забезпеченні безпечних і здорових умов праці. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2 Аналіз потенціальних небезпек та шкідливих факторів виробничого середовища . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3 Забезпечення нормальних умов праці. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4 Забезпечення безпеки технологічних процесів монтажу і експлуатації обладнання. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5 Пожежна безпека. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Висновки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Перелік використаних літературних джерел . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Додаток А . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Додаток Б. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Бібліографічна довідка . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Вступ.docx

Виснаження найбільш доступних і багатих родовищ на суші труднощі пов’язані з видобуванням вуглеводнів у віддалених і неосвоєних районах та зростаючі потреби в паливі зумовили необхідність освоєння шельфу. Перші морські свердловини були пробурені в Каспійському морі (1924 р.) із штучної території і в Мексиканській затоці (США 1933 р.) з плаваючої баржі. нтенсивні пошуково - розвідувальні роботи на шельфі і перші успіхи в цій справі припадають на 60 - ті роки.
Загальна нафтогазоносна площа в межах континентального шельфу оцінюється в 13 млрд. км2 а сумарні видобувні запаси становлять близько 100 млрд. т.
Освоєння ресурсів вуглеводнів акваторій Чорного та Азовського морів розпочалося понад 25 років тому але здійснювалося дуже повільно.
Чорне та Азовське моря є внутрішніми морями Атлантичного океану. У глибоководному басейні Чорного моря виділяється шельф континентальний схил континентальне підніжжя та абісальне ложе дна улоговини. Киснем насичений тільки верхній (50 100 м) шар моря глибше 250 300 м його взагалі немає. На глибині 150 200 м вода містить сірководень внаслідок чого понад 85 % об’єму водяної маси є “мертвою” зоною. Азовське море є неглибокою (до 14 м) водоймою з невисокими береговими схилами.
Першим промисловим відкриттям що підтвердило перспективи нафтогазоносності морських акваторій України стало Стрілкове родовище виявлене в 1963 році яке знаходиться в промисловій розробці з 1976 року і Голицинське в Чорному (розробляється з 1983 року). Ще два родовища Чорного моря перебувають у дослідно - промисловій експлуатації: Архангельське (з 1992 року) і Штормове ( з 1993 року). Сумарний видобуток за весь період розробки становить близько 95 млрд м3 природного газу і 236 тис. т конденсату причому 78 % газу і 90 % конденсату видобуто з Голицинського родовища.
Сьогодні сейсморозвідувальні роботи в морських акваторіях виконує ДГП “Одесаморгеологія” Держкомгеології України а буріння пошукових розвідувальних та розробку родовищ здійснює ДВП“Чорноморнафтогаз” Дернафтогазопрому.
В даному курсовому проекті будуть розглянуті питання аналізу вибору інтерпретації результатів гідродинамічних методів дослідження та проектування методу освоєння свердловини №1 Архангельського газового родовища.
Архангельське газове родовище розташовано в північно-західній частині Чорного моря в координатах 4520 ПнШ 3151 СД в 55 км. в нейтральних водах. Через родовище проходить траса газопроводу від промислової експлуатації Штормового газоконденсатного родовища що дозволяє підключити його до єдиної системи збору і транспорту газу до споживача. До морського Голицинського родовища що знаходиться в стадії розробки - 45 км.
Рис.1 Район розташування Архангельського ГР.
Основними великими промисловими центрами які знаходяться у відносній близькості від родовища є Херсон Миколаїв Одеса. Селище Чорноморське де розміщена промбаза і порт виробничого об`єднання “Чорноморнафтогаз” знаходиться на відстані 70 км.
Архангельське газове родовище знаходиться в помірно-континентальній зоні яка характеризується м`якою вологою зимою і теплим літом. Середня температура січня 2.6-3°С літом температура підвищується до +35 +37°С. В січні-лютому виникають сильні вітри північного північно-східного і східного напрямків які приносять холодне і сухе континентальне повітря викликаючи пониження температури до -25С -27С. Середньорічна вологість складає приблизно 60 - 70 %.
За кліматичними особливостями північно-західна частина Чорного моря відноситься до помірно-континентальної зони. Кількість річних опадів складає 300 мм. Льодових покриттів в районі родовища як правило немає але в дуже суворі зими можливі утворення льодових полів. Переважаючий напрямок вітрів зимою північний і північно-східний з середніми швидкостями 3-8 мс іноді досягає 20 мс. Влітку вітри за напрямком є непостійними їх середні швидкості складають 2-5 мс. Шторми спостерігаються переважно зимою (3-8 днів на місяць). Висота хвилі під час шторму 5-8 м.
Глибина акваторії на Архангельському родовищі становить 50-54 м. Розрахункова висота хвилі з 1% забезпеченості ( 1 раз в 100 років ) становить 125 м при цьому довжина хвилі складає порядку 150 м. Густина морської води в середньому дорівнює 1026 кгм3.
Швидкості течій складають 064 мс у поверхневому шарі і 024 мс в придонному.
Солоність морської води в акваторії Архангельського родовища складає 185 %.

4 пункт аналіз конструкції свердл 111.doc

4 Аналіз експлуатації свердловин
1 Технологічні режими експлуатації свердловин
Під технологічним режимом розуміють підтримання заданого в зміні часу: вибійного тиску тиску на гирлі свердловини дебіту чи інших параметрів які характеризують роботу свердловини або іншими словами технологічний режим - характеризує умови відбору газу із свердловини.
Оптимальним технологічним режимом експлуатації свердловини є режим який забезпечує максимальний дебіт газу при умові безаварійної експлуатації свердловини на протязі тривалого періоду часу.
На практиці зустрічаються наступні технологічні режими експлуатації свердловин:
) Режим постійної депресії на пласт
DР(t) = Рпл (t) - Рвиб (t) = const (4.1)
де DР(t) - депресія на пласт Па;
Рпл (t) - пластовий тиск Па;
Рвиб (t)- вибійний тиск Па.
Цей режим застосовується у слабозцементованих породах так наприклад: на Голіцинському родовищі у майкопських відкладах при наявності підошвенної води. За даними досліджень свердловини вибирають такий режим експлуатації щоб руйнування привибійної зони пласта або надходження на вибій свердловини конуса підошвенної води.
). Режим постійного дебіту газу
Цей режим переважно застосовується у початковий період розробки родовища коли необхідно підтримувати заданий відбір газу наявною кількістю свердловин. Підтримання постійного дебіту газу супроводжується зростанням депресії на пласт. нколи цей режим застосовується і в подальшій період розробки родовища коли в окремі періоди часу є велика необхідність в газі так наприклад: в зимовий час.
). Режим постійного тиску на гирлі свердловини
Цей режим застосовується переважно на заключній стадії розробки родовища. Величину тиску на гирлі свердловини вибирають такою щоб забезпечити подачу газу в газопровід чи місцевому споживачу під власним тиском або забезпечити необхідний тиск на прийомі компресорної станції. нколи цей режим призначають і в інші періоди розробки родовища коли затримується введення в експлуатацію компресорної станції.
Перших три режими (DР= q= Рг = const) являються на практиці основними. Вони переважно замінюються в такому порядку
). Режим постійної швидкості руху газу на вході в насосно компресорні труби
Цей режим вибирають при наявності води або конденсату у продукції свердловини. За даними дослідження свердловини вибирають такий режим щоб забезпечити винесення рідини з вибою свердловини на поверхню. Для винесення води з вибою свердловини необхідна швидкість (4-5) мс а для винесення конденсату - (2-3) мс.
). Режим постійної швидкості руху газу на вході в шлейф або постійної швидкості руху газу на гирлі свердловини
Цей режим використовується при наявності в свердловині корозійно небезпечних компонентів наприклад таких як сірководень. При наявності цих компонентів проходить корозія обладнання на поверхні труб утворюється шар із продуктів корозії який частково захищає труби від подальшої корозії а коли швидкість руху газу переважає певне значення то цей шар здувається потоком газу і швидкість процесу корозії прискорюється.
). Безгідратний режим експлуатації свердловин.
Цей режим застосовується в умовах багаторічної мерзлоти і на морських родовищах які розташовані в зонах північних морів.
Технологічний режим експлуатації свердловини може бути змінений за рахунок застосування геолого-технічних заходів таких як:
- кріплення привибійної зони пласта;
- подача в затрубний простір інгібіторів гідратоутворення.
В процесі розробки родовища в залежності від умов які змінюються змінюються і технологічні режими експлуатації свердловин.[2]
2 Облсновання конструкції фонтанних підйомників та вибійного обладнання свердловин
Визначаючим фактором вибора свердловинного обладнання прийняті геологічні умови залягання продуктивних пластів режим роботи газових покладів інтервали змінення дебітів свердловин в процесі розробки родовища прогнозування ускладнень при експлуатації свердловин проектна система збора підготовки та транспорту продукції наявність серійно-випускаємого обладнання та можливості його застосування в умовах моря вимоги регламентованих документів по забезпеченню безпечної експлуатації морських свердловин та конструкцій складання проектів та технологічних схем розробки газового та газоконденсатного родовища.
Виконання вимог правил по обов’язковому обладнанню свердловин внутрішньо свердловинними клапанами-відсікачами може бути задовільненно тільки за рахунок серійно випускаємого обладнання з його техніко-технологічних показників. Тому для свердловин Архангельського газового родовища рекомендується комплекси керуючих клапанів-відсікачів типу КУСА-73-500-118-3 з станцією керування СК350В1.
Фонтанні колони свердловини комплектуються з насосно-компресорних труб НКМ73*5 5-Е по ГОСТ 633-80.
Вибій свердловини обладнується фонтанною арматурою типу АФ-4В-8065-14 по ГОСТ 13846-84.[3]
3 Характеристика глибинного та поверхневого обладнання.
Обладнання газових свердловин включає обладнання вибою стовбура і гирла.
Конструкція вибою свердловини визначається літологічними і фізичними властивостями продуктивних пластів неоднорідністю колекторських властивостей порід по розрізу наявністю газоносних і водоносних пластів у продуктивному розрізі розміщенням свердловин на структурі і площі газоносності та їх призначенням (видобувні нагнітальні спостережні).
Колона насосно-компресорних (фонтанних ліфтових підйомних) труб служить для захисту експлуатаційної колони від корозії та ерозії створення на вході труб необхідної швидкості руху газу для виносу на поверхню твердих частинок і рідини які надходять з пласта проведення одночасної роздільної експлуатації в одній свердловині двох горизонтів із застосуванням пакера рівномірного вироблення газонасичених пластів великої товщини по всьому розкритому інтервалу проведення обробки привибійної зони пласта ремонтних робіт (глушіння) і освоєння свердловин контролю за величиною тиску на вибої працюючої свердловини за тиском нерухомого стовпа газу в затрубному просторі.
об`єкт (інтервал 1046-1102 м; ) майкоп.
нтервал розкритий перфоратором ПКС-80 з щільністю 12 отворів на 1 погонний метр; фонтанні труби 73 мм спущені на глибину 1090 м. Отриманий промисловий приплив газу і води. Дослідження на продуктивність проведено на восьми режимах фільтрації (5 прямих і 3 зворотніх ходів).
Конструкція свердловини №14
водоізолююча колона 762 мм - 100 м;
хвостовик 324 мм – 77-160 м;
проміжна колона 245 мм – 620 м;
експлуатаційна колона 140 мм – 1102 м;
Максимальна густина цементного розчину - 15 гсм3;
Наземне обладнання газових свердловин включає колонні головки фонтанну арматуру фланці котушки маніфольди запірні та регулюючі пристрої і пристрої для зміни засувки під тиском.
Колонні головки призначені для обв’язки між собою обсадних колон газових свердловин.
Фонтанна арматура встановлюється на колонній головці та призначена для герметизації гирла контролю та регулювання режиму роботи свердловин
Для герметизації гирла свердловини проектується противикидне обладнання типу:
На 426 мм -ППГ-406 125-1 шт.;
На 324 мм - ППГ-350 350-2шт. (один з глухими плашками) ;
На 245 мм - ОП2-230 350- 1к-т (ППГ-230 350-2 шт.; ПУГ- 230 350-1шт.);
Пульт управління превенторами головної - 1 к-т;
Пульт управління превенторами допоміжної 1-к-т;
Маніфольд противикидного обладнання АФКЗ-65 210;
Колонна головка ОКК2-35-323 245168;
4 Характеристика методів дослідження свердловин. Обробка результатів дослідження
Для забезпечення нормальної експлуатації свердловин для отримання вихідних даних які необхідні для розробки родовища для контролю за розробкою родовища для встановлення технологічного режиму експлуатації свердловин потрібно знати продуктивну характеристику свердловин яку можна визначити на основі результатів обробки досліджень свердловини.
Під продуктивною характеристикою газової свердловини розуміємо сукупність таких відомостей:
). Залежність дебіту свердловини від різниці квадратів Рпл та Рв
). Залежність дебіту від депресії на пласт Q = f (Pпл - Рв) = f (DP).
). Залежність дебіту від гирлового тиску Q = f (Pг).
). Чисельне значення коефіцієнта фільтрації опорів А і В
Pпл2 - Рв2 = AQ+BQ2.
). Абсолютно вільний дебіт.
). Залежність змінювання в часі дебіту свердловини після її відкриття Q = f (t).
). Залежність вибійного тиску в часі після відкриття свердловини Рв= f (t).
). Залежність вибійного тиску в часі після закриття свердловини.
). Умови винесення механічних домішок і рідини при різних депресіях на пласт.
Характеристика цієї залежності вказує на стан вибою свердловини. Якщо дослідження проведене якісно то індикатор проходить через початок координат. Обробка кривої дозволяє визначити коефіцієнт фільтрації опорів А і В.
Вона застосовується при визначенні робочої депресії на пласт якщо свердловина працює в екстремальних умовах.
Ця залежність використовується для визначення терміну введення в експлуатацію головної К.С.
Коефіцієнти А і В визначаються на основі обробки результатів дослідження свердловини і служать для визначення пласта (проникності К гідропроводності khm). Крім того коефіцієнти А і В дають можливість визначити вільний дебіт ще можна зробити аналіз просування води в газовий поклад.
