Перечень сокращений, условных обозначений, терминов

Перечень сокращений, условных обозначений, терминов, единиц и символов
ВМР  водометанольный раствор
ГВК  газоводяной контакт
ГПУ  газопромысловое управление
ГФУ  горизонтальное факельное устройство
ДИКТ  дифференциальный измеритель критического течения
ДКС  дожимная компрессорная станция
КРС  капитальный ремонт скважин
ОАО  открытое акционерное общество
ОГ И РМ  отдел геологии и разработки месторождения
ООО  общество с ограниченной ответственностью
ПДК  предельно-допустимая концентрация
ПХГ  подземное хранилище газа
УКПГ  установка комплексной подготовки газа
УППГ  установка предварительной подготовки газа
ФА  фонтанная арматура
ЦИТС  центральная инженерно-техническая служба
ЯГКМ  Ямбургское газоконденсатное месторождение
7
1
Геолого-промысловая характеристика Ямбургского газоконден-
сатного месторождения [2]
1.1 Орогидрографическая характеристика района
Ямбургское газоконденсатное месторождение расположено в заполярной части Западно-Сибирской равнины, на Тазовском полуострове. Характерной особенностью территории месторождения является большая заозерность и заболоченность, особенно в центральной его части, и суровость климата. Большинство озер имеют термокарстовое происхождение.
Среднегодовая температура минус 24-26 0С. Температура воздуха зимой достигает минус 59 0С. Средняя летняя температура воздуха 6-9 0С.
Осадков выпадает 300-350 мм в год, около 79 % из них приходится на летнее
время. Среднегодовая скорость ветра 5-7 м/с, а максимальная превышает
40 м/с. Вскрываются реки от льда в первой половине июня, ледостав начинается в октябре. В ноябре возможно безопасное передвижение гусеничного
транспорта.
Суровые природно-климатические условия делают район труднодоступным для освоения. Основное население ханты, ненцы, русские и другие,
плотность - 1 человек на 6 км2. Коренные жители занимаются оленеводством,
пушным и рыбным промыслом. С развитием геологоразведочных работ население постоянно увеличивается за счет приезда из других районов.
Территория Ямбургского месторождения относится к южной части
северной геокриологической зоны. Отличается почти повсеместным, сплошным распространением низкотемпературных многолетнемерзлых пород
практически на всех геоморфологических условиях.
Преобладает сливающийся тип многолетней мерзлоты. Глубина слоя
сезонного протаивания от 0,3 до 1,5 м. В пределах месторождения толщина
мерзлых пород изменяется от 300 до 425 м. По криологической характеристике многолетнемерзлая толща является многослойной и подразделяется на
3 этажа. В целом для подавляющей части многолетней толщи территории
9
таликовые зоны в долинах рек (например р. Таб-Яха). Подземные воды в виду их высокой минерализации (10-35 г/л) должны рассматриваться в качестве
одного из источников водоснабжения.
Месторождение открыто в 1963 г. Тюменским геологическим управлением. Первая поисковая скважина № 2 заложена в 1969 г. в присводовой
части поднятия. При испытании
сеноманских отложений в интервале
1167...1184 м был получен фонтан природного газа дебитом 2015 тыс. м3/сут.
С 1969 по 1973 гг. на месторождении была пробурена 21 скважина. Выявлены залежи газоконденсата в трех пластах (БУ 3/1, БУ 4/1-3, БУ 8/3). Дебиты
газа достигали 611,11 тыс.м3/сут. на 20,0 мм диафрагме.
Разрез осадочных пород вскрыт до глубины 3550 м и представлен
отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. В нижнемеловых отложениях выделяются мегионская (валанжин), вартовская (верхний
валанжин-баррем) и покурская (сеноман) свиты. В 1973...1977 гг. продолжалась доразведка сеноманской залежи. За этот период на площади были
пробурены 7 скважин, а также одна глубокая скважина № 102 для изучения
неокомских отложений. Бурением этих скважин было уточнено строение сеноманской залежи в северном и северо-восточном направлениях, а также
подтверждено продолжение залежи в юго-западном направлении (скважины
№ 28, 31).
Промышленная разработка Ямбургского газоконденсатного месторождения связана с сеноманскими и валанжин-барремскими отложениями.
1.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза
На Ямбургском месторождении максимальная толщина осадочных
пород, вскрытая скважиной № 113, достигает 3650 м и представлена отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Породы доюрского
фундамента скважинами не вскрыты, предполагаемая глубина их залегания
составляет 6-7 км. Охарактеризованность керновым материалом неравномерна.
11
Толщина вартовской свиты изменяется от 670 до 1247 м.
Покурская свита (апт-альб-сеноман). Отложения вскрыты всеми пробуренными скважинами, представлены неравномерным переслаиванием
алевролито-песчаных и глинистых пластов различной толщины, в чередовании которых трудно выявить какие-либо закономерности. Большей частью
пласты плохо следятся и отсутствуют выдержанные глинистые перемычки.
Для всех разностей характерно наличие обильного растительного детрита.
Толщина свиты 826-897 м.
Верхний мел
Кузнецовская свита (туронский ярус) представлена глинами темносерыми с зеленоватым оттенком, аргиллитоподобными, в нижней части битуминозными, с включениями остатков фауны.
Толщина отложений 24-88 м.
Березовская свита (коньяк-сантон-кампанский ярусы) подразделяется
на две подсвиты. Нижнеберезовская подсвита сложена глинами темносерыми, опоковидными с маломощными прослоями алевролитов и песчаников кварц-полевошпатового состава.
Верхнеберезовская подсвита представлена переслаиванием серых
алевролитов глинистых и глин алевристых прослоями слабоопоковидных.
Толщина березовской свиты 255-448 м.
Ганькинская свита (маастрихтдатский ярус) завершает разрез меловых
отложений. Свита сложена опоковидными глинами серыми с зеленоватым
оттенком.
Толщина отложений 204-322 м.
Палеогеновая система
Отложения полиогеновой системы подразделяются на тибейсалинскую (палеоцен) и люлинворскую (эоцен) свиты.
Тибейсалинская свита делится на две: нижнюю, преимущественно
глинистую с прослойками алевролитов темно-серых, разнозернистых и верхнюю - песчаную с прослоями глин.
Толщина свиты 226-274 м.
13
ствующего отражающему горизонту «В11». Отмеченное увеличение толщин
пластов к западу приводит к смещению свода поднятия по группе пластов
БУ19...БУ11 в восточном направлении. Особенно сильные изменения конфигурации структуры захватывают район западнее линии скв. 134-130-110-124146-107-144, где распространен пласт БУ48, образующий клиноформное тело
между пластами БУ38 и БУ19.
