АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ АРИГОЛЬСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ТЮМЕНСКАЯ ОБЛАСТЬ)-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобы

АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ АРИГОЛЬСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ТЮМЕНСКАЯ ОБЛАСТЬ)-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

 Аригольское нефтяное месторождение открыто в 1992 году поисковой скважиной №102. Месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты – Мансийского автономного округа Тюменской области, в 140 километров от г. Нижневартовска.
 Нефтеносность установлена в терригенных отложениях верхней юры в пласте Ю1 наунакской свиты.
 Согласно классификации, по объему запасов месторождение относится к мелким. Балансовые запасы, утвержденные на заседании Центральной комиссии Министерства природных ресурсов Российской Федерации по государственной экспертизе запасов полезных ископаемых (протокол № 407-2001 от 13 апреля 2001 года) в целом по плату Ю1 составили по промышленной категории В+С- 17893 тыс.т., извлекаемые – 6294 тыс.т.
 Владельцем лицензии на разработку Аригольского месторождения (регистрационный номер ХМН-01060-НЭ от 04.08.1999 г.)является ЗАО «Ариголнефтегеология», входящее в состав ОАО «Нефтегазовая компания «Славнефть».
 В период с момента открытия залежи нефти скважиной №102П (закончена испытанием 16.09.92г.) по 1999год, на основании индивидуальных планов, утвержденных Нижневартовской РГТЭИ, осушествлялась пробная эксплуатация разведочных скважин №102,137 (закончена испытанием 30.11.94г.), 138 (закончена испытанием 13,03,97г.).
 В1999 году ГУП ХМАО НАЦРН был выполнен «Проект пробной эксплуатации Аригольского месторождения».Отчет прошел экспертизу и был утвержден на ТКР ХМАО(протокол №93 от 05.02.99г.). Комиссия постановила принять вариант на три года (2000-2003гг.)со следующими основными положениями:
• разбуривание залежи нефти по трехрядной системе с размещением скважин по равномерной треугольной сетке 500*500м. в центральной части с нефтенасыщенными толщинами более 10м и по сетке 600*600м на периферийных участках с толщинами менее 10м;
• общий фонд добывающих скважин – 84, в том числе 58 добывающих, 23 нагнетательных и 3 разведочных(пробуренных ранее).
В процессе ввода месторождения в эксплуатацию в проектные решения были внесены коррективы, связанные с уточнением геологического строения продуктивного пласта Ю1 в пределах Аригольского лицензионного участка. Кроме того, по результатам последних сейсморазведочных работ и эксплутационного бурения, а также в связи с получением лицензии на Западно-Аригольский лицензионный участок и передачей запасов углеводородного сырья этого участка на баланс ЗАО «Ариголнефтегеология», Мегионским Информационным Геологическим Центром были пересчитаны и утверждены ЦК МПР РФ запасы нефти и растворенного газа по всему месторождению., включая Западно-Аригольский участок.
3. КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГДИ


3.1 Цели и задачи ГДИ

Современные гидродинамические методы исследования (ГДИ) нефтяных скважин дают возможность получать важнейшие параметры пласта, на основании которых осуществляются процессы добычи, составляются проекты разработки месторождений. В результате гидродинамических исследований определяются фильтрационные параметры пласта и скважины, величины пластовых забойных давлений коэффициентов продуктивности, устанавливаются связи между скважинами по пласту и между пластами.
Исследования, как правило, имеют действенную силу, когда их выполняют систематически, а результаты обрабатывают по методикам, наиболее соответствующим процессам в реальном пласте.


3.2 Методы гидродинамических исследований пластов и скважин

Все существующие промысловые ГД методы исследования скважин можно подразделить на три большие группы:
• к первой группе относятся методы исследования скважин при установившемся режиме их эксплуатации;
• вторая группа включает в себя методы исследования при неустановившемся режиме работы скважин, известные в нефтепромысловой практике под общим названием исследования скважин по кривым восстановления давления (уровня);
• третья группа включает методы исследования пластов по взаимодействию скважин (гидропрослушивание) при однократном возмущении. В тех случаях, когда возмущение в скважине создается многократно и гармонически, этот метод получил название метода фильтрационных гармонических волн давления.
В зависимости от решаемых задач в результате промысловых и гидродинамических исследований определяется фильтрационные характеристики пласта, продуктивные пропластки, интервалы обводнения, забойные и пластовые давления и так далее. Анализ исследовательского материала позволяет осуществлять выбор оптимального режима работы технологического оборудования и оценку его технического состояния.

3.3 Приборы для исследования скважин

 В зависимости от решаемых задач в результате промысловых и гидродинамических исследований определяется фильтрационные характеристики пласта, продуктивные пропластки, интервалы обводнения, забойные и пластовые давления и так далее. Анализ исследовательского материала позволяет осуществлять выбор оптимального режима работы технологического оборудования и оценку его технического состояния.
Исследовательские работы, проводимые в процессе разработки нефтяных месторождений, включают в себя следующее:
• измерение необходимых физических параметров глубинными приборами, спускаемыми в скважину на скребковой проволоке или на геофизическом кабеле;
• измерение стационарными и переносными приборами на устье скважин с целью определения уровня жидкости, силовых нагрузок, энергетических затрат и т.д.
• лабораторные исследования глубинных и поверхностных проб нефти.