Проникність пласта може зменшуватись якщо родовище газоконденсатне починає випадати конденсат а це можливо при РплРп.к.Рп.к. - тиск початку конденсації. Якщо Рпл > Рп.к. то це означає що фазова проникність пласта зменшалася за рахунок просування води по окремих пропластках до свердловини.
ноді коефіцієнти А і В можуть зменшуватись. Це може мати місце зразу ж після пуску свердловини в експлуатацію коли вона вийшла з буріння і має місце очищення привибійної зони від промивної рідини яка проникла в пласт в процесі його розкриття.
Під абсолютним вільним дебітом розуміють такий дебіт який можна було би отримати по свердловині при створенні тиску на вибої рівному атмосферному тискові Рв = 0.1 МПа.
Абсолютно вільний дебіт є тепер оцінювальним критерієм видобувних можливостей свердловини.
і 7. Це є ніщо інше як криві стабілізації дебіту і тиску. Обробка цих кривих дає можливість визначити деякі параметри пласта крім того обробка цих кривих дає можливість визначити час роботи свердловини на кожному режимі при її дослідженні.
Це є ніщо інше як крива відношення тиску (КВТ) обробка якої дозволяє визначити ряд параметрів пласта які іншими способами визначити практично не можливо. Можна визначити емпостійний параметр mh який необхідний для розрахунку запасів газу гідропровідність khm провідність к п’єзопровідність сумарний параметр.
Скін-ефект (СК) - це засмічення привибійної зони глинистим розчином або фільтратом при бурінні або перфорації будову покладу (це наявність або відсутність тектонічних порушень) їх місце знаходження можна визначити зони з пониженою проникністю пласта.
По цьому графіку визначається максимально допустимий робочий дебіт з умови збереження пласта від руйнувань.
Обробка результатів дослідження свердловини
Відомо що формула припливу газу до свердловини має такий вигляд
Основним завданням обробки результатів є визначення коефіцієнтів фільтрації опорів А і В. Спочатку будується індикаторна діаграма.
Бувають випадки коли пластовий тиск виміряти неможливо.
Pпл2 - Рв12 = AQ1+BQ12
Pпл2 - Рв22 = AQ2+BQ22
Pв12 - Рв22 = A×(Q1- Q2) +B×(Q12-Q22)
В загальному вигляді
За допомогою коефіцієнта А можна визначити величину khm (гідропровідність пласта)
де l - визначаємо за допомогою коефіцієнта В.
5 Характеристика та аналіз методів дії на привибійну зону пласта
В міцних слабо-проникних колекторах прилив газу до свердловини дуже малий не дивлячись на велику депресію на пласт. В таких випадках застосовують вплив на привибійну зону з метою штучного збільшення проникності привибійної зони пласта і це часто дає хороші результати тому-то найбільші втрати тиску мають місце в привибійній зоні пласта.
Збільшення проникності пласта відбувається за рахунок збільшення діаметрів порових каналів а також за рахунок очищення порових каналів від засмічування крім того за рахунок збільшення розмірів дренажних каналів і тому подібного.
До методів збільшення проникності пласта відносяться такі методи:
Гідравлічний розрив пласта.
Соляно-кислотна обробка.
В деяких випадках термо-кислотна обробка.
Гідро-піскоструминна перфорація.
Торпедування свердловини.
Нафтові та газоконденсатні ванни.
Осушення привибійної зони пласта (шляхом нагнітання в пласт сухого газу).
Глино-кислотна обробка свердловини.
Застосування ядерних вибухів.
Вибір метода впливу на привибійну зону пласта визначається пластовими умовами а також причинами які призвели до зменшення припливу газу до свердловини.
Суть гідророзриву пласта заключається в тому що при закачці в пласт рідини на великій швидкості (швидкість що перевищує швидкість поглинання рідини пластом) при цьому тиск на вибої свердловини почне наростати і при досягненні певної величини у пласті розширюються існуючі тріщини та утворюються нові. Для того щоб ці тріщини не зімкнулись після зменшення тиску нагнітання їх заповнюють крупнозернистим піском частіше всього це кварцовий пісок фракції від 0.5 мм до 2 мм. А також в глибоких свердловинах в якості розклинюючого агенту використовують більш тверді матеріали: скляні пластмасові шари корунд та інші.
Ефективність проведення ГРП залежить від:
- фізики-механічних властивостей пласта;
- умов залягання пласта;
- якості проведення ГРП.
Суть гідропіскоструминної перфорації (ГПП) полягає в тому що руйнування металу труб цементного кільця та породи продуктивного пласта відбувається за рахунок потоку рідини в якому знаходяться абразивний матеріал. В якості абразивного матеріалу використовують кварцовий пісок барит гематит. При виборі рідини для проведення ГПП необхідно звертати увагу на те щоб рідина не зменшувала продуктивність і проникність пласта вона повинна сприяти та покращувати фільтраційні властивості привибійної зони і сприяти виносу перфораційного матеріалу. В основному використовують прісну технічну воду з домішками поверхнево активних речовин (ПАР). Також використовують ГПП на глинистих розчинах але їх застосовують лише при наявності в пласті великої кількості глинистих прошарків та у тому випадку коли в пласті присутній високий пластовий тиск.
Перевага ГПП над іншими способами перфорації (кулькової торпедної кумулятивної) полягає:
- можна регулювати довжину і кут нахилу перфораційного отвору;
- цементне кільце не руйнується і зберігає свою міцність;
- краї утворених отворів в колоні рівні та гладкі;
- прилади які використовуються при ГПП прості та надійні в роботі; їх можна використовувати в свердловинах практично любого діаметра;
- після ГПП можна проводити любі методи інтенсифікації не піднімаючи інструмента на поверхню;
- довжина перфораційних каналів значно більша ніж при інших видах перфорації і може досягати до 500-700 мм при площі фільтрації каналів більшій у 20-30 разів;
- при ГПП не має місце ущільнення породи в кінці перфораційного каналу.
Основним призначенням теплової дії на привибійну зону свердловини є збільшення проникності привибійної зони за рахунок розчинення на стінках пор відкладів парафіну й абсорбційно-сольфатних шарів активних компонентів нафти таких як смоли асфальтени органічні кислоти. Продуктивний пласт біля свердловини нагрівається двома способами:
- за допомогою нагрівача який розташовується на вибої свердловини (елктронагрівач газова горілка або термоакустичний нагрівач);
- закачка теплоносія в пласт (насичений або перегрітий пар гаряча вода нафта або розчинник).
Найбільше використання на промислі мають циклічний та стаціонарний електронагрів термоакустична та пароциклічна дія на привибійну зону. Кожний з цих методів має свою специфіку та область використання а також має свої переваги і недоліки.
Приведемо приклади використання тих чи інших методів дії на привибійну зону в залежності від умов експлуатації свердловини. Соляно-кислотна обробка пласта дає хороший результат якщо її провести в слабопроникних карбонатних колекторах; в глинистих пісковиках дає результат застосування глино-кислотної обробки (суміш соляної та плавикової кислот HCl+HF). В щільних слабопроникних колекторах при відсутності карбонатів можна отримати хороший результат зробивши гідравлічний розрив пласта. Якщо продуктивний пласт високопроникний то в процесі буріння свердловини в нього проникає значна кількість бурового розчину і його фільтрату: чим більша проникність тим більше засмічування. В таких випадках може дати хороший результат глинокислотна обробка а при відсутності суміші кислот HCl+HF можна отримати результат від нафтової або газоконденсатної ванної.[2]
6 Заходи попередження виникнення ускладнень при експлуатації свердловин
Накопичений опит розробки газових родовищ в майкопських відкладах показує що в більшості випадків проявляється газовий режим і ускладнюється факторами при експлуатації свердловин є розрушення привибійної зони продуктивного пласта та винос продуктів руйнування в стовбур свердловин с появленням в продукції свердловини води виникнення “рідких ”поступово ущільнюючих глинисто-алевритотвих пробок.
Заходи по профілактики цих ускладнень повинні вміщувати дотримання допустимих депресій на пласт та застосовувати внутрішньо свердловинні захисні фільтри.
Короткочасні випробування горизонта М-V в свердловині1 пробуреній в сводовій частині родовища показали відсутність продуктів розпаду привибійної зони пласта з продукції свердловин в діапазоні депресій 282-066 МПа при відборах газу 1734-562 тис.м3добу. Але короткочасність відробки свердловин на режимах (05-2 год.) не дозволяє обосновати початкову допустиму депресію. Тому вона прийнята на рівні 10 МПа по аналогії з горизонтом М-V Голіцинського родовища де випробованнія розвідних свердловин пробуренних зі стаціонарних платформ були тривалими та якісними. Допустима початкова депресія підлягає уточненню в процесі дослідно-промислової експлуатації горизонта М-V.
Випробування пласта М- приведенна на 3-х режимах з приблизною оцінкою виробництва та депресії при неусталених режимах і відповідно ні в якому разі не можуть бути використанні для обосновання допустимої депресії. Характерно що в інтервалі відборів 63-69 тис.м3добу при депресії 10-33 МПа спостерігався винос породи та перекриття нею клапана дослідника пластів. На більш низьких відборах випробування не проведенні. Тому початкова допустима депресія по М- може бути прийнята по аналогії з М- Південно-Голіцинського родовища.
Горизонт N-1 складен глинистими вапняками та мергелями. При його випробуваннях в свердловині 1 на семи режимах при відборі Газа від 175 до 925 тис. м3добу та депресіях від 001 до 13 МПа яких-небудь ускладненьне спостерігається. Початкова депресія для технологічних розрахунків може бути прийнята рівна 018 МПа при відборах Газа 30 тис.м 3добу з метою підтримання тиску на вибої для забезпечення транспортна на берегові конструкції.
Свердловини які експлуатують пласт N-1(тортон) фільтрами не обладнуються.
В газі родовища спостерігається наявність вуглекислотного газа в обсязі 0077-0361 %. Проведена перевірка по величинам парціального тиска в умовах видобування підготовки та транспорту продукції показала можливість відсутності корозії. Але в процесі дослідно-промислової експлуатації рекомендується провести опитні роботи по оцінці корозійної активності продукції родовища.[2]

Таблиці.docx

Розглядувані інститутом ВНДПшельф варіанти розробки покладу горизонту М-5 Архангельського ГР
Кількість свердло-вин
Максимальний річний відбір газу
Народ-ногос-по-дарсь-
Проектні показники розробки покладу горизонту М-5 Архангельського ГР 6 варіант (ЦТП-7 БК-1 БК-2)

Аналіз експлуатації свердловин на Архангельському газовому родовищі.docx

2 Аналіз експлуатації свердловин на Архангельському газовому родовищі
У 1990 р. родовище облаштоване Центральною технологічною платформою (ЦТП-7) з якої пробурено вісім експлуатаційних свердловин 1011121314151617 на майкопський продуктивний горизонт три з них 10 (2002 р.) 11 (2001 р.) 15 (2005 р.) з технічних причин переведені на вищерозміщений тортонський продуктивний горизонт. Через родовище проходить траса газопроводу 426х16 мм з МСП-17 Штормового ГКР на вузол ежектування бухти Очеретай далі на Глібовську установку комплексної підготовки газу (УКПГ). У межах родовища скупчення газу приурочені до майкопських (горизонти М-3 М-5) і тортонських (горизонти N-1t) відкладів. Промислово газоносними є майкопський горизонт і тортонський горизонт які розробляються роздільними сітками свердловин. З майкопських відкладів з 1992 року до теперішнього часу відібрано лише 645% газу від балансових запасів. Причина низької продуктивності і нестабільної роботи експлуатаційних свердловин майкопського продуктивного горизонту представленого слабозцементованими прошарками глинистих алевритів і алевролітів з домішками пеліту полягає в руйнуванні слабозцементованих низькопроникних колекторів у привибійних зонах свердловин при незначній депресії тиску на пласт утворення на вибоях глинисто-піщаних пробок і розбуханні глинистих порід при скупченні пластової води. Періодичні продування і промивки свердловин водними концентрованими розчинами поверхнево-активних речовин з метою ліквідації глинисто-піщаних пробок дають короткочасний ефект. Тортонський продуктивний горизонт представлений високопроникним стійким колектором (вапняками) з якого з 2001 року відібрано 28% газу від балансових запасів.
Рис. 2.4 - Схема Архангельського багатопластового газового родовища розташованого на шельфі Чорного моря
Майкопський поклад був випробуваний у розвідувальній свердловині 1. При випробуванні інтервалу глибин 855 – 891 м на діафрагмі 10 мм було одержано приплив газу з дебітом 118 тис.м3д при депресії тиску на пласт 194 МПа (табл.2.1).
Результати випробування та дослідження розвідувальної свердловини 1
Майкопська продуктивна пачка М-5 достатньо чітко виділяється в розрізі відкладів майкопу за геофізичними матеріалами. Товщина її відносно витримана за площею і змінюється від 34 м в склепінні до 45 м на периферії. Кількість проникних інтервалів досягає 10 на них доводиться 55% загальної товщини. Газонасичена товщина пачки М-5 в розвідувальній свердловині 1 дорівнює 168 м.
За даними опису керну відібраного зі свердловини 1 (інтервали глибин 861-869 м і 869-877 м) відклади майкопської продуктивної пачки представлені переважно прошарками глинистих алевритів і алевролітів з домішками пеліту які чергуються з темно-сірими глинами. Алевроліти сірі темно-сірі щільні неміцні слюдяні місцями глинисті з майже вертикальними тріщинами. Глини сірі зеленувато-сірі щільні місцями алевролітисті переходять у тонкі прошарки алевролітів зустрічаються відбитки зруйнованих раковин. Для порід-колекторів визначальною є алевритова фракція розмірами 007-001 мм яка досягає 5812%. При цьому зміст пелітової фракції складає 3259%. Карбонатність порід низька (1-462%). Відкрита пористість виміряна за відібраними зразками коливається в межах 2567-3924%. По 4 зразках керна які підняті з інтервалу ефективної товщини середнє значення відкритої пористості дорівнює 29%. Проникність по нашаруванню виміряна за зразками керна змінюється від 178 х 10-15 до 57 8 x 10-15 м2. Середнє значення коефіцієнта пористості складає 029 коефіцієнти газонасиченості - 003 мкм2.