По кровле фундамента отражающий горизонт «А» представляет собой положительную структуру огромных размеров, резко выраженную в разрезе. Одной из особенностей геологического строения Ямбургской структуры является наличие в нижней части его разреза дизъюнктивных дислокаций.
Дизъюнктивы прослеживаются преимущественно в доюрском разрезе платформенного чехла, хотя не исключено проникновение отдельных и в меловые отложения.
1.4 Cеноманская залежь
Сеноманская залежь газа контролируется природным фактором 
наличием высокоамплитудной ловушки, перекрытой мощной (500-800 м)
толщей турондатских глин, которая служит надежной покрышкой залежи.
Залежь подстилается пластовой водой по всей площади ее распространения и
является субмассивной. Литологически резервуар представлен сложным неравномерным переслаиванием песчаных, алевритовых и глинистых пород, со
значительным преобладанием коллекторов. Песчано-алевритовые породы в
газонасыщенной части сеноманской продуктивной
толщи
составляют
41,9-85,3 %.
Толщины проницаемых пород колеблются от 0,4 до 18,8 м; глинистых
- от 0,4 до 31,4 м. Коллекторами газа являются пески, песчаники, крупнозернистые алевролиты. Наибольшее распространение имеют крупнозернистые
разности алевролитов. Для песчано-алевролитовых пород характерна самая
разнообразная слоистость, отсортированность пород средняя. По гранулометрическому составу в коллекторах преобладают мелко-псамитовая и круп15
на долю газа Ямбургской площади приходится 25 проб, Харвутинской - 2
пробы. Данные анализа лабораторных исследований приведены в таблице 1.1
Таблица 1.1 – Анализ лабораторных исследований
Кол-во иссл.
Э.О.
Годы
17
II
6
Плотность
Крит.
пар-ры
отн.
кг/м3
Ркр, МПа
Ткр, К
89
0,675
0,814
4,650
208,76
II
90
0,670
0,807
4,650
207,85
6
IIу
91
0,677
0,816
4,645
208,85
8
II
92
0,679
0,817
4,648
209,21
8
II
93
0,668
0,804
4,659
207,54
9
II
94
0,661
0,796
4,661
206,34
9
II
95
0,665
0,800
4,665
207,16
8
II
96
0,668
0,804
4,665
207,66
3
I
89
0,707
0,852
4,626
212,89
5
I
90
0,696
0,839
4,631
211,35
1
I
91
0,698
0,841
4,634
212,14
12
I
92
0,698
0,841
4,633
212,25
1
I
94
0,706
0,850
4,618
210,70
3
I
95
0,706
0,791
4,620
210,80
4
I
96
0,699
0,842
4,625
210,10
скв.
17
следствии ДКС). Для компенсации добычи в отдельные годы на ряде УКПГ
это приводило к существенным превышениям отборов. Следствием этого
явилось крайне неравномерное дренирование залежи в целом, образование
значительного количества локальных депрессионных воронок, отрицательно
сказывающихся на процессе разработки. Также имело место недостаточная
изученность ФЕС северных УКПГ-4,7 (отборы на этих установках в первоначальном проекте закладывались значительно выше реальных возможностей
скважин). Начиная с 1998 года, после принятия нового проекта разработки,
несоответствие таких фактических показателей разработки проектным, как
средний дебит на одну скважину, устьевое и пластовое давления, становится
менее заметным. Фактические и суммарные отборы на УКПГ-2,3 практически соответствуют проектным, на УКПГ-1,5,6 они превышают проектные, на
УКПГ-4,7,8 отмечаются существенно меньшие отборы по сравнению с проектом.
В конце года на УКПГ-4 с целью «сгущения» сетки и вовлечения в
разработку дополнительных дренируемых запасов были запущены в эксплуатацию 15 новых скважин. Кроме того на УКПГ-7 в настоящее время проводится бурение и освоение еще 32 скважин. На данном этапе разработки дренируется вся площадь сеноманской залежи кроме самых северных и южных
участков.
Средние пластовые давления по зонам УКПГ снизились с начала разработки практически в 2 раза и по зонам УКПГ, где работают первые очереди
ДКС, составляют от 5,29 до 5,46 МПа. В зонах УКПГ-4,7,8 пластовые давления составляют соответственно 6,44; 6,89 и 8,69 МПа. Темп падения пластового давления по всем зонам УКПГ стабилизировался и за последний год составляет от 0,43 до 0,48 МПа. Контроль за изменением пластового давления
в эксплуатационной зоне ведется по всему фонду не реже двух раз в год. Для
контроля в периферийной части пробурены одиночные наблюдательные, а
также ряд пьезометрических скважин. Пластовые давления замеряются также
и в ряде разведочных скважин.
Анализ дренируемых запасов показывает, что наименее дренируемые
19
3 Исследования скважин сеноманской залежи [4]
Исследование скважин проводят в процессе разведки, опытной и промышленной эксплуатации с целью получения исходных данных для определения запасов газа, проектирования разработки месторождений, обустройства промысла, установления технологического режима работы скважин, обеспечивающего их эксплуатацию при оптимальных условиях без осложнений и
аварий, оценки эффективности работ по интенсификации и контроля за разработкой и эксплуатацией.
Содержание и объем исследовательских работ зависят от назначения
геолого-технических условий.
По своему назначению испытания газовых скважин подразделяются
на следующие:
1) первичные исследования проводятся на разведочных скважинах после окончания бурения. Их назначение состоит в выявлении добываемых
возможностей скважины, т. е. максимально допустимого дебита, который
может быть получен, исходя из геолого-технических условий, оценки параметров пласта и установлении первоначальных рабочих дебитов для опытной
эксплуатации;
2) текущие исследования применяют для установления и уточнения
технологического режима работы и текущей проверки параметров призабойной зоны пласта и скважины (один раз в год или чаще, в зависимости от условий работы скважин);
3) контрольные исследования осуществляются периодически с целью
проверки качества текущих исследований, определения параметров пласта
для составления проекта разработки и анализа разработки месторождения;
4) специальные исследования проводятся перед остановкой скважины
на ремонт или выходе из ремонта, перед консервацией скважины и при расконсервации, до и после работ по интенсификации притока газа. К специальным также относятся испытания газоконденсатных скважин и испытания,
проводимые с целью выяснения влияния засорения призабойной зоны глини21
Z
1
0,95
0,9
0,85
0,8
0,75
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
12
Пластовое давление, МПа
Рисунок 3.1 - Изменение коэффициента сверхсжимаемости z
в процессе разработки
м, м Па*с
0,02
0,015
0,01
0,005
0
0
2
4
6
8
10
12
Пластовое давление, МПа
Рисунок 3.2 - Изменение коэффициента вязкости газа 
в процессе разработки
В процессе разработки месторождения по мере снижения пластового
давления коэффициент вязкости снижается, а коэффициент сверхсжимаемости увеличивается. Произведение  (р) · z(p) практически остается постоянным.