3.3.1 Глубинные приборы и оборудование для спуска их в скважину

 Из всего разнообразия глубинных приборов, применяемых при исследованиях скважин выделяются две большие категории, различающиеся способом преобразования и передачи информации.
Первая группа, это приборы с местной регистрацией (автономные), у которых преобразование и запоминание информации осуществляется непосредственно в самом приборе; спуск их в скважину производится на проволоке.
Вторая группа, дистанционные приборы: где преобразование измеряемой величины осуществляется в приборе , а регистрация- вторичным прибором, установленным на поверхности ; спуск прибора в скважину и передача информации на поверхность производится с помощи специального кабеля.
В процессе исследования скважин глубинными приборами регистрируются следующие физические величины:
давление
наличие и скорость движения жидкости в стволе скважины
температура
влагосодержание – фазовое соотношение воды и нефти в потоке жидкости и др.
Рассмотрим технические данные глубинных манометров-термометров, для проведения ГДИ в скважинах.

Вывод: Согласно схемы расстановки (см. лист демонстрационной графики) вся спецтехника располженная на расстоянии не более 31,5 м от скважины, т.е. находится в зоне детанационной волны, где ΔPф1=900 Кпа, при взрыве газо-воздушной смеси подвергнется полному разрушению.
Радиус смертельного поражения людей равен 50 м, поэтому нахождение людей в первой и во второй зонах смертельно опасно для их жизней.
Все машины и оборудование, находящиеся в третьей зоне практически не пострадают.
В целом предприятие НГДУ является опасным и вредным производством.















Аварии, их последствия, влияние на окружающую среду. Ликвидация последствий аварий.
Наиболее тяжелым видом аварий, в случае нарушения проектных решений, является открытый (неуправляемый) фонтан – выброс. Возможный ущерб зависит от геологических условий разреза месторождения, вскрытого аварийной скважиной (пластовое давление, суммарный дебит выбрасываемого продукта и т. п.).
Последствия аварии – загрязнение нефтью поверхности кустовой площадки, возможное отравление испаряющимися углеводородами.
Для изменения опасности загрязнения почвы в случае аварийных разливов нефти и химических реагентов предусматривается:
Площадки ДНС, ЦПС, площадки ввода реагента выполняются из сборных бетонных плит и ограждаются бордюрным камнем. Устройство обваловывания по периметру площадки куста для локализации и уменьшения опасности загрязнения в аварийных ситуациях.
Устройство противофильтрационного экрана из пленки и дарнита под всей площадью кустового основания.
Устройство трубчатого дренажа из асбестноцементных труб с фильтром из стеклоткани и песчано-гравийной смеси.
Сооружение защитных дамб на участках трубопроводов с линиями стекания, направленных вдоль оси трасс, для предотвращения разливов нефти при аварийных ситуациях.
Локализация нефтяных загрязнений на поверхности почвы при малых разливах нефти осуществляется путём оконтуривания участка плугами. При средних аварийных разливах – путём установления барьеров из земли с устройством защитных экранов, предотвращающих интенсивную пропитку барьера нефтью. Локализация больших объёмов разлитой нефти производятся с помощью отрывных траншей.
Прокладка трубопроводов с верховой стороны автодороги с целью использования её земляного полотна в качестве дамбы в случае разлива нефти.
Строительство шламовых амбаров с гидроизоляционным слоем, исключающим попадание отходов в подземные воды.
Закрытая система сбора и транспортировка нефти.
Устройство амбаров – отстойников на трассе трубопроводов для сброса и очистки воды после проведения гидроиспытаний.
Устройство амбаров по трассе продуктопровода для аварийного сброса продукта.
Автоматическое отключение насосов, перекачивающих нефть, при падении давления в трубопроводе и установка запорной арматуры для отключения участка трубопровода в случае его порыва.


ВЫВОД:
При исследовании нефтяных и нагнетательных скважин применяются технологические операции, оборудование и инструменты с использованием тяжелого физического труда. Спуско- подъемное оборудование испытывает большие нагрузки, в процессе работы подвергается воздействию агрессивной среды, что может привести к осложнениям связанными с разрушением отдельных его частей, а это в свою очередь может привести к аварийным ситуациям и к нарушению технологических процессов.
При проведении текущих гидродинамических исследований, не исключена возможность возникновения нефтегазовых проявлений и открытых фонтанов, то есть возможны выбросы нефти и газа. Это, как правило, приводит к загазованности и замазученности рабочих мест, что может привести к возникновению пожаров и несчастных случаев. При нефтегазопроявлениях, в случае применения необмедненного инструмента и неудачной конструкции искрогасителя спецтехники, применяемой при проведении работ, создается опасность возгорания, в результате чего при исследовании скважин типичны случаи, когда происходит кратковременный выброс и нефтегазовая смесь попав на рабочий агрегат воспламенялась. Так же возникновение пожароопасной ситуации связано с проведением ремонтных сварочных работ на устье скважины.
Основная часть работ по подготовке скважины к исследованию связана с перемещением (транспортировкой, погрузкой, разгрузкой, монтажом, демонтажем) оборудования, материалов, необходимых для исследовании скважин. В связи с этим, при проведении этих работ может возникнуть ряд опасных моментов:
Неисправность или несовершенство механизмов, применяемых для погрузки, разгрузки, транспортировки, монтажа, демонтажа оборудования. Неисправность механизмов, оборудования, инструментов прежде всего связана с нарушением периодичности осведетельствования их исправного состояния. При несогласованности действий работающих и применения неправильных методов труда.