Майкопський поклад М-5 обмежений контуром газоносності проведеним на відмітці мінус 908 м який відповідає підошві газоносного прошарку в свердловині 2. У межах цього контуру газоносна площа становить 286 км2. Тип покладу - пластовий склепінний розмірами 8x425 км. Висота покладу - 82 м. Враховуючи цілком витриманий характер розповсюдження колектора по площі й отримання з нього промислового припливу газу всі запаси газу в межах встановленого контуру газоносності віднесені до категорії С1.
На державному балансі по майкопському горизонту М-5 вважаються запаси (початкові) в об'ємах: по категорії С1 - 4909 млн.м3 С2 - 3921 млн.м3. До категорії С1 віднесені запаси газу зосереджені в межах внутрішнього контуру газоносності. Запаси категорії С2 підраховані на площі між внутрішнім і зовнішнім контурами газоносності. УкрНДгазом у процесі проведення аналізу розробки родовища з урахуванням уточнених структурних побудов була переглянута оцінка категорійності запасів. За покладом пачки М-5 всі запаси газу в межах прийнятого контуру газоносності на відмітці - 908 м віднесено до категорії С1. Величина їх становить 5887 млн.м3.
У «Проекті дослідно-промислової експлуатації Архангельського газового родовища» що складений у 1988 році Всесоюзним науково-дослідним і проектним інститутом нафтогазопромислових споруд на континентальному шельфі (ВНДПшельф) на підставі техніко-економічних розрахунків до промислового впровадження рекомендований варіант з 24-ма експлуатаційними свердловинами на трьох платформах передбачалося що інша кількість платформ погіршує технологічні та економічні показники розробки (рис.2.9).
Основним експлуатаційним об'єктом при складанні проекту ДПР був прийнятий поклад горизонту М-5. Тортонський горизонт N-1t розглядався як поворотний об'єкт. Передбачалося рівномірне дренування покладу при максимальному відхиленні свердловин від вертикалі 500 м для глибини продуктивного горизонту М-5 - 930 м. Відстань між свердловинами у кільцевому ряду проектувалася 450 м. Як показали виконані інститутом ВНДПшельф розрахунки при зменшенні числа свердловин на БК погіршуються технологічні показники розробки і знижується величина народногосподарського ефекту. нститут визнав технологічно недоцільним збільшення кількості експлуатаційних свердловин на БК для розробки майкопського продуктивного горизонту Архангельського ГР. Фахівці інституту ВНДПшельф у «Проекті дослідно-промислової експлуатації Архангельського газового родовища» розглянули п'ять варіантів розробки Архангельського ГР (табл.2.2).
Рис. 2.5- Схема розміщення експлуатаційних свердловин на площі Архангельського ГР за варіантом розробки з ЦТП – 7 та двох блок-кондукторів
Але за результатами ДПР з центральної технологічної платформи ЦТП-7
виявлена істотна невідповідність проектних і фактичних показників розробки: дебітів робочих тисків об'ємів видобутку газу. У зв'язку з цим виникла необхідність унесення відповідних коректив у проект дослідно-промислової експлуатації. У 1996 р. УкрНДгазом складений «Аналіз і коректив ипроекту ДПР Архангельського газового родовища». Для реалізації рекомендований 6-й варіант згідно з яким крім семи наявних експлуатаційних свердловин на ЦТП-7 у 2000 р. будується додатково газопровід і блок-кондуктор БК-1.
Вводиться додатково вісім експлуатаційних свердловин на майкопський продуктивний горизонт М-5. У 2002 р. пропонувалося будувати ще один газопровід і блок-кондуктор БК-2 з вісьмома експлуатаційними свердловинами на горизонт М-5. Передбачувані проектні показники розробки продуктивного горизонту М-5 Архангельського газового родовища за 6-м варіантом наведені в таблиці 2.3 та рисунку 2.10. Але і шостий варіант не був реалізований через великі витрати на дооблаштування родовища і низьку рентабельність.
Фактично для проведення дослідно-промислової розробки на родовищі з центральної технологічної платформи (ЦТП-7) пробурені вісім свердловин на майкопський поклад М-5 зокрема одну вертикальну свердловину (11) і сім похило-скерованих (10121314151617). Глибина свердловин за профілем залежно від кривизни становить від 931 м (свердловина 11 - вертикальна) до 1210 м (св. 13). Конструкція свердловин у своєму складі містить: водоізолюючу колону діаметром 630 мм і довжиною 94 - 113 м; кондуктор діаметром 324 мм з глибиною спуску до 260 м; експлуатаційну колону діаметром 168 мм(св. 1012131417) і 140 мм (св. 111516). Цемент у всіх свердловинах піднятий до гирла окрім свердловини 10 в якій висота цементу становить 68 м від гирла. Розкриття продуктивного горизонту в свердловинах 10 і 11 проведено перфоратором ПКС-80 по 13 отворів на один метр. Початковий дебіт свердловини 10на штуцері 8 мм дорівнював 616 тис.м3д дебіт свердловини 11 – 695 тис.м3д. Свердловини 12141617 обладнані заколонними склопластиковими фільтрами які є складовою частиною експлуатаційної колони. У свердловині 15 обладнаної склопластиковим фільтром був втрачений зв'язок з пластом внаслідок чого проведена перфорація фільтра (ПКС - 80 по 4 отвори на метр довжини) початковий дебіт газу після перфорації на штуцері 6 мм становив 327 тис.м3д. У свердловині 17 склопластиковий фільтр встановлений в інтервалі 982 – 1039 м. У свердловинах 13 і 16 встановлено вибійне обладнання КСО - 73140-210. Свердловина 13 обладнана щілинним фільтром в інтервалі 1123 – 1179 м дебіт на штуцері 8 мм становив 68 тис.м3д. Свердловина 16 обладнана щілинним фільтром в інтервалі 1048 – 1077 м дебіт на штуцері 8 мм становив 76 тис.м3д. Всі експлуатаційні свердловини обладнані 73-мм насосно-компресорними трубами глибина спуску яких відносно розкритого інтервалу різна. У свердловинах 10 11 12 башмак НКТ був на рівні покрівлі або на декілька метрів вище за інтервал перфорації фільтра. У свердловинах 13 і 16 НКТ частково перекривають інтервал фільтру. У свердловині 15 башмак НКТ був у підошві інтервалу перфорації у свердловинах 14 17 – НКТ перекривають
Рис. 2.6 - Порівняння шостого проектного варіанту з фактичними
показниками розробки майкопського покладу Архангельського ГР
фільтр практично на всю його довжину. У свердловині 11 насосно-компресорні труби були спущені на глибину 863 м при інтервалі перфорації 8704 - 8782 м. При уведенні свердловини в експлуатацію виявлена відсутність з'єднання між трубним і затрубним просторами. Для підтримання постійного дебіту газу здійснювалося монотонне зниження робочого тиску. У червні - липні 1993 р. відбулося різке зниження дебіту газу з 39 до 2 тис.м3доб. З липня 1994 р. свердловина простоювала. У лютому 2001 р. на свердловині 11 встановлено ліквідаційний міст в інтервалі глибин 700 – 931 м. Свердловина переведена на верхній тортонський продуктивний горизонт. Експлуатаційна колона 140 мм перфорована по стовбуру в інтервалі глибин 616 – 6576 м перфораторами ПКС-80 з розрахунку 12 отворів на 1 м довжини. Одержано приплив газу з дебітом 553 тис.м3д через діафрагму з діаметром отвору 8 мм.
При пуску в експлуатацію свердловини 10 утворилася потужна глиниста пробка на її вибої в інтервалі перфорації (918 - 964 м). Оскільки насосно-компресорні труби були спущені до верхніх отворів інтервалу перфорації на глибину 920 м то при освоєнні свердловини не вдалося промити вибій від рідини і механічних частинок. Нічого не дали продування свердловин в атмосферу. З 26.05.1995 р. свердловину 10 перевели в категорію контрольних і вона періодично експлуатувалася з дебітом газу 1 тис.м3д. У грудні 2001 р. на свердловині 10 встановлено ліквідаційний міст в інтервалі глибин 770-964 м. Свердловина переведена на верхній тортонський продуктивний горизонт N-lt. Експлуатаційна колона 168 мм перфорована по стовбуру в інтервалі глибин 6270 – 670 м перфораторами ПКС-80 з розрахунку 12 отворів на 1 м довжини. Одержано приплив газу з дебітом 338 тис.м3д через діафрагму з діаметром отвору 6 мм. У грудні 2005 р. на свердловині 15 встановлено ліквідаційний міст свердловина переведена на верхній тортонський горизонт. Одержано приплив газу з дебітом 36 тис.м3д через діафрагму з діаметром отвору 7 мм.
Основним ускладненням при експлуатації свердловин є накопичення на вибої рідини і продуктів руйнування привибійної зони. Низькі дебіти та швидкості руху газу на вході в НКТ не забезпечують в повному об'ємі винесення рідини і твердих частинок на поверхню а при збільшенні швидкості руху газу відбувається руйнування пласта. Порода що виноситься з газом призводить до руйнування гирлового обладнання (штуцерів штуцерних камер замкової арматури та ін.).
За технологічним режимом свердловини на тортонські поклади експлуатуються з депресіями тиску на пласт 003 МПа (св. 11) і 024 МПа (св.10) які становлять відповідно 0477% і 381% від поточного пластового тиску.
Свердловина 12 що експлуатує майкопські поклади працює з депресією тиску на пласт 071 МПа (861% від поточного пластового тиску). Свердловини 13 14 експлуатуються з депресією тиску на пласт 092 МПа (1115% від поточного пластового тиску) свердловина 16 - з депресією тиску на пласт 197 МПа (2388% від поточного пластового тиску) а свердловина 17 - з депресією тиску на пласт 194 МПа (2462% від поточного пластового тиску). Для незцементованих порід існуючі депресії тиску на пласт в окремих свердловинах є чималими.
На рис. 2.7 – 2.10 вказані робочі режими експлуатаційних свердловин №1011121314151617 при видобутку газу з майкопського продуктивного горизонту М-5 з 1991 р. свердловин 1011 при переведенні з 2001 р. і свердловини №15 при переведенні з 2005 р. на тортонський продуктивний горизонт N-lt. Результати дослідження свердловин № 1011121314151617 при видобутку газу з покладу М-5 в період експлуатації 1991 - 1992 р.р.
Робота свердловин майкопського покладу ускладнюється утворенням глинисто-піщаних пробок у насосно-компресорних трубах і кільцевому просторі та скупченням рідини на вибоях. Привибійні зони у свердловинах які експлуатують майкопський поклад зруйновані. Постійно виноситься пластова порода з утворенням глинисто-піщаних пробок. Накопичення на вибоях свердловин води і продуктів руйнування пласта призводить до утворення в
Рис. 2.7 - Фактичні показники розробки майкопського М-5 і тортонського N-1t покладів Архангельського ГР
Рис. 2.8 - Фактичні тиски при розробці майкопського покладу М-5 Архангельського ГР
стовбурі свердловини "рідких" глинисто-алевритових пробок. Ліквідація їх шляхом періодичних продувань на факел в атмосферу призводить до безповоротних втрат газу подальших ускладнень у процесі експлуатації свердловин оскільки підвищені швидкості руху газового потоку в процесі продувань свердловин викликають ще більше руйнування пласта. Утворення глинисто-піщаних пробок у насосно-компресорних трубах супроводжується різким зменшенням тиску на гирлі свердловини. Для їх ліквідації здійснюється періодичне закачування в затрубний простір концентрованого водного розчину ПАР (50 - 100 л) який в газовому середовищі перемішується з водою пласта що накопичується на забої сприяє піноутворенню і винесенню рідини з глинисто-піщаними частинками із вибою свердловини.
Рис. 2.9 - Фактичні показники експлуатації свердловин майкопського покладу
М-5 Архангельського ГРРис. 2.10 - Порівняння проектних і фактичних показників розробки
майкопського покладу
У 1999 р. провели кріплення привибійної зони у свердловині 17 (М-5) закачавши в привибійну зону компоненти на нафтовій основі за технологією науково-дослідного інституту. Результат був негативний свердловина 17 більше одного року не проявляла себе. У квітні 2000 р. повторно виконали ремонт свердловини 17. Свердловину заповнили полімерним розчином і промили впродовж трьох циклів. З метою обробки інтервалу перфорації встановили кислотну ванну з соляної кислоти з додаванням оцтової і лимонної кислот впродовж 2 годин 50 хвилин. У результаті одержано приплив газу з дебітом 8 тис.м3д через діафрагму діаметром 3 мм. Аналогічні роботи були виконані на свердловині 15 (М-5). Через руйнування привибійної зони позитивного результату не одержано.
снуюча технологія інтенсифікації винесення з вибою свердловин механічних частинок не дає позитивного результату оскільки це призводить до інтенсивнішого руйнування породи і в результаті - до зім’яття експлуатаційної колони в майкопському продуктивному горизонті. За рекомендацією ДП "Центр Геотехнологій" (Дніпропетровськ 2004 р.) у свердловинах Архангельського газового родовища виконано очищення привибійної зони пласта методом зворотної промивки з використанням комплексної суміші яка є водним розчином 5% триполіфосфата натрія і 35% рідкого скла. Для винесення з вибою свердловин механічних частинок і води подавали на вибій свердловин водний розчин 2% неонолу АФ9-10 5% триполіфосфата натрія і 35% рідкого скла. За даними за лютий 2004 р. періодичне закачування суміші здійснювалося в чотирьох свердловинах 10131417 по 4-5 операцій тривалістю по 30 хвилин.
За одну обробку закачувалося по 25 л реагенту. Всього закачано за місяць 625 л реагенту. Приріст дебіту газу по окремих свердловинах змінюється від 02 тис.м3д (свердловини 1317) до 05 тис.м3д (свердловина 14). Додатковий місячний видобуток газу змінюється від 58 тис.м3 (свердловини 1317) до 145 тис.м3 (свердловина 14). Одержано незначний ефект що не виправдав понесені витрати.
з початку розробки на 1.01.2005 р. з майкопських покладів М-5 відібрано 316661 млн.м3 газу (6450% від початкових балансових запасів газу в об'ємі 4909 млн.м3). Враховуючи сумарний видобуток газу з майкопського покладу М-5 за попередній період то 75% від балансових запасів газу в обсязі 3682 млн.м3 можливо відібрати через 450 років.