Кроме коэффициентов вязкости и сверхсжимаемости газа на величины коэффициентов фильтрационного сопротивления влияют возможное изменение коэффициентов проницаемости и макрошероховатости пласта от
23
шаться. Подъем ГВК был спрогнозирован на геолого-математических моделях зон, дренируемых скважинами, подключенных на УКПГ. При этом была
восстановлена история разработки, а емкостные и фильтрационные параметры скорректированы так, чтобы получить фактический подъем ГВК по зонам, дренируемым отдельными УКПГ. Только после получения полного совпадения практического подъема ГВК с модельным были спрогнозированы
изменения толщины пласта по участкам hтек до 2016 года.
Однако, если в процессе разработки залежи будут изменены отборы
из отдельных участков и уточнены запасы дренируемых скважинами отдельных УКПГ, то прогнозируемые значения hпод.ГВК к которому стремились при
создании геолого-математических моделей зон, дренируемых отдельными
УКПГ, могут не совпадать с фактическими.
Можно утверждать, что существенных отклонений hтек от прогнозируемых не будет, если запасы газа по зонам и темпы отбора останутся такими, какими они были запланированы по действующему проекту. Различие
между фактическим подъемом ГВК и модельным будет иметь место только
из-за двухфазной газоводяной зоны, т.е. переходной зоны, используемой при
моделировании. Естественно, что двухфазная зона всегда существует и ее
толщина зависит от проницаемости пласта, точнее от соотношения капиллярных и крупных каналов пористой среды.
Высота подъема ГВК и текущая эффективная газонасыщенная толщина были учтены при прогнозировании изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления в процессе разработки Ямбургского месторождения.
Влияние коэффициентов несовершенства С1 и С2.
Коэффициенты несовершенства учитываются при определении дебита
проектных скважин. В проекте обосновывается вскрытие пласта проектными
скважинами с учетом наличии подошвенной воды и возможности обводнения скважин подошвенной водой. Степенью вскрытия пласта при этом и обусловливается величина допустимой депрессии на пласт. При обосновании
проектных дебитов скважин возможность обводнения скважин не была определяющим фактором. Поэтому во всех скважинах, независимо от близости
25
Рисунок 3.3 - Изменение коэффициентов совершенства в результате
подъема ГВК в процессе разработки
Зависимости, показанные на этом рисунке, получены для осредненных величин общих газоносных и вскрытых толщин по УКПГ-1-УКПГ-7.
Для средних общих и вскрытых толщин УКПГ-1-УКПГ-7, исходя из прогнозных расчетов подъема ГВК hпод.ГВК и текущих пластовых давлений при
hвск.нач = const определены допустимые разности квадратов давления в процессе разработки. В период падающей добычи газа из месторождения не менять hвск.нач, то скважины будут обводнены. Это означает, что по мере подъема ГВК необходимо поднять забои скважин.
Следует обратить внимание на темпы снижения коэффициентов несовершенства C1 и С2 и разности квадратов  Р2доп. Как видно из рисунка 3.3 коэффициент С1 снижается от С1  9,0 до нуля, а (C2-l)  1,5 до нуля, тогда как
Р
2
доп
снижается от  Р2доп  1702 до нуля. Поэтому происходит интенсивное
снижение дебитов. В принципе можно сократить первоначальную величину
коэффициентов C1 и С2 путем синхронного подъема забоя скважин. Тогда
влиянием этих коэффициентов на коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b в процессе разработки можно пренебречь. Таким образом, изменение коэффициентов а и b будет связано только с изменениями коэффициентов вязкости и сверхсжимаемости газа и толщины продуктивного пласта.
27
при таком качестве исполнения не дают. Поэтому стандартные исследования
обязательно должны быть только при первичных исследованиях новых скважин или же после проведения каких-либо ремонтно-профилактических paбот
в скважинах.
Однако следует подчеркнуть, что проведение стандартных исследований на скважинах, вскрывших сеноманские залежи, сопряжено с определенными трудностями, вызванными высокой проницаемостью пласта. По большинству скважин изменение величины депрессии на пласт от режима к режиму ниже величины погрешности измерительных приборов, т.е. класса точности выпускаемых образцовых манометров. Следует подчеркнуть, что в таких условиях разброс точек при построении зависимостей ∆Р2 и ∆Р2/Q от Q
вполне закономерен. Как отмечалось выше, при исследовании скважин диаметры диафрагмы, использованные на первом режиме, как правило, равнялись 0,017-0,019 м, а по какой причине не использовались диафрагмы с
меньшими проходными сечениями не указывалось. Применяемые при исследовании измерители давления позволяют измерить давление с точностью до
сотых долей атмосферы. Учитывая, что при использовании манометров с такой точностью и определении дебита измерителем критического течения при
известном диаметре диафрагмы, по известной величине давления и температуры газа на ДИКТе, искомые коэффициенты а и b могли быть определены
по кривым стабилизации забойного давления и дебита, снятые после пуска
скважины на одном из режимов. Проектировщик должен был предусмотреть
такой способ определения коэффициентов а и b, позволяющий существенно
сократить объемы исследовательских работ и потери газа, связанные с выпуском газа при стандартных исследованиях скважин и стационарных режимах фильтрации.
Таким образом, проводимые на предприятиях стандартные и специальные газогидродинамические исследования скважин оказались отчасти некачественными не из-за высокой продуктивности пласта, а из-за неправильно
выбранной технологии исследований. В ходе разработки сеноманской залежи
Ямбургского месторождения, начиная с 1985 г. в процессе авторского надзо29
При оптимально-допустимых депрессиях до 0,6 МПа дебиты исследуемых скважин колебались в широком диапазоне:
УКПГ-1
- от 240
до 978
тыс.м3/сутки.
УКПГ-2
- от 328
до 1047
тыс.м3/сутки.
УКПГ-3
- от 123
до 1171
тыс.м3/сутки.
УКПГ-4
- от 82
до 1218
тыс.м3/сутки.
УКПГ-5
- от 117
до 1203
тыс.м3/сутки.
УКПГ-6
- от 182
до 1380
тыс.м3/сутки.
УКПГ-7
- от 108
до 1498
тыс.м3/сутки.
УКПГ-8
- от 108
до 722
тыс.м3/сутки.
Средняя температура газа на устье скважин составляет 10-15°С. Средняя депрессия при оптимальных температурных режимах колеблется в интервале 0,4 - 0,6 МПа. Средние значения фильтрационных коэффициентов
по УКПГ сведены в таблицу 3.1.