з початку розробки на 1.01.2005 р. з тортонських покладів N-1t відібрано 4876 млн.м3 (28023% від початкових балансових запасів газу в об'ємі 174 млн.м3). Враховуючи сумарний видобуток газу з тортонського покладу N-1t за попередній період і якщо прийняти подальший річний видобуток газу на рівні 13 млн.м3 то 75% від балансових запасів газу в об'ємі 1305 млн.м3 можливо відібрати через 95 років.
Всього за 14 років з початку розробки на 01.01.2005 р. з Архангельського родовища відібрано 365421 млн.м3 газу (7189% від початкових балансових запасів газу в родовищі в об'ємі 5083 млн.м³).
Низькі значення річного відбору газу і коефіцієнту поточного газовилучення з майкопського покладу порівняно з тортонським покладом пояснюються руйнуванням привибійної зони і утворенням на вибої (у насосно-компресорних трубах і затрубному просторі) глинисто-піщаних пробок.
Однією зі спроб вирішення цієї проблеми є технологія застосування внутрипластових фільтрів розроблених нститутом проблем нафти і газу Російської академії наук.
У 2006 р. були проведені дослідно-промислові випробування а в 2007 р. виконані роботи по створенню породоутворюючих протипіщаних фільтрів на двох газових свердловинах на сеноманських відкладах Уренгойського ГКР результати яких виявилися позитивними. Таким чином розроблена і реалізована в промислових умовах нова технологія боротьби з піскопроявленням в газових свердловинах у вигляді створення внутрипластового фільтра який зміцнює привибійну зону газової свердловини і перешкоджає виносу піску і конденсованої води в свердловину.
Зараз велика кількість газових родовищ знаходяться в стадії зменшення видобутку. На цьому тлі на багатьох свердловинах відбувається руйнування привибійної зони продуктивного пласта що характеризується виносом піску на вибій свердловини утворенням піщаних пробок в багатьох випадках скупченням рідини; пісок (механічні домішки) потрапляє і накопичується в обладнанні і трубопроводах що є вкрай небажаним. Один з напрямків вирішення науково-технічної задачі при експлуатації родовищ на пізній стадії - розробка технологій боротьби з пісководопроявленням. Крім того тривалий період експлуатації свердловин негативний вплив пластової води на продуктивний колектор погіршують стан привибійної зони сприяють дезінтеграції породи-колектора і посиленню піско- і водопроявів. В даний час одним з найбільш поширених та ефективних способів запобігання виносу піску при експлуатації свердловин в слабозцементованих колекторах на родовищах ПСГ є установка гравійно-намивних фільтрів. У той же час не всі свердловини підходять за своїми геолого-технічними та технологічними параметрами під обладнання їх протипіщаними гравійними фільтрами. Крім того обладнання свердловин гравійними фільтрами - операція досить трудомістка і вимагає великих тимчасових і матеріальних витрат. А в ряді випадків геолого-технічний стан ряду свердловин не відповідає критеріям вибору для обладнання їх протипіщаними гравійними фільтрами і в той же час заходи спрямовані на обмеження піскопроявлення необхідні. Одним з можливих альтернативних рішень є розроблена в ПНГ РАН технологія для зниження пісководопроявлень на основі полімерних матеріалів. В результаті розробки і застосування спеціальної технології в районі привибійної зони утворюється внутрипластовий фільтр який зміцнює привибійну зону свердловини і перешкоджає виносу піску і води.
Технологія боротьби з пісководопроявленням в газових свердловинах за технологією нституту проблем нафти і газу (внутрипластового фільтра - "Темпоскрін-фільтр") здійснюється в такій послідовності:
-підготовка свердловин;
-підготовка необхідних спецматеріалів до роботи;
-складання технологічних планів на проведення робіт;
-створення внутрипластового фільтра (закріплення привибійної зони пласта (ПЗП) за технологією ПНГ РАН);
-проведення спеціальних досліджень після закріплення ПЗП (створення фільтра) в тому числі ГДВ та інших геофізичних досліджень;
-обробка та інтерпретація отриманої геолого-промислової інформації включаючи комплексний аналіз результатів.
На підставі лабораторних досліджень у ПНГ РАН і стендових випробувань в НТЦ ТОВ "Уренгойгазпром" було встановлено що втрата рухливості піску в напрямку потоку фільтрації пригнічується шаром породоутворюючого фільтру завтовшки не менше 03 м. Орієнтовна потреба реагенту для утворення породоутворюючого фільтру розраховується з припущення створення нерухомої області привибійної зони (фільтра) на відстані 05-15 м від осі (центру) свердловини.
В якості об'єктів випробування були запропоновані сеноманські відклади Уренгойського ГКР. Розріз продуктивної товщі тут літологічно представлений відкладенням піщано-глинистих порід. Колектори складені рихлими і слабозцементованими пісковиками і пісками з коефіцієнтом пористості від 28 до 39% колектори високопроникні з коефіцієнтом проникності від 03 до 35 мкм2 з поверхом газоносності до 230 м. Дуже хороші фільтраційно-ємнісні властивості при ефективній товщині від декількох десятків до сотень метрів забезпечили на початковому етапі експлуатації поклади високу продуктивність свердловин. Швидке освоєння свердловин після буріння і їх введення в експлуатаційний режим максимально діючий експлуатаційний фонд свердловин максимальний рівень річного видобутку - всі ці фактори свідчать про інтенсивну розробці родовища що призвело до швидкого падіння тиску (у 2-3 рази) та підняттю ГВК на сеноманські поклади.
Крім того інтенсивна розробка родовища в таких геологічних умовах при великому поверсі газоносності високої неоднорідності колекторів за пористості проникності і глинистості призводить до різного вироблення окремих прошарків і як наслідок до їх обводнення і піскопрояву.
В умовах газового покладу сеноманських відкладів кількість піску і вологи які виносяться залежить від різних причин зокрема місце розташування свердловини умови і режим експлуатації поточний стан ГВК наявність суперколекторів (чим краще фільтраційно-ємнісні властивості пласта тим більше кількість виноситься вологи і винос піску). Для вивчення можливостей обмеження виносу піску і води що містяться в газі ПНГ РАН запропонована технологія утворення в породі породоутворюючого фільтра як ефективний захід щодо обмеження виносу механічних домішок і обмеження припливу води.
У 2006 р. на УГКР для сеноманських родовищ для виробничих випробувань нової технології запропоновано дві свердловини з пісководопроявленням. Для проведення робіт була докладно розглянута геолого-технічна інформація про перераховані свердловини: конструкція свердловин; стратиграфія і літологія розрізу; каротаж (висновок за даними промислово-геофізичних досліджень); дані про тиск дебіту температури інтервали перфорації та інші матеріали.
Конструкція і технічний стан свердловин наводяться нижче.
Експлуатаційна колона діаметром 219 мм довжиною 12494 м зацементована до 324 м спресована до тиску 13 МПа. Штучний вибій на глибині 1235 м поточний вибій - 1157 м. нтервал перфорації знаходиться на глибині 1108-1150 м ГВК - 1198 м. НКТ діаметром 1683 мм довжиною 1140 м. Пакер ПСС-219140 розташований в інтервалі 944 6-9470 м. Свердловина знаходиться в роботі.
Експлуатаційна колона діаметром 168 мм довжиною 125225 м зацементувати до гирла опресовані до тиску 13 МПа. Штучний вибій на глибині 1242 м поточний вибій -1234 м. нтервали перфорації знаходяться на глибині 1204-1217 і 1229-1237 м ГВК - 1247 м (за геомоделлю). НКТ діаметром 114 мм довжиною 118622 м. Пакер 2ПД-ЯГ встановлений в інтервалі 95328-95508 м. Свердловина знаходиться в роботі.
Всі роботи проводилися згідно з розробленими програмами з обмеження пісководопроявлення в газових свердловинах із застосуванням технології ПНГ РАН при цьому обов'язковим елементом було проведення спеціальних ДДВ згідно Технологічного регламенту на проведення спеціальних досліджень сеноманських свердловин на родовищі Уренгойському та інструкції з використання.
Отримані результати проведених випробувань підтвердили припущення про можливість створення породоутворюючих протипіщаних фільтрів з одночасним "відсіканням" (зниженням) конденсованої води в газі. При цьому дебіти по газу практично не зменшуються а навіть збільшуються в часі. Таким чином розроблена і реалізована в промислових умовах нова технологія боротьби з піскопроявленням в газових свердловинах у вигляді створення внутрипластового фільтра який зміцнює привибійну зону газової свердловини і перешкоджає виносу піску і води в свердловину.
Оскільки геолого-промислова характеристика а саме породи-колектори у продуктивному горизонті а також фільраційно-ємнісні властивості сеноманських відкладів аналогічні до відкладів майкопу я вважаю що застосування внутрипластових фільтрів «Темпоскрін-фільтр» буде доцільним на Архангельському ГР. Слід відмітити що вартість робіт за технологією ПНГ РАН значно нижча у порівнянні з вартістю технологією яка використовувалась раніше- наприклад гравійних фільтрів.

ГПП.doc

3 Техніко-технологічна частина проектування інтенсифікації припливу газу за допомогою гідропіскоструминної перфорації з проектної свердловини №1
1 Важливість якісного вторинного розкриття пластів
Якісне розкриття нафтогазових пластів бурінням і перфорацією є передумовою забезпечення надійного гідродинамічного зв'язку пласта зі свердловиною і відповідно освоєння свердловин з оптимальною продуктивністю. На практиці продуктивність одного і того самого пласта в свердловинах що знаходяться в однакових геологічних умовах часто відрізняється між собою в 15-2 рази а інколи в 5-10 разів. Здебільшого це пояснюється гідродинамічною недосконалістю свердловин тобто різним станом привибійної зони пласта.
Відомо що свердловина гідродинамічно досконала при повному і якісному розкритті пласта якщо стовбур свердловини не обсаджений в інтервалі продуктивного пласта і флюїд надходить з усієї поверхні пробуреного стовбура.
У привибійній зоні пласта діють певні фільтраційні опори обумовлені його місткісно-фільтраційною характеристикою способом розкриття а також чинниками що зумовлюють закупорку пористого середовища під час первинного і вторинного розкриття та ін.
Відповідно до характеру фільтраційних опорів виділяють три види недосконалості свердловин за:
oякістю розкриття коли проникність привибійної зони пласта знижена порівняно з природною;
oступенем розкриття коли свердловина розкриває пласт не на всю товщу;
oхарактером розкриття коли зв'язок пласта зі свердловиною здійснюється не через відкритий вибій а через перфоровані отвори.
Ефективність гідродинамічного зв'язку пласта зі свердловиною характеризується коефіцієнтом гідродинамічної досконалості (φ) тобто відношенням фактичного дебіту свердловини (Qфакт ) до дебіту цієї самої свердловини якщо вона гідродинамічне досконала (Qдоск).
За умови якісного розкриття пласта якщо поверхня щілин чи перфораційних отворів становить одну чи дві десятих від поверхні колони в інтервалі пласта коефіцієнт досконалості –09-10 тобто реальний дебіт близький до гідродинамічно досконалої свердловини. Середнє фактичне значення коефіцієнта гідродинамічної досконалості свердловин визначеного за промисловими даними — 06 іноді значення набагато нижчі (до 004).
У промисловій практиці стан зони навколо перфораційного каналу і відповідно стан привибійної зони пласта (ПЗП) завжди відрізняється від природного стану пористого середовища до первинного розкриття. ПЗП змінюється також і в процесі вторинного розкриття пласта тобто при перфорації.
Вторинне розкриття перфорацією виконується в основному в середовищі бурового розчину на водній основі при репресії на пласт що призводить до проникнення в нього як твердої фази так і фільтрату. Фізико-хімічна взаємодія середовища часто зумовлює значне зниження проникності породи і продуктивності свердловини.
Сьогодні понад 95% об'єму перфорації забезпечується кумулятивними і дуже рідко кульовими перфораторами гідропіскоструминною (ГПП) до 5 %. Ефективність останньої знижується із збільшенням гідродинамічного тиску і глибини. А за допомогою ГПП досягають більш ефективного розкриття пластів. Проте ГПП потребує великої кількості насосних агрегатів часу на підготовчі роботи та на різання отворів.
Очевидно що ГПП потрібно використовувати для одержання припливів пластів де інші методи були неефективними а також підготовки свердловин до проведення кислотних обробок і гідророзривів пласта.
При цьому способі перфорації канал у перешкоді утвориться за рахунок гідромоніторного ефекту високошвидкісного струменя що виходить з насадки абразивної дії піску що міститься в струмені. Це поки єдиний промислово застосовуваний у даний час спосіб розкриття шарів що виключає вплив вибухових навантажень на шар і отже особливо доцільний у тих випадках коли механіко-активізаційні процеси можуть значно погіршити проникність пористого середовища.
Гідропіскоструминний перфоратор являє собою сталевий корпус з насадками з твердих сплавів при прокачуванні через які рідини з витратою 1-6 лс швидкість струменя досягає 200 мс. Для створення необхідних тисків при прокачуванні гідроабразивних сумішей використовуються насосні агрегати ЦА-320 4-АН700 і А4Ф-1050 кількість яких на одну операцію може змінюватися від 2 до 6 і більш. Час утворення одного каналу коливається від 20 до 30 хв. витрата робочої рідини - від 1 до 7 м3 піску - від 50 до 700 кг.
Як показали стендові випробовування а також промислові експерименти з використанням свердловинної мішені в умовах гідростатичних тисків характерних для свердловин середніх глибин глибина перфораційних каналів у породах середньої міцності не перевищує 135мм. З огляду на значно велику трудомісткість здійснення гідропіскоструминної перфорації в порівнянні з кумулятивних і кульовий на промислах вона застосовується в даний час досить рідко.
Питання гідропіскоструминної перфорації глибоко розглянуті Р.С. Яремійчуком і Ю.Д. Качмаром.