Таблица 3.1  Средние значения фильтрационных коэффициентов
УКПГ
1
2
3
4
5
6
7
8
Средние значе- Средние значе- Средние значе- Средние значе- Средние значения коэффици- ния коэффици- ния коэффици- ния коэффици- ния коэффициентов a/b
ентов a/b
ентов a/b
ентов a/b
ентов a/b
1995
1996
1997
1998
1999
0,445
0,755*10-3
0,292
0,478*10-3
0,356
0,419*10-3
0,578
1,214*10-3
0,316
0,442*10-3
0,381
0,535*10-3
0,568
0,773*10-3
0,447
0,453*10-3
0,269
0,469*10-3
0,312
0,469*10-3
0,664
1,417*10-3
0,285
0,450*10-3
0,416
0,550*10-3
0,529
0,714*10-3
0,357
0,525*10-3
0,223
0,472*10-3
0,327
0,325*10-3
0,563
1,146*10-3
0,315
0,335*10-3
0,400
0,441*10-3
0,591
0,481*10-3
1,890
1,070*10-3
0,359
0,580*10-3
0,167
0,646*10-3
0,291
0,478*10-3
0,644
1,471*10-3
0,210
0,702*10-3
0,356
0,573*10-3
0,986
0,455*10-3
1,094
1,667*10-3
0,267
0,612*10-3
0,120
0,419*10-3
0,374
0,608*10-3
0,544
1,336*10-3
0,227
0,430*10-3
0,299
0,598*10-3
0,628
0,723*10-3
1,280
1,971*10-3
В скважинах пробуренных на неокомские отложения в 1999 году проведено 152 газодинамических исследований (по УКПГ-1В - 65, по
УКПГ-
2В -12 и по УКПГ -3В - 75). Из них 28 скважин – перед запуском в техноло31
Специальные газодинамические исследования скважин сеноманского
эксплуатационного фонда Ямбургского ГКМ коллекторами “Надым-1” в
1999 году проводились геологической службы ООО “Ямбурггаздобыча” по
плану работ, утвержденному главным геологом, согласно технологического
регламента РД 04819760-156-80 ТЮМЕНЬНИИГипрогаз г. Надым – 1998г.
Перечень скважин определялся отделом геологии и разработки месторождений, работы проводились при непосредственном взаимодействии c мастерами по добыче газа газовых промыслов.
Специальные газодинамические исследования скважин с применением коллекторов “Надым-1” производятся методом установившихся отборов
с целью определения производительности и количественного содержания
воды и механических примесей в газовом потоке скважины для назначения
или подтверждения технологического режима работы скважины в процессе
эксплуатации. Согласно регламента производилось шаблонирование и замерялся искусственный забой скважины. Исследования проводились на 5-6-ти
режимах “прямого хода”, с уменьшением диаметра шайб и 1-2 режимов “обратного хода”, с увеличением диаметра шайб. На каждом режиме поток газа
разделяется на фазы и измеряется расход газа, а также накопленный на этом
режиме объем жидкости и механических примесей.
Отобранные в процессе специальных исследований пробы воды и механических примесей, сдаются в лабораторию УНИПР (вода - гидрохимический анализ, мех. примесь – весовая характеристика).
В 1999 году проведено 284 скважино-исследований коллекторами
“Надым-1” в том числе: -геологической службой -160 ; ОАО Корпорацией
“Севергазсервис”-124.
Распределение количества исследованных скважин по УКПГ (газовым промыслам) выглядит следующим образом:
ГП - 1
- 42 скважины (42 скважино-исследований);
ГП - 2
- 41 скважина;
ГП - 3
- 42 скважины;
ГП - 4
- 36 скважин;
33
потоке определялось по формуле:
Wn 
1440  Vn
Qt
(3.2)
где Wn - удельное содержание механических примесей, мг/м3;
Vn - количество мех, примесей, отобранных на режиме, г;
Q -дебит газа на режиме исследования, тыс. м3/сут.;
t - время работы на режиме, мин;
1440 - переводной коэффициент (количество минут в сутках).
3.3.3 Статические замеры в газовых и газоконденсатных скважинах
Замеры статических давлений в скважинах, эксплуатирующих сеноманскую залежь, проводились ежеквартально (3-4 скважино-исследования в
кусте скважин).
В 1999 году был охвачен практически весь эксплуатационный фонд
скважин, за исключением некоторых скважин на кустах, где не было произведено статических замеров по следующим причинам:
- отсутствие дорог;
- неудовлетворительное состояние фонтанной арматуры (технические
неисправности);
- невозможность остановки скважин по технологическим причинам
(низкие температуры шлейфа).
Всего по действующему фонду сеноманских скважин было произведено 1730 замеров, а по фонду наблюдательных и разведочных скважин (7, 8,
41, 2H, 6H, 8H, 54Н, 58Н, 62Н, 64Н, 65Н, 02P, 06P, 442P, 443P, 444P, 445P,
446P, 447P, 448P, 449, 155) произведено 60 замеров статических параметров.
На неокомских скважинах в 1999 году было произведено 119 статических замеров по
действующему и простаивающему фонду скважин
(УКПГ-1В, 2В, 3В).
35
влечении, в связи с неисправностью.
Итого с помощью АМТ и CМТ-2 за 1999 год на сеноманских и неокомских скважинах было проведено 201 замер пластового давления и температуры.
Геологической службой согласно РД 39-093-91 проводились исследования по контролю за герметичностью эксплуатационной колонны при опрессовке методом снижения уровня. Замеры были произведены в следующих
скважинах: 20601, 20603, 20605, 20607, 31008, 417Н.
3.4. Оценка объема и качества проводимых газогидродинамических
исследований на Ямбургском ГКМ [3]
На Ямбургском месторождении (сеноманская залежь) проводятся газогидродинамические,
гидрогеологические,
специальные
промыслово-
геофизические исследования, а также исследования в наблюдательных скважинах.
Основанием проведения этих исследований являются рекомендации
проекта разработки, приведенные в разделе «Контроль за разработкой месторождения». Проектом разработки установлен объем (периодичность) и метод
исследования скважин. Проектом не предусмотрены: исследования скважин
при нестационарных режимах фильтрации и численное определение коэффициентов фильтрационного сопротивления. Согласно проекту разработки , газогидродинамические исследования при стационарных режимах фильтрации
предусмотрены в каждой скважине: первичные по выходу скважин из бурения и текущие для определения текущих значений коэффициентов фильтрационного сопротивления и сравнения их с проектными значениями. Частота
проведения стандартных исследований методом установившихся отборов установлена как ежегодная по всему эксплутационному фонду скважин. Общее
число проводимых стандартных исследований за последние 5 лет колеблется
от 350 до 500 исследований. Как правило, стандартные исследования проводятся на 5 режимах. В отдельных случаях число режимов равняется 4 или 6 37
градиентом давления и разрушением призабойной зоны с последующим выносом продуктов разрушения.
Основным источником информации о количестве примесей в добываемом газе при различных депрессиях на пласт являются результаты специальных исследований.
Технология проведения этих специальных исследований по установлению зависимости между депрессией на пласт, количеством твердых примесей и воды также не рекомендована проектом. Поэтому соответствие используемой на промысле технологии специальных исследований их назначению
(цели) предопределено работниками предприятия.
Эти исследования выполнены при идентичных условиях, т.е. при депрессиях на пласт 0,02 ≤ ∆Р≤0,5 МПа, и, как было отмечено ранее, с использованием коллектора «Надым-1» и продолжительностью работы на отдельных режимах 0,5 часов. За указанное время выход примесей Qпр составлял в
основном 0≤ Qпр≤30 грамм. Причем выход твердых примесей во многих случаях не соответствовал закономерностям увеличения депрессии на пласт.
Здесь же следует подчеркнуть, что все 50 специальных исследований, проведенные в скважинах не пригодны для выбора по этим результатам режима
эксплуатации скважин. Также некачественные исследования выполнены по
установлению величины выноса воды при различных депрессиях на пласт.
Основными недостатками проведенных специальных исследований являются:
1. Продолжительность работы скважины на режиме.
2. Использование для установления зависимости между ∆Р и Qпр коллектора «Надым-1», непригодного для определения указанных выше количеств твердых примесей. По данным этих исследовании количество твердых примесей составляло 0; 5; 10; 15 и т.д. граммов за
30 минут работы
скважины на заданном режиме.
3. Несоответствие в ряде случаев конструкции скважины, в частности,
глубины спуска фонтанных труб, необходимой для подъема с забоя продуктов разрушения.
39
4 Техника и технология проведения ГДИС [4]
4.1 Специальные газодинамические исследования скважин
Установки "Надым-1,-2" серийно выпускаются с 1986 года заводом
НПО "Тюменгазтехнология" и предназначены для газогидродинамических
исследований скважин газовых месторождений и подземных хранилищ газа.
Техническая характеристика установок приведена в таблице 4.1. Общий вид аппаратов приведен на рисунках 4.1, 4.2. Установки монтируются на
факельной, задавочной линиях ("Надым-1") или на технологической линии
перед шлейфом ("Надым-2").
Установки представляют собой устьевые малогабаритные быстросъемные устройства, состоящие из трех основных функциональных элементов: сепаратора, очищающего продукцию от механических примесей и жидкости; расходомера и емкостей для сбора отсепарированных твердых и жидких примесей.
Таблица 4.1 - Техническая характеристика установок "Надым"
Показатель
"Надым-1"
"Надым-2"
1,5
16,0
1,5
16,0
Температура рабочей среды, К
Температура окружающей среды, К
273-323
233-323
273-323
233-323
Потери газа при исследовании, м3/ч
Численность обслуживающего персонала
до 62,5
2
2
Масса монтажных блоков, кг
Масса в сборе, кг
до 50,0
186,0
до 50,0
280,0
Пропускная способность, млн. м3/сут
Рабочее давление, МПа
Сепаратор состоит из блоков первой и второй ступени сепарации. В
блоке первой ступени поток продукции скважины с помощью прямоточно - центробежного завихрителя приобретает поступательно-вращательный
характер, твердые и жидкие частицы центробежными силами
41
отбрасываются к стенкам корпуса, задерживаются прямоточным отбойником
и скапливаются в нижней части блока, откуда попадают в контейнер. Более
тонкая очистка добываемого газа происходит во второй ступени сепарации.
Здесь газ, обтекая фильтропакет, с помощью завихрителя второй ступени дополнительно закручивается и, проходя сквозь фильтр и хвостовик каркаса
фильтра, попадает в расходомер. Примеси, задержанные во второй ступени
сепарации, накапливаются в контейнере.
В качестве фильтров используется набор фторопластовых фильтрующих цилиндров, склеенных между собой по торцу, надетых на каркас фильтропакета и прижатых к хвостовику каркаса обтекателем. Для предотвращения поворачивания фильтропакета хвостовик соединяется с корпусом блока с
помощью специального штифта.
1 - фонтанная арматура; 2 - манометры; 3 - термометры; 4 - емкости
для жидких и твердых примесей; 5 - опоры; 6 - коллектор "Надым"; 7 - измеритель расхода газа; 8 - контейнер пробоотборного устройства
Рисунок 4.3 - Схема обвязки скважины при исследовании с
применением коллектора "Надым"
Фторопластовые фильтроэлементы типа ФЭП 120-94-250/20 либо
ФЭП 152-94-250 выпускаются серийно в соответствии с ТУ 84-835-79. Они
43
Глубинные манометры и дифференциальные манометры
По принципу действия глубинные приборы для регистрации давления
подразделяются на следующие группы:
1) Пружинные, в которых упругим чувствительным элементом, воспринимающим давление, служит многовитковая трубчатая (геликсная) пружина. Это так называемые геликсные глубинные манометры.
2) Пружинно-поршневые, в которых элементом, воспринимающим
давление служит уплотненный поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной растяжения. Различают пружинно-поршневые манометры с
вращающим и не вращающим поршнями.
3) Пневматические, в основе которых лежит принцип уравновешивания измеряемого давления сжатого газа, заполняющего измерительную камеру прибора. Это так называемые глубинные дифференциальные манометры,
регистрирующие приращение давления от какого-то его начального давления.
Таблица 4.2 - Технические данные геликсных глубинных манометров
Показатель
Пределы измерения давления, МПа
МГГ-63/250
МГН-2
6,3; 16,0; 25,0
10,0; 16,0; 25,0;
40,0; 60,0; 80,0;
100,0
Максимальная рабочая температура, 0С
100
160 - 250
Приведенная погрешность, %
± 0,50
±(0,25 – 0,40)
Порог чувствительности, МПа
0,012 – 0,050
0,010 – 0,200
50
50
1385
1500 – 1800
диаметр
36
32 - 36
Масса, кг
8,0
10,0
Длина записи давления, мм
Габариты, мм:
длина
Рассмотрим общий принцип действия указанные типов глубинных
манометров. Техническая характеристика геликсных манометров приведена в
таблице 4.2.
45
ков. На нём же закреплено царапающие перо 2, угол поворота которого пропорционален давлению. Нижний конец геликсной пружины сообщен с сильфоном 3 заполненным маслом и выполняющего роль разделителя жидкостей.