Як різновид описаного відомий метод азотогідропіскоструминної перфорації (м. вано-Франківськ). Сутність методу полягає в утворенні отворів або прорізів в обсадній колоні і каналів або виробок у цементному кільці і породі шару за допомогою газорідинного струменя що містить абразивний матеріал. Стверджується що за рахунок додавання газу в рідинно-піщану суміш можна значно (у 15-2 рази) збільшити розміри перфораційних каналів. На розміри виробки істотно впливає величина газогідровмісту. Поряд з можливістю збільшення довжини каналу при гідропіскоперфорації з азотом простежується ще ряд переваг у порівнянні з використанням рідинно-піщаних сумішей: створюється додатковий перепад на насадках за рахунок різниці густин аерованної суміші в НКТ у затрубному просторі що збільшується з зростанням глибини свердловини. При проведенні процесу важливий фактор успіху - створення тиску в свердловині значно менше гідростатичного. При цьому суміститься процес розкриття з викликом припливу при зниженому тиску на шар. Розроблені технологія й устаткування забезпечують проведення робіт у свердловинах глибиною 2000-2500 м. З деякими удосконаленнями технологія може бути використана в свердловинах глибиною до 5000 м. Невеликий обсяг впровадження був позитивним.
2 Гідропіскоструминна перфорація пласта
Метод гідропіскоструминної перфорації застосовується для утворення в обсаджених і необсаджених свердловинах виробок з великою поверхнею фільтрації в вигляді каналів або щілин різної конфігурації.
Для створення в пласті каналів в свердловину 1 (мал. 3.1.) спускають насосно-компресорні труби 2 і гідропіскоструминним апаратом 3 в якому встановлені дві-чотири насадки. 4. Рідинно-піщана суміш запомповується насосними агрегатами в насосно-компресорні труби (НКТ) звичайно при тисках 25 40 МПа на гирлі і при витратах 8 16 лс. При цьому швидкість витоку рідини з насадок складає 160 240 мс. Потенціальна енергія суміші в насадці перфоратора перетворюється в кінетичну енергію струменя яка використовується для руйнування металу цементного каменю і породи і утворення порожнини 6. Частинки зруйнованої породи виносяться із порожнини поверхневими потоками рідини і по затрубному простору піднімаються на поверхню. Для спрямування висхідного потоку на гирлі свердловини встановлюється сальник 7.
Рис. 3.1 - Принципова схема проведення гідропіскоструминної перфорації.
Процес виробки каналу в свердловинах обладнаних експлуатаційною колоною можна розділити на два етапи. На першому відбувається утворення отвору в колоні на другому - утворення каналу в цементному кільці і породі 5.
При гідропіскоструминній перфорації (ГПП) гідропіскоструминний апарат (ГПА) який змонтовано в нижній частині НКТ встановлюється або нерухомо якщо НКТ закріплені якорем до експлуатаційної колони або він може переміщатися якщо якора нема. При проведенні робіт із заякореними трубами діаметр отвору який виробляється струменем в експлуатаційній колоні рівняється 3 4 діаметрам насадки. Звичайно час потрібний для утворення отвору в колоні складає трохи більше 60 с. Отвір має круглу або овальну форму і зміна тиску на гирлі свердловини на неї не впливає.
Колона НКТ при проведенні робіт з незаякореними трубами веде себе як пружний стержень і реагує на зміну гирлового тиску. Подовження НКТ при збільшенні тиску відбувається згідно з законом Гука пропорційно її довжині і приросту тиску.
- dо = 45 мм ; Р= 28 МПа;
- dо = 45 мм; Р= 28 МПа;
Рис. 3.2 - Гідроструминне і гідропіскоструминне руйнування цементного каменю.
Дослідженнями Ю.Д.Качмара встановлено:
Перфорація при умовно постійному тиску на гирлі свердловини (коливання тиску ± 2 3 МПа) не приводить до утворення круглого або овального отвору як це має місце в стендових умовах. В колоні утворюється овальні отвори довжиною 58 72 мм. Внаслідок зміни тиску розмір слідів зростає до 65 120 мм а діаметр отвору - до 60 мм.
Ширина утворених слідів і отворів складає 20 і 11 15 мм. Якщо утворення отвору в обсадній колоні при перепадах тиску на насадках 20 40 МПа можливе лише при наявності абразивного матеріалу в рідинному струмені то канали в породі можуть утворюватися також і струменем без піску.
На рисунку 3.2. показана зміна глибини каналу в цементному камені з с= 20 і 40 МПа (криві 1 і 2) при відсутності і наявності піску в рідині. В інтервалі часу О 75 хвилин працював струмінь без піску 75 150 хвилин - з піском. На певній відстані від насадки внаслідок зменшення швидкості струменя поглиблення каналу за рахунок енергії його рідини практично зупиняється. Введення в струмінь рідини піску дозволяє відновити інтенсивне утворення каналу при тій же початковій швидкості струменя. Позаяк частинки твердого кварцового піску мають більшу швидкість ніж швидкість рідини і більшу густину то вони володіють більшою кінетичною енергією ніж рідина а це значить що вони ефективніше руйнують породу. Руйнування породи відбувається якщо сила удару частинки піску більша від сили зчеплення між частинками породи. Якщо напруження що створюється в частинці породи при ударах частинок піску по руйнуючій поверхні більші ніж границя міцності породи на стиск (ст) то частинка породи відділяється від масиву. Після цього тиск на частинку породи вирівнюється і поперечні потоки рідини виносять її з каналу. При дії струменями рідини з піском процеси руйнування і виносу зруйнованої породи відбуваються одночасно. На рисунку показані контури каналів утворених через насадку діаметром 45 мм за 15 ЗО і 60 хвилин в цементному камені з с= 25 МПа при тиску в каналі 5 17 МПа. Концентрація піску у воді була Сп = 40 кгм3. Так якщо глибина каналу за 15 хвилин його утворення була рівною 98 мм і поверхня фільтрації складала 54 см2 то за 30 хвилин вони зросли в 2 і 4 рази а за 60 хвилин в 2 і 75 разів.
Поверхня фільтрації каналу що створюється гідропіскоструминною перфорацією в кілька десятків разів перевищує поверхню каналу який утворюється при вибуху кумулятивного заряду.
Рис. 3.3 - Осьові перерізи каналів які вироблені за 15 З0 та 60 хвилин гідропіскоструминним перфоратором
Рис. 3.4 - Схема витікання струменя в канал що створюється гідропіскоструминним методом перфорації
На рисунку 3.3 відображено площинний переріз симетричного струменя що витікає з насадки з діаметром dо і з початковою швидкістю Vо в утворюваний канал. За Г.Н.Абрамовичем на початковій дільниці струменя довжиною яка розміщена між початковим перерізом на зрізі насадки і перехідним перерізом знаходиться ядро постійних швидкостей U = U0 що постійно звужується і має форму конуса з основою рівною перерізу отвору насадки. З віддаленням від насадки зовнішня границя турбулентного струменя розширюється а її маса зростає так як в струмінь захоплюються частинки рідини з навколишнього середовища. Зона зміщення струменя і навколишнього середовища поступово збільшується і на відстані х >= l0 повністю займає переріз струменя. Внаслідок цього осьова швидкість Ux на основній дільниці lосн знижується від U = U0 до U = 0 в точці К на вибої каналу.
Поблизу вибою починається поворот струменя внаслідок чого змінюється напрямок його. Швидкість зворотної течії зменшується при виході з каналу.
Для розрахунку розмірів каналу рекомендуються такі залежності:
Якщо Dп > 20 dо (при роботі рідини) параметри невільного турбулентного затопленого струменя в тупику наближаються до параметрів вільного затопленого струменя
d* = 1 + (ахdо) (3.1.)
де d* = dd0 - безрозмірний діаметр струменя; (3.2.)
а = 2tg α - коефіцієнт структури струменя що характеризує інтенсивність її розширення; (3.3.)
(022 а 044 - залежить від форми вхідної і вихідної частин насадки). (3.4.)
Довжина початкової дільниці визначається виразом
де 49 то 58 для циліндричних насадок з еліптичним і конічним входом і гострою вихідною кромкою. (3.6.)
Якщо Dп >= 20 dо (при рідинно-піщаному струмені)
Тут аст - коефіцієнт структури суміші рідини з піском (3.7.)
аст = 012 + 28 10-7 Rе - ехр ( -Cn800( 10 -5 Сп )13 (3.8.)
де Rе - число Рейнольдса для струменя перед насадкою;
Сп - концентрація піску в рідині кгм .
За даними Е.Б.Соловкіна додаток піску в рідину при Сп = 42 кгм3 зменшує коефіцієнт структури потоку приблизно на 007. Так при внутрішньому діаметрі насадки гідроперфоратора 005 м і витраті рідини 3 9 лс аст = 014 019 якщо Сп = 0 і аст = 007 012 якщо Сп = 42кгм3.
Довжину початкової дільниці можна виразити і такою залежністю
lо = (02acт)d0. (3.9.)
Якщо діаметр каналу Dп 20d0 то зміну діаметра струменя необхідно розраховувати по криволінійній залежності як функцію не лише відстані від насадки але й гідродинамічних умов витікання (Rе) з насадки і ступеня стиснення струменя Dп*.
З врахуванням цього А.Е.Кулієв отримав такі вирази:
d* = 11ехр[((х* - х*0)] (3.10.)
де = 0213 - 000267 Dп*;
xо = Rе( 104 + 089 D п*-0.5Re )
Тут - кінематична в'язкість рідини см2 с.
Розширення невільного струменя значно залежить від його стиснення і зі зменшенням діаметра каналу відбувається ще активніше. На кінцевому етапі розвитку каналу гідропіскоструминної перфорації (за даними багатьох дослідників) Dn = 10 dо. (3.17.)
Процес утворення каналу гідропіскоструминним методом перфорації в значній мірі залежить від зміни швидкості струменя з віддаленням його від початкового перерізу.
Осьову швидкість струменя при виході з насадки визначають виразом
Uо = (2 Рρc) (3.18.)
де Р - перепад тиску на насадці;
- коефіцієнт витрати при витіканні водопіщаної суміші дорівнює 089;
ρc - густина водопіщаної суміші.
За А.Е.Кулієвим при розповсюдженні в тупику невільного затопленого струменя середня швидкість змінюється за попереднім виразом .
Швидкість струменя в січенні х можна визначити із співвідношення
исерхUх = 0425 = const . (3.19.)
Відносна осьова швидкість струменя відповідно дорівнює
ux* = uхuо = φ (3.20.)
Розрахунок швидкості невільного струменя показує що зі зменшенням діаметра каналу зниження швидкості струменя відбувається більш інтенсивно. Так при 5 Dп* 20 швидкість струменя в каналі дорівнює або є більшою від швидкості вільного струменя до того моменту поки d не стане меншим Dп* (d Dп* ) . Це можливо відбувається внаслідок утворення навколо струменя зосереджених вихорів великого напруження. Як тільки діаметр невільного струменя наближається до діаметра каналу то її середня швидкість стає меншою від швидкості вільного струменя і потім зменшується до uсер =001u0 вже при 40 х* 60.
Зниження швидкості відбувається тим швидше чим менший Dп*
Для того щоб оцінити можливості утворення каналу струменями рідини без піску можна скористатися дослідженнями зміни динамічного тиску по осі струменя в залежності від віддалення руйнуючого вибою від насадки.
Відомо що динамічний тиск по осі струменя рідини в межах початкової ділянки (lо ) можна визначити такою залежністю:
Ро = ρu0 2 (1 - соs) (3.21.)
де ρ - густина рідини
- кут повороту струменя при ударі об вибій каналу.
Якщо = 120° то згідно з Р.К.Козодоєм
Ро = 15ρu0 2 (3.22.)
Динамічний тиск по осі вільного струменя з віддаленням від насадки визначається формулою
Так як φ 1 то динамічний тиск з віддаленням від насадки знижується інтенсивніше ніж відбуваєтеся зменшення швидкості по осі що визначається формулою .
Таким чином геометричні і енергетичні параметри вільного і невільного струменів використовуються для пояснення фізичної картини і аналітичного опису процесу утворення каналу.
При гідропіскоструминній перфорації свердловин число Рейнольдса Rе > 2320 тому струмінь рідини з піском є турбулентним. Середовище в яке витікає струмінь із насадки є однакове з середовищем струменя. Такий струмінь є затопленим. В той же час струмені води в газі або газу у воді є незатопленими.
Розвивається канал поступовим поглибленням і розширенням тупика в який попадає струмінь тобто струмінь є не вільним а обмеженим стінками каналу. В міру розширення каналу вплив стінок на зміну швидкості знижується. За даними А.Е.Кулієва якщо діаметр каналу більший від діаметра насадки в 20 або більше разів то параметри затопленого струменя в каналі наближаються до параметрів затопленого вільного струменя який рухається в необмеженому просторі.
Струмінь який діє на гірські породи може працювати у відкритих і закритих умовах. Відкриті умови спостерігаються при відсутності металевої перепони між насадкою і взірцем що руйнуюється. В промислових умовах вони утворюються в свердловині з необсадженим стовбуром або обладнаної фільтром а також при виробленні каналу незаякореним апаратом в свердловині з зацементованою обсадною колоною. Закриті умови виникають тоді коли струмінь і зворотний потік рідини з каналу витікають через отвір в перепоні створений струменем. Закриті умови можуть виникати при гідропіскоструминній перфорації в свердловині обсадженій зацементованою колоною при заякореному апараті.
При нерухомій насадці в металевій перепоні виробляється овальний отвір розміром біля 3 4 мм.
Глибина каналу який виробляється при гідропіскоструминній перфорації зменшується із збільшенням тиску середовища Ркр.сеp. в перфораційному каналі вдвоє. також критичний тиск середовища збільшення якого не приводить до зміни характеристики струменя.
Загальноприйнятими є такі характеристики умов роботи струменя:
ρсер = ρстр (незатоплений струмінь)
ρсер = ρстр (затоплений струмінь)
Dn ~ (вільний струмінь)
Dn = 20d0 (невільний струмінь)
Sотв Sп (відкриті умови)
Sотв = 30 Sп (закриті умови) (3.24.)
Рсер 2МПа (тиск менший від критичного)
Рсер > 2МПа (тиск більший від критичного)
Sотв - площа отвору що виробляється струменем в обсадній колоні;
Sп - площа отвору каналу що виробляється струменем в породі;
Sо - площа перерізу насадки.
На рисунку показані результати дослідів за виробкою каналів у відкритих і закритих умовах для порід з різною міцністю. Збільшення міцності породи на стиск від 20 до 100 МПа приводить до зменшення глибини каналу в 2 рази. Залежність між енергетичними параметрами струменя на початку руйнування породи і її міцністю на стиск має такий вигляд:
де Ркр - критичне значення динамічного тиску на вісь струменя в точці контакту з породою при якому починається руйнування;
k - коефіцієнт який залежить від властивостей породи струменя а також тиску середовища і який характеризує відносний опір породи руйнуванню.
Величина k залежить від наявності абразивного матеріалу в струмені. Так звідси за А.К.Козодоєм при руйнуванні взірців струменями води k = 18; струменями необважненого глинистого розчину k = 042; а глинистого розчину з баритом k = 007. Це означає що руйнування породи необважненим глинистим розчином відбувається при динамічних тисках в сім разів менших а обважненим розчином - в тридцять разів менших ніж струменями води.
Рис. 3.5 - Залежність глибини виробленого каналу від міцності зразків на одновісне стиснення
- згідно А.М. Солдатова. Відкриті умови: перфорація цементного каменю при dо = 45мм;Р = 20 МПа; сп = 50кгм3; Рср = 2МПа;
t = 60 хв.; 2- те ж; t = 20 хв.; 3 - згідно Ю.Д.Качмаром. Закриті умови:
перфорація штучного каменю в піщанику при dо = 45мм;Р = 20МПа;сп = 50 кгм3; Рср = 20МПа; t = 20 хв;
При гідропіскоструминній перфорації в якості абразивної добавки використовується кварцовий пісок. Рекомендується застосовувати концентрацію піску в рідині в межах 40 60 кгм3 . Розмір зерен піску повинен бути 05 2 мм. За кордоном ефективно використовуються такі абразивні матеріали як стальні і чавунні опилки і дріб концентрація яких складає 10 40 кгм3 а розмір фракцій 03 12 мм.
Рекомендується час виробки каналу обмежити 15 20 хвилинами. Якщо потрібно створити канал з більшою поверхнею фільтрації то час виробки варто збільшити до 30 хвилин.
В таблиці показані результати розрахунку зміни глибини каналу в залежності від умов роботи струменя для порід середньої міцності (тиск середовища більший від критичного).
Умови розрахунку: dо= 45мм Р= 30 МПа; = 089; u = 214мс; с= 50 МПа. Експериментальні дані показали що зі збільшенням глибини каналу росте і його діаметр.
Таблиця 3.1. – Залежність глибини каналу від умов роботи струменя.
Відкриті умови lt мм
3 Конструкція перфоратора
На основі досліджень ВНДнафта розроблені насадки з кноїдальним входом і конусною проточною частиною (конусність 0°2`) діаметром 30; 45 і 60 мм на виході. Ці насадки широко застосовуються при проведенні промислових робіт.
ВНДнафта також розроблені кілька типорозмірів гідропіскоструминного апарата АП-6М с насадками розташованими під кутом 90° до осі свердловини зовнішній діаметр якого для роботи в свердловині повинний підбиратися так щоб відстань від торця насадки до обсадної колони складала 15 25 мм. При цьому забезпечується достатня для проведення робіт стійкість корпуса апарата від руйнування струменем що витікає з вироблюваного каналу. Крім того стінка обсадної колони знаходиться в зоні початкової ділянки струменя або поблизу його там де швидкість абразивних часток практично не знижується. Тому руйнування обсадної колони відбувається дуже швидко менш чим за 60 с.
Відомі також конструкції апаратів з насадками розташованими під кутом до осі свердловини. Спосіб перфорації пласта шляхом створення похилих каналів з метою збільшення охоплення перфорацією тонкошарових пластів запропонований Г. Д. Савєнковим . Для практичної реалізації цього способу Г. Д. Савенков Ю. Д. Качмар і ін. розробили конструкцію гідропіскоструминного апарату що дозволяє проводити дистанційне багаторазове закриття і відкриття визначеної кількості отворів апарату шляхом зміни тиску нагнітання рідини в порожнину апарата а також досягти значного збільшення глибини каналів при перфорації в результаті попереднього створення каналів для відводу зворотного струменя рідини з вироблюваного каналу.
Відмінна риса пропонованого апарату полягає в тому що за допомогою зміни тиску в його внутрішній порожнині відбувається переміщення рухомої втулки що перекриває частину насадок. Після закриття частини насадок утворення каналу продовжується через не перекриті насадки. При цьому досягається збільшення глибини каналів оскільки створюються відкриті умови роботи струменя. Повертання апарата у вихідне положення відбувається після зниження тиску у внутрішній порожнині перфоратора до тиску в затрубному просторі.
Перфоратор складається зі збірного корпуса 6 з насадками 5 розташованими під заданим кутом внутрішньої втулки 1 виготовленої у вигляді диференціального поршня з ущільнювачами 4 пружини-замка 2 що фіксує втулку у верхньому положенні і пружини 3 що служить для повернення втулки у вихідне положення. У нижній частині апарата встановлений кульовий клапан 7 для зворотного промивання свердловини.
Рис. 3.6 - Конструкція перфоратора
ГПА спускають у свердловину на НКТ потім роблять промивання і закидають у труби кульку клапана 7. Далі проводять утворення каналів при усіх відкритих насадках протягом часу достатнього для утворення в пласті каналів що перетинаються. При цьому на втулку 1 діє перепад тиску утворюючий зусилля зрівноважуване пружиною – замком 2 та пружиною 3. для перекриття частини насадок 5 перепад тиску збільшується до значення достатнього для перевищення зусилля пружини. В зв’язку з тим що основне зусилля сприймається пружиною – замком 2 після зривання її з упора втулки 1 закриття насадок 5 проходить швидко. Закриття насадок досягається посадкою нижньої конічної частини втулки 1 в сідло перфоратора розміщене нижче закритих насадок.
Експериментальні дані свідчать про те що зі збільшенням глибини каналу зростає його діаметр. Поряд із глибиною каналу становить практичний інтерес визначення його поперечного розміру.
Пристрій для вироблення в пласті щілинних перфораційних каналів
Вироблення в продуктивному пласті при гідроабразивній перфорації перфораційних каналів у формі вертикальних щілин дозволяє одночасно із збільшенням їхньої глибини підключати в роботу велику частину продуктивної потужності що особливо важливо для неоднорідних по потужності порід і розвантажувати пласт від кільцевих напруг що виникають у привибійній зоні після буріння свердловини.
4 Утворення щілинних виробок в продуктивних пластах
Механізм утворення щілинних виробок розкрито в дослідженнях Н.ПЛесика ГГМ.Усачова Ю.О.Песляка та Л.М.Морморштейна. При утворенні щілин площа перерізу каналу значно більша ніж при фіксованому отворі при цьому здійснюється перехід від закритих до відкритих умов. Крім того струмінь постійно зміщуючись діє на все нові й нові ділянки породи що руйнується а через певний інтервал часу що дорівнює періоду пересування насадок апарату в вихідне становище повторно діє на ці ж ділянки. Період переміщення насадок апарату визначається конструкцією глибинного пристрою для створення щілин або швидкістю зміни тиску на гирлі якщо для створення щілини використовується пружне подовження колони насосно-компресорних труб.
Промислові дослідження підтвердили що утворення щілини веде до того що їх береги знаходяться в стані напружень розтягу а це в свою чергу приводить до утворення системи малих тріщин внаслідок чого дебіт свердловини зростає до 2 разів.
Для створення в продуктивному пласті повздовжніх щілинних перфораційних каналів у ЦНДЛ «Укрнафта» розроблено спеціальний пристрій що включає в себе забійний гідравлічний двигун і гідроперфоратор (див. малюнок 6.4.1.).
Гідравлічний двигун пристрою забезпечує переміщення гідроперфоратора вниз при створенні перепаду тиску на насадках і повернення його у вихідне положення після зняття тиску.
Він містить у собі циліндр в ізольованій заповненій в’язкою рідиною порожнині якого переміщається поршень з дозуючим пристроєм і зворотним клапаном. Поршень жорстко з'єднаний з верхнім і більшим по діаметру нижнім порожніми штоками. Верхня частина циліндра оснащена направляючою втулкою у сальникових ущільненнях якої переміщається верхній шток. На внутрішній поверхні направляючої втулки розташована кільцева канавка 5 що з’єднується через дросель із затрубним простором.
У нижній частині циліндра мається кільцева канавка 20 що з’єднується з пропускним каналом а в поршні — циркуляційний отвір.
Нижній шток жорстко з'єднаний зі штовхачем що переміщується в направляючому кожусі. Для запобігання відвертання гідроперфоратора під час роботи на зовнішній поверхні штовхача виконані подовжні пази а в нижній частині кожуха виконані штифти. До штовхача кріпиться корпус гідроперфоратора обладнаний вузлом руйнування центратором і хвостовиком з пером для зворотного промивання свердловини і клапанним гніздом що перекривається під час проведення перфорації кулькою клапана.
Вузол руйнування гідроперфоратора являє собою дві стандартні насадки розташовані послідовно в площині переміщення гідроперфоратора. Причому нижня по ходу переміщення насадка має більший ніж верхня діаметр соплового каналу і нахилена убік переміщення гідроперфоратора в стовбурі свердловини. Внаслідок цього гідроабразивний струмінь що витікає з верхньої насадки з меншим діаметром соплового каналу руйнує безпосередньо породу пласту через щілину попередньо вироблену в обсадній колоні струменем що витікає з нижньої насадки.
За рахунок нахилу нижньої насадки зменшується вплив зворотного потоку на струмінь що витікає з верхньої насадки. При цьому енергія струменя що витікає з верхньої насадки цілком використовується на руйнування гірської породи пласту що розкривається що приводить до істотного збільшення глибини утворюваного в ньому щілинного перфораційного каналу.
Пристрій працює в такий спосіб. Гідроабразивна суміш що нагнітається в робочу колону труб на якій пристрій спускають у свердловину надходить через внутрішні порожнини верхнього штока поршня нижнього штока і штовхача до соплових каналів вузла руйнування гідроперфоратора своїм тиском створює спрямоване униз вертикальне зусилля що сприймається через поршень в’язкою рідиною в підпоршневій порожнині і переміщуючи його і жорстко зв'язані з ним верхній і нижній штоки а також штовхач і гідроперфоратор униз.
Гідроабразивний струмінь що витікає при цьому із соплових каналів вузла руйнування що переміщується разом з гідроперфоратором виробляє в обсадній колоні цементному кільці і породі пласта вертикальну щілину. Швидкість переміщення поршня вниз пропорційна витраті в’язкої рідини через дозуючий пристрій. Зворотний клапан у даному випадку закритий.
У момент проходження сигнальними отворами у верхньому штоку верхнього сальникового ущільнення в направляючій втулці циркуляційний отвір у поршні сполучається з кільцевою канавкою 20 на внутрішній поверхні циліндра. При цьому підпоршнева порожнина циліндра сполучається з надпоршневою що дозволяє в’язкій рідині що залишилась в під поршневій порожнині по пропускному каналі через циркуляційний отвір безперешкодно перетекти в надпоршневу а поршню швидко зайняти крайнє нижнє положення.
Миттєве сполучення сигнальних отворів з кільцевою канавкою 5 у направляючій втулці після проходження ними верхніх сальникових ущільнень і появи в них циркуляції відвертає розмив гідрообразивним струменем сигнальних отворів та сальникових ущільнень.
Рис. 3.7 - Принципова схема пристрою для вироблення в пласті щілинних перфораційних каналів:
— робоча колона труб;
— направляюча втулка;
20 — кільцева канавка;
— дозуючий пристрій;
— пропускний канал;
— направляючий кожух;
— корпус гідроперфоратора;
— зворотний клапан;
— циркуляційний отвір;
— сальникові ущільнення.
З появою перетоку робочої рідини що нагнітається в робочу колону через сигнальні отвори і дросель у затрубний простір тиск на гирлі свердловини різко падає що є сигналом про досягнення поршнем крайнього нижнього положення.
Нагнітання робочої суміші тимчасово на 1— 2 хв. припиняється у результаті чого зусиллям тиску гідростатичного стовпа рідини в свердловині на нижній шток що має більше в порівнянні з верхнім поперечний переріз здійснюється хід поршня вгору (повернення у вихідне положення). При цьому зворотний клапан поршня відкривається і рідина з надпоршневої порожнини циліндра надходить у підпоршневу забезпечуючи швидкість переміщення поршня нагору набагато більшу ніж при ході вниз. Пристрій переміщається в новий інтервал і цикл повторюється.
Нижче приведені основні технічні дані пристрої для вироблення в пласті щілинних перфораційних каналів.
Технічна характеристика:
Зовнішній діаметр - 105мм ;
Внутрішнє прохідне січення - 40 мм;
Довжина ходу гідроперфоратора - 350мм;
Швидкість переміщення гідроперфоратора – 03-05смхв;
Робоча рідина - вода нафта глинистий розчин;
Концентрація піску в робочій рідині – 30-60кгм3;
Максимальна глибина спуска пристрою в свердловину - 5000м.
Для визначення працездатності окремих вузлів пристрою і його робочих параметрів виконані поверхневі стендові випробовування.
У свердловинах об'єднання «Укрнафта» проведено вже більш 20 свердловин-операції по розкриттю продуктивного пласту гідроабразивною перфорацією з використанням розробленого пристрою. Роботи проводились на глибинах 1300—3500 м. Перфорацію здійснювали з використанням як робочу рідину водо-піщаной суміші концентрація піску в якій складала 30—40 кгм3. Гирлові тиски в процесі перфорації складали 30—40 МПа що дозволяло підтримувати перепади тиску на робочих насадках гідроперфоратора в межах 25—28 МПа. Тривалість виробки однієї щілини коливалась в межах 60—90 хв.
Довжина щілин що вироблялись і щільність перфорації вибиралися для кожної конкретної свердловини з урахуванням геолого-технічних умов і мети робіт. У процесі гідроабразивної перфорації спостерігалось інтенсивне винесення цементного каменю і породи пласта.