Регистрация давления осуществляется с помощью следующих элементов
прибора – часовой механизм 4 приводит во вращательное движение ходовой
винт 5, который сообщает регистрирующей каретке 6 равномерное поступательное движение. В этой связи, вертикальное перемещение каретки пропорционально времени, истекшему с момента пуска часового механизма на поверхности перед герметизацией прибора. Во внутри корпуса 7 сохраняется
атмосферное давление. В камере, в которой помещен сильфон, имеется отверстие для сообщения с окружающей средой. В нижней части глубинного
прибора размещается максимальный термометр для регистрации температуры на забое скважины и последующего внесения температурных поправок в
показания манометра. На внутренней стороне каретки-стакана укладывается
бланк, на котором перо оставляет след. Перо пишет дугу пропорциональную
давлению, при непрерывно перемещающейся каретке. Запись ведется в координатах ''давление – время''. Расшифровка записей осуществляется на компараторе.
В таблице 4.3 приведена техническая характеристика глубиннопоршневых манометров.
Рассмотрим конструктивные особенности манометра МГП-3М с автономной регистрацией показаний давления. Конструкция прибора приведена на рисунке 4.4(б) В манометре данного типа, чувствительным элементом
служит шток-поршень 1, растянутый пружиной 2. Шток 1 проходит через
сальник 3, разделяющий две камеры. В верхней камере А – атмосферное давление, а нижней камере В - давление внешней среды. Разность давлений в
камерах действует на сечение поршня-штока 1, которой при своем перемещении растягивает пружину. В камере А находится перо 4, вычерчивающие
на бумажном бланке вертикальную линию, равную по величине перемещения штока, и пропорциональную давлению в камере В. Бланк крепится в стакане-каретки 5, которая приводится в во вращение часовым механизмом 6.
47
с некоторым опозданием.
1, 2, 8, 13 – клапана; 3 – часовой механизм; 4 – барабан; 5 – каретка с
пишущим пером; 6 – штанга; 7 – поршень; 9 – самоуплотняющаяся манжета;
10 – цилиндр; 11 – ограничительная трубка; 12, 14 – пружины; 15 - втулка
Рисунок 4.5 - Глубинный дифференциальный манометр ДГМ-4:
Время запаздывания составляет порядка 1-2 часа (это время необходимо для подготовки прибора к измерениям, спуску в скважину и термостатированию в ней). Каретка с пишущим пером 5 с помощью штанги 6 жестко
соединена с поршнем 7, на котором находится разгруженная самоуплотняющаяся манжета 9. Для уменьшения трения, стенки цилиндра 10 периодически
смазывают авиационным маслом. В случае превышения пределов измерения
прибора (с целью предотвращения возникновения значительных перепадов
на поршень) в поршне 7 смонтирован клапан 8. Клапан 8 открывается в
крайних верхнем и нижнем положениях каретки 5, чем обеспечивает сооб49
4.3 Устройства для измерения расхода природного газа
Для определения расхода (дебита) природного газа в промысловой
практике используются расходомеры переменного перепада давления. Принцип действия данных устройств основывается на измерении перепада давления, создаваемого вследствие протекания жидкого или газообразного вещества через ссужающее устройство, установленное в трубе. Течение газа или
жидкости через сужающее устройство, ведет к переходу части потенциальной энергии давления в кинетическую, при этом средняя скорость движущегося потока в месте сужения значительно повышается. В этой связи, статическое давление после ссужающего устройства становится меньше, чем перед
ним. Получаемая при этом разность давлений зависит от расхода и служит
мерой расхода.
В основе этих устройств используются три базовых элемента:
- ссужающее устройство, устанавливаемое внутри трубопровода, которое создаёт перепад давления, зависящий от расхода потока;
- дифференциальный манометр, измеряющий перепад давления, не
градуированный в единицах расхода;
- соединительные трубки, передающие перепад давления от ссужающего устройства к дифференциальному манометру.
Уравнения объёмного расхода сжимаемого вещества протекающего
через ссужающее устройство выглядят следующим образом:
Q

2
     d2
 Р,
4

(4.2)
Q

2
     D2
 Р,
4

(4.3)
где α – коэффициент расхода ссужающего устройства, зависящий от типа,
модуля этого устройства и числа Re;
51
дификациях:
- камерная диафрагма, располагается между двумя кольцевыми камерами, которые сообщаются с внутренней полостью трубопровода щелью или
группой равномерно распределенных по окружности отверстий; такое расположение камер обеспечивает равномерное распределение давления до, и после диафрагмы.
- бескамерная диафрагма, располагается между фланцами трубопровода, замер перепада давления осуществляют через отдельные цилиндрические
отверстия.
Диафрагмы устанавливаются на трубопроводах диаметром не менее
50 мм при условии, чтобы модуль ссужающего устройства был в диапазоне
0,05 ≤ m ≤ 0,70. Толщина диска диафрагмы составляет 0,1·D. На газопроводах с диаметром труб в пределах от 125 до 250 мм устанавливаются диски
диафрагм толщиной 3 мм, а на газопроводах с диаметром трубы 250 мм –
толщиной 6 мм. Бескамерные диафрагмы устанавливаются на газопроводах с
рабочим давлением не более 2,5 МПа (ограничение применения по давлению
фланцев с гладкими полями).
Для обеспечения минимальных потерь напора в газопроводе в качестве ссужающих устройств используют сопла и сопла Вентури. Первые применяются на газопроводах с диаметром трубы не менее 50 мм при условии,
чтобы модуль ссужающего устройства был в диапазоне 0,05 ≤ m ≤ 0,65, сопло Вентури используется при условии, что 0,05 ≤ m ≤ 0,60
Расчёт газа жидкостными показывающими дифференциальными манометрами, оборудованными стандартной диафрагмой производят по формуле следующего вида:
Q  83,54  10 6  К t  K 1  d 2 
Pрт  Н рт
Т z 
,
(4.4)
где Кt – поправочный коэффициент на тепловое расширение материала
диафрагмы (для существующих температурных условий Кt=1);
53
Определение расхода газа ДИКТом производится только при соблюдении условия ξкр ≤ 0,500.
На рисунке 4.7 приведены конструкции ДИКТ диаметром 50 и 100 мм.
а – диаметр ДИКТа 50 мм; б – диаметр ДИКТа 100 мм; в – штуцер;
1 – отверстие для манометра; 2 – отверстие для продувочного вентиля;
3 – термометрический стакан; 4 – диафрагма.
Рисунок 4.7 - Принципиальная схема ДИКТа
Первая конструкция ДИКТа представляет собой цилиндр длиной
305 мм, на одном конце которого нарезана стандартная резьба под прижимную гайку. Между диафрагмой и торцевой поверхностью устанавливается
прокладка, и далее они с помощью прижимной гайки стягиваются с цилиндром. В термостакане 3 устанавливается термометр. При использовании диафрагм малого диаметра для снижения давления применяют ниппель с вентилем, а в случае определения расхода газа содержащего механические примеси – специальный штуцер (рисунок 4.7(в)).