Результати дослідно-промислових робіт у св. 118 і 237-Долинська показали що гідроабразивна перфорація шляхом створення вертикальних щілин сприяє керуванню утворенням тріщин при гідравлічному розриві пласта. Так в обох свердловинах в інтервалах що піддавалися після кумулятивної щілинній гідроабразивній перфорації зафіксовано утворення тріщин при проведенні гідравлічного розриву пласту чого не спостерігалося при проведених раніше в цих свердловинах гідророзривах пласту у тому числі і селективних. У результаті гідророзривів пласта в заданих інтервалах обох свердловин досягнуте збільшення видобутку нафти.
Добрі результати показала і гідрообразивна перфорація проведена з використанням розробленого пристрою в свердловині 101-Спасська де вироблення щілинних перфораційних каналів проводилось повторно після кумулятивної перфорації в інтервалі перекритому трьома обсадними колонами діаметрами 146 245 та 324мм. В результаті повторного розкриття свердловини щілинно-гідроабразивною перфорацією був покращений гідродинамічний зв’язок пласта з стовбуром свердловини що дало можливість домогтися промислового притоку нафти ввести свердловину в експлуатацію.
На розроблений прилад існує технічна документація. Конструкція гідравлічного двигуна та гідроперфоратора захищені авторськими свідоцтвами.
5 Розрахунок параметрів процесу гідропіскоструминної перфорації
Розрахунок проводитимемо для процесу перфорації що теоретично проводитиметься в свердловині 1 на Архангельському родовищі перфоруватимемо майкопські відклади що відносяться до олігоценової системи пачку М-V. Пачка M-V складена прошарками і пластами алевритів алевролітів пісків і пісковиків.
Розміри покладу по покрівлі продуктивної майкопської пачки М–V – 55х11 км (ізогіпса - 950 м) амплітуда - 125 м площа - 605 кв.км.
По категорії С2 запаси підраховані для пачки М-V і складають 3921 млн.м3.
Абсолютна відмітка покладу -8296-8650 м загальна газонасичена товща пропластків -8296-8350 -8396-8434 -8508-8552 рівна 46+34+36=114м. Коефіцієнт пористості Кп відповідно по пропласткам 9 127 та 14% а коефіцієнт газонасиченості 54 63 та 53%.
Компонентний склад природного газу : метан СН4 – 99139% етан С2Н6 – 0249% пропан С3Н8 – 0049% бутан С4Н10 – 0008% кисень О2 – 0037% азот N2 – 0449% CO2 – 0069%. Сірководень(Н2S) в продукції горизонту не виявлено.
Фізико-хімічні властивості газу: пластова температура – 311К критична температура – 19072К приведена температура – 1631К коефіцієнт стисливості – 0875 долі од. густина – 06738 кгм3 відносна густина – 05592.
Всі подальщі розрахунки проводитимуться згідно приведених параметрів. Розрахунки приведено в додатку А.
6 Технологічне обладнання яке використовується при ГПП
Гідропіскоструминна обробка здійснюється за допомогою спеціальних пристроїв — гідроперфораторів що дозволяють направляти піщано-рідинну суміш в перешкоду через насадки зі спеціальних абразивностійких матеріалів.
Для ГПП планується використати гідроперфоратор АП-6М з чотирма насадками діаметром 45 мм (використовуються для розкриття пластів) виготовленими з сплавів ВК-6 або ВК-6М. Він спускається в свердловину на колоні труб типорозміру 89х55 групи міцності К.
Гирло обладнують стандартною арматурою для ГПП і ГРП типу 1АУ-700.
Для прокачки рідини і робочої суміші використовуються насосні агрегати 4-АН-700 в кількості 4ЦА-320 – 3шт. а для виготовлення суміші води і піску — піскозмішувальний агрегат УСП-50.
7 Послідовність проведення робіт при ГПП
)На колоні труб в свердловину спускають гідроперфоратор АП-6М.
)Одночасно зі спуском перфоратора здійснюють шаблонування експлуатаційної колони.
)Перфоратор без шарового клапану спускають до інтервалу обробки 829 – 865 м з якісним заміром довжини труб і спущеного обладнання а різьбові з’єднання надійно кріплять.
)На відстані однієї труби від перфоратора монтують муфту-репер для визначення глибини установки перфоратора.
)Після спуску інструмента виконують обв’язку свердловини для прямої та зворотної промивок. Потім свердловину промивають до вибою. Одночасно в процесі прямої промивки визначають втрати на тертя при заданому темпі закачки.
)В НКТ опускають опресовочний клапан (кулька діаметром 50 мм) і після його посадки здійснюють опресовку підземного обладнання на тиск який в 13 – 16 разів перевищує робочий 21 МПа. Тобто тиск опресовки вибирають в межах 315 МПа. Він визначається максимальним тиском насосних агрегатів і міцністю колони НКТ. В даних умовах слід встановити тиск опресовки на рівні 30 МПа.
)Перфоратор встановлюють точно на задану глибину для чого методом радіоактивного каротажу визначають положення перфоратора по відношенню до пласта. Потім гідроперфоратор встановлюють проти нижньої границі інтервалу обробки (глибина 865 м).
)Зворотною промивкою вимивають опресовочний клапан а в НКТ опускають клапан перфоратора.
)Монтують гирлове обладнання і обв’язують насосні агрегати з піскозмішувачем і свердловиною.
)Здійснюють пробну закачку конденсату без піску і встановлюють запроектований режим обробки. Режим обробки вважається встановленим тоді коли тиск закачки Рзак на гирлі свердловини буде рівним запланованому 21 МПа.
)Потім подають в піскозмішувальне обладнання кварцовий пісок в такій кількості щоб його концентрація в суміші дорівнювала розрахунковій С0 = 40 кгм3 і виконують закачку піщано-рідинної суміші.
)ГПП проводять в напрямку знизу-вверх.
)В першому інтервалі закачка триває більше запроектованого (t0 =20 хв) на час необхідний для заповнення сумішшю колони НКТ.
)Якщо виникає необхідність забрати трубу з колони то спочатку свердловину промивають до чистої рідини а потім знімають необхідну кількість труб.
)У випадку вимушеної зупинки процесу необхідно одразу розпочати зворотну промивку.
)По завершенню обробки всього інтервалу зворотною промивкою вимивають шаровий клапан а потім свердловину промивають до вибою. В кінці промивки промивальна рідина не повинна містити пісок.
)Після ГПП піднімають перфоратор і свердловину обладнують для освоєння і експлуатації.

Анотація.doc

Тема даного курсового проекту – «Дослідження фільтраційних параметрів пласта у свердловині №1 з метою проектування технології її освоєння на Архангельському газовому родовищі Чорного моря»
Курсовий проект складається з трьох основних частин:
Аналіз вибору свердловини та технології створення конструкції її вибою.
Аналіз та інтерпретація результатів гідродинамічних методів дослідження свердловини.
Проектування методу освоєння свердловини.
В першій частині курсового проекту проводиться вибір проектування та аналіз технології створення конструкції вибою свердловини.
В другій частині проекту проведена обробка результатів дослідження продуктивного пласта за методикою Ю.П.Борисова Чарного-Умрихіна та Е.Б.Чекалюка.
В третій частині приведена характеристика та методика розрахунку запроектованого методу освоєння та проведений проектний розрахунок його основних техніко-технологічних параметрів.
Всі розрахунки виконані та оформлені за допомогою програм Microsoft Word та MathCAD.

5 Забезпечення життєдіяльності і охорона навколишнього середовища.docx

5 Забезпечення життєдіяльності і охорона навколишнього середовища
1 Значення охорони праці і навколишнього середовища в забезпеченні безпечних і здорових умов праці
Охорона праці - це система організаційних технічних санітарно-гігієнічних та інших обов`язкових для виконання підприємствами (організаціями) і їх посадовими особами підприємств які направлені на забезпечення прав робітників і службовців на здоров`я і безпеку умов праці. Право на здоров`я і безпечні умови праці є одним з основних трудових прав робочих і службовців які затверджені в законодавчому порядку. Воно реалізується за допомогою різноманітних заходів які передбачають покращення стану робочих місць раціоналізацію технологічних процесів і герметизацію виробничих процесів вентиляцію і освітлення робочих місць вдосконалення засобів безпеки на підприємстві і забезпечення об`єктів засобами колективного захисту (огороджуючими блокуючими і сигнальними засобами) забезпечення робочих засобами індивідуального захисту (спецодяг протигаз і ін.) і особистої гігієни контроль за виконанням технологічних режимів забезпечення санітарно-гігієнічних умов праці постачання на робочі місця гарячою їдою медикаментами і засобами першої допомоги медичне обслуговування робітників періодичні медогляди диспансеризацію створення профілакторіїв баз відпочинку забезпечення лікувально-профілактичним харчуванням і ін.
Розвиток нафтогазовидобувної промисловості супроводжується вдосконаленням техніки і технології впровадженням більш прогресивних методів праці механізації і автоматизації виробничих процесів.
Нагляд і контроль за охороною праці і виконанням трудового законодавства ведуть спеціальні державні органи контролю технічна і правова інспекція праці профспілок і комісії профспілкових комітетів.
На об`єкти нафтогазовидобувного комплексу приймаються особи чоловічої статі при досягненні 18-ного віку які навчені безпечним методам роботи правилами використання засобів індивідуального захисту здійснення першої допомоги потерпілому і при цьому пройшовши перевірку знань. Жінки можуть бути прийняті на окремі види робіт на нафтогазовидобувних об`єктах які допускаються законодавством про працю жінок на нафтогазовидобувних об`єктах.
При поступленні на роботу а також періодично всі робочі нафтогазового комплексу повинні в обов`язковому порядку проходити медичний огляд. Мета якого - визначення придатності робітника до виконання робіт по даній професії без шкоди його здоров`я.
Час початку і кінець роботи перерва встановлюється адміністрацією підприємства і профспілковими комітетами. Перерва не входить в тривалість робочого часу. Робітники що працюють в холодну пору року на відкритому повітрі або в холодних приміщеннях передбачений десяти хвилинна перерва для зігрівання після кожної години роботи за рахунок робочого часу.
При проведені небезпечних виробничих операцій і на місцях потенційно небезпечних мають бути знаки які повідомляють про небезпеку (забороняючи попереджуючі вказівні) і плакати. Попередженню нещасних випадків допомагають також сигнальні кольори.
Яскравий колір якої-небудь деталі обладнання привертає увагу і попереджує про можливу небезпеку. Сигнальні кольори уніфіковані і зведені в єдину державну систему. На виробництві прийняти два основних кольори: червоний жовтий і зелений; і три допоміжних - синій білий і чорний.
Також на об`єктах нафтогазовидобувного комплексу застосовують звукову і світлову сигналізації. Звукова сигналізація здійснюється за допомогою сигнальної сирени гудка свистка дзвінка і телефону. Світлова сигналізація здійснюється за допомогою червоної і зеленої ламп.
2 Аналіз потенціальних небезпек та шкідливих факторів виробничого середовища
Охорона праці на морській стаціонарній платформі включає в себе такі положення:
евакуація персоналу;
індивідуальні і колективні рятувальні засоби;
протипожежний захист.
- на МСП в виробничих приміщеннях на видимих місцях розміщені схеми розташування трубопроводів і запірного обладнання на експлуатаційних комунікаціях;
- після шторму обслуговуючий персонал який назначений начальником майстром МСП обстежує стан обладнання стояків посадочних площадок тощо. Результати огляду зафіксовують в журналі технічного стану обладнання і приймають міри по усуненню виявлених порушень;
- для паління на МСП відведені спеціально облаштовані для цього місця в житловому блоці;
- у випадку газо прояву або відкритого фонтанування на любій свердловині МСП всі вогненебезпечні роботи повинні бути припинені;
- у нічний час при сильному штормі і тумані на МСП необхідно включити сигнальні вогні безпеки навігації;
- кожний робітник МСП в обов’язковому порядку має отримати від керівництва книжку і службовий номер в якій вказані сигнали тревог і його обов’язки при тревозі;
- всі робітники МСП повинні бути навчені:
б) вмінням надавати першу допомогу;
в) правилам поводження з рятувальними засобами;
г) практичним діям по сигналам тревог;
- персонал МСП повинен знати місце і дії по сигналам тревоги а також місця розташування рятувальних засобів вміти користуватися колективними та індивідуальними рятувальними засобами.
Евакуація персоналу МСП включає:
- робочі площадки і приміщення на МСП мають не менше двох евакуаційних виходів (основний і аварійний);
- двері на шляхах евакуації не повинні мати заторів і повинні відкриватися в сторону руху по шляху евакуації;
- шляхи евакуації місця розміщення колективних рятувальних засобів включаючи обладнання для спуску на воду а також поверхня моря в місці спуску в нічний час мають бути забезпечені освітленням;
- шляхи евакуації вказані стрілками. Персонал МСП розписаний по рятувальним шлюпкам і плотам;
- персонал МСП необхідно попередньо проінструктувати і практично навчити заходам які необхідні при евакуації з платформи. Команду “евакуація” подає начальник МСП або людина що його замінює. Він же попереджує чергові кораблі і вертольоти а при необхідності посилає “Міжнародний сигнал біди” (S.O.S). Начальник платформи майстер радист залишають МСП останніми.
ндивідуальні і колективні засоби включають:
рятувальні круги встановлені по одному кругу через 20 м по периметру огородження;
рятувальні жилети для кожного з робітників;
рятувальні плоти і мотобот.
Протипожежний захист включає:
автоматична і ручна пожежна сигналізація;
первинні знаряддя пожежегасіння (які повинні бути в справному стані) що розміщені в легкодоступних місцях;
приміщення для зберігання засобів пожежегасіння;
три комплекти тепло відбиваючих костюмів які зберігаються в спеціально відведених місцях.
3 Забезпечення нормальних умов праці
Для створення та підтримання санітарно-гігієнічних умов виробничих приміщень застосовується вентиляція.
Умови вентиляції виробничих приміщень нафтогазової промисловості регламентується СНіПГ7-62 СН245-71 СН433-71.
Обслуговування вентиляційних систем має доручитись спеціально навченим для цього робітникам.
Ефективність вентиляції необхідно періодично інструментально провіряти і виявлені дефекти усувати.
Приміщення в яких можуть виділятись гази що вміщують сірчисті сполуки мають бути обладнанні вентиляцією з механічним приводом в разі необхідності – місцевою механічною вентиляцією.