Расчет дебита газа производят по формуле следующего вида:
Q
10  C  P
T z
,
(4.6)
где Q – дебит природного газа, приведенный к температуре 20 0С и давлению
55
5 Обработка результатов исследований скважин куста
5.1 Методические основы обработки результатов стандартных исследований скважин [3]
К настоящему времени в виде рекомендаций, инструкций и руководящих документов предложены 3 метода для обработки результатов исследований газовых скважин на стационарных режимах фильтрации. Теоретические основы этих методов отличаются только допущениями о зависимости
между градиентом давления и скоростью фильтрации пористой среды. Не останавливаясь на истории изучения этой зависимости, отметим, что к настоящему времени наиболее часто на территории стран СНГ используется связь
между градиентом давления и скоростью в виде уравнения параболы с постоянными коэффициентами пропорциональности а и b, имеющего вид:
Р2пл – Р2з = aQ + bQ2,
(5.1)
где а и b — коэффициенты пропорциональности фильтрационного сопротивления; Q - дебит скважины; Рпл, Рз - пластовое и забойное давления
соответственно.
В США принята степенная связь между градиентом давления и скоростью фильтрации с коэффициентами пропорциональности фильтрационного
сопротивления в виде формулы:
Q = C*[∆P2]n,
(5.2)
где С и п — коэффициенты пропорциональности, определяемые путем
обработки результатов исследований в координатах lgQ = lgС + n * lg ∆Р2.
Практически невостребованным оказался метод, допускающий связь
между градиентом давления и скоростью фильтрации в виде "квадратного
трехчлена", имеющего вид:
Р2пл – Р2з = aQ - bQQкр+ bQ2
(5.3)
где а и b — коэффициенты, аналогичные коэффициентам фильтрационного сопротивления в формуле (5.1); Q, Qкр - дебиты скважины при критической величине скорости фильтрации, превышение которой приводит к на57
эти равенства не соблюдаются и на отдельных режимах работы скважины,
снятых при исследовании,  Р2
 а · Q + b · Q2. Естественно, что такое нера-
венство будет иметь место на тех режимах (точках на зависимостях  Р2/Q от
Q), на которых проведенной прямой значения  Р2/Q для данного дебита не
охвачены.
Для скважин Ямбургского месторождения это несоответствие общепринятой формуле для обработки результатов может быть вызвано следующими причинами:
- при измерении и в последующих расчетах забойного давления допущены ошибки. Такие ошибки не исключены из-за весьма небольших величин депрессий на пласт.
- по мере изменения режима работы в процессе исследования происходят изменения свойств пористой среды и газа. Отметим, что из-за небольшой величины депрессии на пласт от режима к режиму вероятность значительного изменения свойств пористой среды и газа исключается. Из-за ожидаемых изменений параметров пористой среды наиболее вероятными могут
быть изменения толщины работающего интервала.
- для обработки результатов исследования некоторых скважин этих
месторождений формула (5.1) не пригодна и необходим полином с переменными коэффициентами пропорциональности между  Р2 и Q. В таком случае
необходима новая технология исследования, позволяющая определить коэффициенты полинома. С позиции современных методов прогнозирования показателей разработки в поисках новых методов определения коэффициентов
пропорциональности полиномов нет необходимости.
5.2 Обработки результатов исследования скважин Ямбургского месторождения графическим методом
Количество определяемых параметров пласта и скважин зависит от качества измеряемых параметров, методов и расчетных формул для пересчета
этих параметров применительно к забойным условиям, технологии проведе59
ного забойного давления, сопоставимую с создаваемой депрессией на пласт.
Отсутствие расчетных формул, позволяющих учесть влияние перечисленных
параметров на забойное давление, делает безуспешными попытки устранения
влияния методов расчета забойного давления на качество определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и на связь депрессии на пласт с
дебитом.
Другим фактором, влияющим на качество определяемых по результатам исследования параметров, является: технология проведения исследования. Так как основным способом определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и связи депрессии с дебитом газа являются исследования, проводимые стационарных режимах фильтрации, эти исследования
должны проводиться с соблюдением полной стабилизации дебитов и забойных давлений на различных режимах работы скважин и полного восстановления давления между режимами. Если эти условия не соблюдены, то необходимо использовать изохронный: экспресс-метод,
в
актах
исследования
отметив
при
этом
способ и продолжительность испытания сква-
жин.
Особое внимание следует обратить на результаты представленных исследований по установлению качественной связи между депрессией на
пласт, дебитом газа и количеством жидких примесей на различных режимах.
Эти данные не могут приняты в качестве времени, необходимого для
стабилизации процесса разрушения призабойной зоны и выноса на поверхность продуктов разрушения на режимах, так как продолжительность 30 мин
недостаточна для стабилизации количества твердых примесей при заданной
депрессии. Опыты, проведенные практически в аналогичных случаях на Северо-Ставрополъеком месторождении показали, что время стабилизации
процессов разрушения и выноса продуктов разрушения при соответствующей конструкции, обеспечивающей вынос твердых и жидких примесей,
длится до трех суток на каждом режиме.
Эти и другие технологические аспекты проводимых исследований свели практически на нет возможность получения качественной информации по
61
ходятся коэффициенты С указывающие на недовосстановление Рпл либо Рз (С
показаны на индикаторной зависимости в уравнении). Далее строится зависимость (∆Р2 + С)/Q от Q и с помощью программы Microsoft Excel находится
уравнение прямой в виде: y = bx + a, где у = (∆Р2 + С)/Q, x = Q. Искомые коэффициенты фильтрационного сопротивления показаны на графиках в приложении Б.
Полученные результаты сведены в таблицу 5.2:
Таблица 5.2 – Значения коэффициентов фильтрационного сопротивления a и b скважин куста 605.
Год
1992
1993
1994
07.1995
08.1995
1999
a и b*
6051
6052
6053
6054
6055
6056
a·100
b· 100
a·100
b· 100
a·100
b· 100
0,3865
0,0001
0,4038
0,00008
0,4647
0,0004
0,3708
0,0002
0,2377
0,00008
0,4891
0,00009
0,5747
0,0004
0,6619
0,0002
0,6177
0,0007
0,5815
0,00008
0,5845
0,0004
0,4731
0,0001
0,6171
0,00008
0,2809
0,0006
0,5399
0,0003
a·100
0,3481
0,326
0,6907
0,5816
0,4259
0,3891
b· 100
a·100
b· 100
a·100
b· 100
0,0004
0,4018
0,00003
0,0005
0,3464
0,00006
-
0,0003
0,4781
0,0018
0,6088
0,0003
0,0001
0,421
0,0002
0,00004
0,5427
0,0024
0,0001
-
* a = [МПа2/(тыс.м3/сут.)], b = [МПа2/(тыс.м3/сут.)2]
Результаты графической обработки данных куста 605 показывают, что
начальный участок кривых зависимости ∆Р2 от Q практически во всех исследованиях искажен и проходит ниже начала координат, что может быть следствием неверного определения Рпл, не исключены ошибки и при определении
значений Рз.