Взаємне розташування викидних і повітрязбірних шахт має бути виконане у відповідності з вимогами санітарних норм і має виключити всмоктування відпрацьованого повітря.
В компресорних станціях з газомоторними двигунами місце забору проточного повітря має бути розташоване зі сторони повітряних фільтрів на відстані не менше 16 м від вихлопних труб газомотокомпресорів чи на 6 м нижче вихлопних труб газомотокомпресорів при горизонтальній відстані між ними не менше 16 м.
Газорозподільні пункти мають бути обладнані природною витяжною вентиляцією з видаленням повітря з нижньої і верхньої зон приміщення при допомозі шахт з дефлекторами.
Лабораторії мають бути обладнані загально-обмінною проточно-витяжною вентиляцією з механічним збудженням в разі необхідності – з місцевим відсмоктуванням.
Для приміщень де проводяться роботи з особливо шкідливими і отруйними речовинами вентиляційна система має бути окремою не пов’язаною з вентиляцією інших приміщень.
Об’єднання кількох вибухонебезпечних приміщень спільними повітропроводами не допускається.
Нормальна зорова робота передбачає створення на робочих місцях освітлення згідно санітарних норм і правил або відомчих нормативів. Для створення нормальних умов зорової роботи встановлюється мінімальне освітлення згідно СНіП-479 “строительные нормы и правила естественного и искуственного освищения” - та відомчих нормативів.
Таблиця 5.1 – Приведена характеристика штучної освітленості робочих місць.
Штучне освітлення лк
Робоча поверхня по СНіП
Важливими оздоровчими заходами на промислі є облаштування і належне утримання санітарно-побутових приміщень для обслуговування персоналу. До санітарно-побутових приміщень відносяться: приміщення для відпочинку душова гардероб їдальня туалет і т.д..
Виробничі приміщення повинні бути обладнані та збудовані у відповідності до СніП санітарних норм проектування промислових підприємств вказівок по будівельному проектуванні споруд нафтової і газової промисловості та протипожежним технічним умовам проектування.
В таблиці 5.2 приведено номенклатуру санітарно-побутових приміщень.
Таблиця 5.2 – Номенклатура санітарно-побутових приміщень.
Назва санітарно-побутових приміщень
Кількість працівників
Норма площі на одного працівника м2
Приміщення для відпочинку
При виконанні робіт що супроводжується шкідливою дією на організм людини та проявами підвищеної небезпеки передбачається застосуванню засобів індивідуального захисту перелік яких наведено в таблиці 5.3.
Таблиця 5.3 – Засоби індивідуального захисту.
Назва засобу захисту
Номенклатура засобу захисту
Призначення засобу захисту
4 Забезпечення безпеки технологічних процесів монтажу і експлуатації обладнання
На основі проведення комплексної оцінки впливу процесу експлуатації Штормового родовища на навколишнє природне соціальне і техногенне середовище встановлено ряд несприятливих екологічних процесів частина яких відбувається за рахунок природних факторів.
Безпосередньо вплив виробничої діяльності Чорноморського газового промислу не призводить до перевищення санітарно-гігієнічних норм і правил не здійснює зміни загально екологічного стану території.
До впровадження з метою покращення екологічної ситуації і забезпечення вимог екологічної безпеки рекомендуються наступні природоохоронні технічні рішення та заходи.
Виконання природоохоронних заходів та нормативів щодо подолання соціально-екологічних та техногенних наслідків газо видобування.
Проведення екологічної інвентаризації та паспортизації всіх існуючих джерел надходження шкідливих речовин.
Регулювання процесу спалювання газу на факелах.
Застосування герметизованої системи збору сепарації і підготовки продукції на всьому технологічному потоці.
Для запобігання відкритого фонтану при бурінні свердловини необхідно тримати густину бурового розчину такою. Щоб гідростатичний тиск стовпа бурового розчину перевищував пластовий тиск на 7%.
Вся територія відведена під будівництво бурової повинна бути огороджена відповідною канавою і оболонкою яка попереджує попадання зливових вод на територію бурового майданчика.
Для збереження прісних пластових вод обробку бурового розчину при бурінні під кондуктор слід проводити тільки нетоксичними реагентами а кондуктор цементувати до гирла.
Для скорочення витрат води при будівництві свердловини організувати повторний її кругообіг для використання з технологічною метою. Очищені в амбарах - відстійниках стічні води можна використовувати для обмивання майданчиків та обладнання.
Проведення профілактично-попереджувальних ремонтів запірної арматури на сепараторах трубопроводах свердловинах.
Застосування комплексу проти корозійних заходів:
використання обладнання і трубопроводів стійких до корозійної і абразивної дії стічних вод;
антикорозійна ізоляція та електрохімічний захист трубопроводів;
використання високоефективних інгібіторів;
контроль за корозійною стійкістю обладнання і трубопроводів.
При експлуатації газових свердловин потрібно дотримуватись наступних вимог.
Експлуатаційна колона повинна бути розрахована на максимальний тиск очікуваний при випробуванні і експлуатації свердловини. Перевищувати тиск в експлуатаційній колоні і між колонному просторі вище допустимого для даної марки труб забороняється.
До введення в експлуатацію закінченої бурінням свердловини повинно бути демонтоване обладнання проведення планування території біля свердловини.
При освоєнні а також поточному і капітальному ремонтах свердловин відповідні бригади повинні бути навчені і проінструктовані безпечному проведенню робіт на випадок відкритого газо викиду у відповідності з планом заходів по ліквідації газо викиду який повинен бути розроблений для кожної бригади.
Обсадні колони нафтових і газових свердловин повинні бути зв’язані між собою колоною головкою яка випробовується після монтажу на тиск що не перевищує тиску опресування колони прийнятий по встановленій нормі. Опресування колонної головки на пробний тиск повинно проводитись до встановлення її на гирлі.
Гирло свердловини обладнується стандартною арматурою робочий тиск якої повинен відповідати максимальному тиску очікуваному на гирлі свердловини. Схема збирання арматури повинна бути затверджена об’єднанням.
Арматура до встановлення на гирлі свердловини повинна бути опресована в зібраному вигляді на пробний тиск передбачений паспортом.
Для вимірювання буферного тиску і тиску в затрубному просторі на свердловинах стаціонарно встановлюють манометри з трьохходовими кранами.
Обв’язка свердловини і апаратури а також газопроводи що знаходяться під тиском повинні відіграватися тільки парою чи гарячою водою.
Газопроводи установок комплексної підготовки газу газозбірних пунктів установок низькотемпературної сепарації газу головних споруд і ін. Повинні проектуватися як ділянки першої категорії у відповідності з вимогами будівельних норм і правил на магістральні газопроводи з підвищеними вимогами до товщини стінок труб.
Ліквідація гідратних пробок в газопроводі арматурі в апаратурі повинна проводитись введенням інгібіторів чи гарячого газу пониженням тиску в системі чи обігрівом парою гарячою водою.
Забороняється включати свердловину на установку підготовки газу якщо система (сепаратори газоконденсатозбірники і ін) не знаходяться під тиском газу рівним тиску в газовому колекторі.
При аварійній ситуації на збірному пункті необхідно закривати засувки на вході і виході газу з групової установки і понизити тиск в системі до атмосферного продувкою через аварійну свічу а свердловину переключити на факельну лінію.
При проведенні соляно-кислотних обробок слід дотримуватись наступних вимог.
До роботи допускаються особи що досягнули 18-річного віку пройшли медичний огляд і спеціальний інструктаж по безпечному проведенню робіт. Обробки свердловин проводяться спеціальними бригадами.
Відповідальність за дотримання правил техніки безпеки робітниками і порядок доступу їх до робіт несуть керівники підприємств.
Допуск до роботи дозволяється після навчання додаткового інструктажу перевірки знань правил і вимог інструктажу по користуванню хімреагентами під головуванням головного інженера дільниці з відміткою в карточці по техніці безпеки і в журналі за підписом проводящого інструктажу та інструктованого.
Для роботи з кислотою робітники повинні бути забезпечені спецодягом і спецвзуттям. Рукавиці повинні бути заправлені в рукави а штани поверх чоботі. Обслуговуючий персонал повинен розташовуватись з навітряної сторони.
На місці проведення робіт необхідно мати запас води і спец аптечку для надання першої допомоги з наявністю розчинів двовуглекислої соди чи марганцевокислого калію.
До небезпечних виробничих факторів відносяться і падіння з висоти опіки під час ізоляційних робіт електротравматизму отруєння парами шкідливих речовин.
Для організації безпечного обслуговування електроустановок повинні бути чітко визначені і оформлені розпорядженням керівника по промислу межі обслуговування їх електротехнічним персоналом.
Вибрані технічні засоби захисту від виявлених потенційних виробничих факторів приведені в таблиці 5.4.
Таблиця 5.4 – Технічні засоби захисту від виявлених потенційно - небезпечних виробничих факторів.
Небезпечний фактор виробничого середовища
Виробничий захисний пристрій
Технічна характеристика пристрою чи засобів
Запобіжний пояс. Огорожа
Небезпека електротравматизму
Засоби індивідуального захисту. Заземлення.
Діелектричні рукавиці. Гумові чоботи.
Отруєння парами отруйних речовин
Засоби індивідуального захисту. Вентиляція.
Протигаз респіратор витяжка
Ураження високим тиском
Встановлення запобіжних пристроїв
Засоби індивідуального захисту.
Пожежею називається безконтрольне горіння поза спеціальним вогнищем яке носить матеріальний збиток. Простір в якому розвивається пожежа умовно поділяється на три зони: горіння задимлення і теплової дії.
Небезпека виникнення пожеж на газо видобувних промислах визначається перш за все фізико-хімічними властивостями газу і газового конденсату та інших горючих речовин що використовуються чи одержується в процесі виробництва.
Степінь пожежної безпеки залежить і від особливостей технологічного процесу видобування газу.
Для усунення цих небезпечних моментів робітники газо видобувних промислів повинні виконувати правила техніки безпеки.
Пожежна безпека забезпечується завдяки створенню системи заходів пожежної профілактики і активного пожежного захисту. Пожежна безпека повинна забезпечуватись шляхом проведення організаційних технічних та інших заходів спрямованих на попередження пожеж забезпечення безпеки людей та гасіння пожеж згідно закону про “Пожежну безпеку” (1993 р) та “Правил пожежної безпеки в Україні”.
Оцінка пожежо- вибухонебезпечних речовин та матеріалів проводиться згідно ГОСТ 12.1.004-89 “Пожаровзрывоопасность веществ и материалов” згідно якого основними показниками є група горючості температура спалаху температура займання температура самозаймання швидкість розповсюдження полум’я і коефіцієнт димоутворення.
При випробуванні і транспортуванні газу можливе утворення вибухонебезпечних сумішей газу можливе утворення вибухонебезпечних сумішей газу з повітрям що при наявності джерела спалаху може призвести до вибухів і пожеж. Джерелами спалаху на промислі можуть бути механічні і електричні іскри заряди статичної і атмосферної електрики і т.д..
Причинами пожежі також можуть бути:
Порушення технологічних процесів виробництва.
Недотримання вимог нормативних документів.
Несправність обладнання і неякісний його ремонт
Порушення протипожежного режиму і виробничої і трудової дисципліни.
Для забезпечення пожежної безпеки необхідно утримувати виробничі об’єкти в чистоті і систематично очищувати їх від відходів виробництва. Всі горючі і легкозаймисті речовини та матеріали зберігати у спеціально-відведених місцях.
В таблиці 5.5 наведено перелік пожежо - небезпечних речовин які використовуються в технологічних процесах.
Таблиця 5.5 – Характеристика пожежо- та вибухонебезпечних речовин.
Вибухонебезпечна концентрація по об’єму %
Металеві значки з написаними категоріями пожежонебезпеки повинні кріпитися на дверях всіх будівель приміщень об’єктів.
Кожен об’єкт видобутку і транспорту повинен бути обладнаний первинними засобами пожежегасіння:
)пінні вогнегасники – 6 штук;
)ящики з піском – 0.5 м3 2 штуки;
)пожежні відра – 4 штуки;
)азбестові і грубополотняні полотна.
Для швидкого виявлення пожеж існує система попередження про пожежу елктропожежна сигналізація радіо телефонний зв’язок.
Для збереження персоналу і пристроїв зв’язку від небезпечних напруг що виникають при грозових розрядах або від індуктивних впливів електропередачі на всіх проміжних і кінцевих станціях кабельні вводи повинні бути захищені запобіжниками і грозовими розрядниками.
6 Охорона навколишнього середовища
Природоохоронна діяльність в 2001 році на Чорноморському газовому промислі проводилась по наступних основних напрямках:
oпланування заходів по охороні навколишнього середовища і раціональному використанню природних ресурсів;
oзабезпечення і дотримання природоохоронних правил і норм в ході технологічного процесу безпосередньо зв’язаного з шкідливим впливом на довкілля;
oзабезпечення правильної експлуатації очисних споруд і підтримування їх у постійному працездатному стані.
З метою надійного обліку та контролю за викидами була проведена інвентаризація всіх джерел забруднення навколишнього середовища. В результаті проведення налагоджувальних робіт на біологічній установки очистки пластових вод була апробована ефективність її роботи. Аналізи очищення пластових вод дали позитивні результати але у зв’язку з тим що була виявлена негерметичність аеротенків з витоком в навколишнє середовище установка була зупинена. Зараз ведуться роботи по ліквідації витоків у навколишнє середовище з боксів аеротенків. Виділено і викинуто в атмосферу 530 тон забруднюючих речовин. Споживання води скиди і викиди в навколишнє середовище не перевищувало встановлених лімітів гранично допустимих норм.
В звітному 2001 році робота проводилась в таких напрямках:
поточний ремонт на насосних станціях очисних споруд;
ремонт повітродувок;
санація замазученого рунтового покрову;
благоустрій нових очисних споруд біологічної очистки пластових вод;
ремонт водопровідно-каналізаційних мереж;
ремонт газо факельної установки.
Поряд з тим є ряд проблем що негативно впливають на роботу природоохоронного напрямку:
)відсутність асимаційної машини;
)незадовільно вирішується питання заміни застарілого обладнання.