Следующим недостатком некоторых кривых является отсутствие начального участка. Поэтому обработка этих кривых по стандартной методике
без учета необходимых поправок на искажение начального участка дает отрицательный коэффициент а. Это означает, что для таких индикаторных кри63
Из приведенных в таблице 5.1 данных видно, что показатели скважин
по ∆Р и Q в пределах куста достаточно близки, хотя по некоторым скважинам заметно резкое изменение по годам. Так скважины 6054 и 6056 имеют
практически одинаковую продуктивность в 1992 году, а уже в 1993 году продуктивность 6054 скважины в 2 раза выше. В 1994 году скважины 6052 и
6055 имели одинаковые характеристики, которые в 1999 году оказались несопоставимыми. В целом по приведенным в таблице данным нетрудно выделить наиболее продуктивные, среднепродуктивные и «низко» продуктивные
скважины, хотя в общем понимании, среди скважин Ямбургского месторождения низкопродуктивных нет. В данном случае это понятие введено относительно высокопродуктивных скважин. Особо стоит отметить скважину 6052
высокая продуктивность которой остается на протяжении всей разработки,
она относиться к категории высокодебитных, которые при депрессии ∆Р≤0,3
МПа работают с дебитами 1,0 и более млн.м3/сут. К среднедебитным скважинам следует отнести скважины с дебитом около 1,0 млн.м3/сут. при депрессиях 0,3≤∆Р≤0,6 МПа, а низкодебитным - скважины с дебитом до 1,0
млн.м3/сут. при депрессиях 0,6≤∆Р≤1,5 МПа. В количественном отношении
высокодебитными скважины составляют около 10%, среднедебитные – 70%,
а низкодебитные около 20% от общего фонда эксплуатационных скважин.
Если же брать куст в целом то ее характеристикой будет зависимость
дебита от устьевого давления которая показана на рисунке 5.1, исходя из которой устанавливается производительность куста при пластовом давлении
соответствующему моменту исследования скважин.
65
тивления носит несколько условный характер. Сравнение коэффициентов
фильтрационного сопротивления для идентификации результатов исследования требует приведения этих коэффициентов к единым условиям. К этом условиям относятся:
-
полнота вскрытия пласта с однотипным перфоратором и одинако-
вым числом отверстий;
- одинаковость эффективных толщин;
-
одинаковость
диапазона
изменении
депрессий
на ' пласт
в
процессе исследования;
- одинаковость продолжительности исследования на режимах;
- отсутствие на забое песчано-жидкостных пробок;
-
одинаковость состава добываемой продукции, т.е. идентичность
структур потока в стволе и количественное соотношение газовой, жидкой и
твердой фаз и т.д.
Перечисленные условия необходимо соблюдать даже в том случае, когда емкостные и фильтрационные параметры пористой среды абсолютно
одинаковы. На идентичность характеристик скважин рассматриваемых месторождений в основном будут влиять:
- совершенство скважин по степени и характеру вскрытия;
-
зональные изменения эффективной толщины и проницаемости пла-
-
последовательность залегания высоко- и низкопроницаемых про-
ста;
пластков и их вскрытия скважинами, расположенными на центральной и
приконтурной частях залежи.
Учитывая, что идеально одинаковых условий, связанных с вскрытием
пласта и емкостно-фильтрационными параметрами, не бывает, идентификацию параметров оценивают по двум признакам:
- по зависимости дебита от депрессии на пласт в различных скважинах
(желательно в пределах куста);
- по величинам коэффициентов фильтрационных сопротивлений, определенных аналитическим и графическим методами.
67
ния.
Например, если считать за базовый вариант депрессию на пласт полученную в 1992 году в скважине 6051 при дебите 1120 тыс.м3/сут., то показатели скважины 6053 оказываются худшими в n = 3,033/2 = 1,5 раза. Однако
при анализе коэффициентов а и b такое сравнение становиться практически
невозможном. Это связано, прежде всего, с тем, что в определении коэффициентов а и b существует некоторая условность. Эта условность носит субъективный характер и зависит от того, как проведена прямая по значениям
∆Рi/Qi от Qi, полученная по данным исследования скважин.
В пределах зоны, охватываемой скважинами куста, различие в величинах ∆Р и Q, коэффициенты фильтрационного сопротивления будут зависеть
от эффективной и вскрываемой толщины, неоднородности пропластков
вскрываемых каждой скважиной, степени загрязнения призабойной зоны
раствором при вскрытии продуктивного разреза, параметра анизотропии
пропластков, наличия непроницаемых пропластков ниже интервала вскрытия
от дна скважины до ГВК и т.д.
Поэтому при оценке однородности скважин по производительности
желательно использовать зависимость дебита от депрессии на пласт.
5.4 Анализ результатов исследований по выносу твердых и жидких
примесей
Для изучения зависимости между депрессией на пласт и количеством
жидких и твердых примесей в добываемой продукции Ямбургского месторождения проводятся специальные исследования с использованием коллектора «Надым-1». Как правило скважины исследуются на 5 режимах с продолжительностью работы скважины на каждом режиме 30 мин. Максимальная депрессия на пласт по исследованным скважинам 605 куста не превышала 0,6 МПа, за редким исключением, как в скважине 6055 исследованной в
1999 году, когда дебиты при малых депрессиях были очень низкими.
Основным недостатком этих исследований является кратковременность
69
6 Совершенствование технологии проведения газодинамических исследований скважин
Анализ параметров разработки газовых залежей региона позволил выделить следующие особенности, влияющие на технологию контроля за разработкой месторождений и задачи газогидродинамических исследований пластов
[7, 8-12].
1. Неблагоприятные климатогеографические условия региона и значительные размеры залежи существенно усложнили проведение непрерывного
контроля за технологическими режимами работы скважин и шлейфов.
2. Повышенная вероятность разрушения слабосцементированного обводненного песчаника призабойной зоны и выноса его на поверхность с возможным
разрушением фонтанной арматуры вызвала необходимость установки в добывающих скважинах превентивного забойного оборудования. Наличие в
скважинах уплотнительного пакера и клапана-отсекателя резко ограничивает
возможности газодинамических исследований пласта существующими методами, рассчитанными на газодинамическую сплошность затрубья. В частности, по большинству скважин невозможно прямое измерение забойных
давлений или определение его пересчетом по затрубью при течении газа по
НКТ.
3. Высокие фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта и
конструктивные особенности, изложенные выше, не позволяют с достаточной точностью рассчитать малые величины забойной депрессии, соизмеримые с потерями давления по стволу испытуемой скважины. В связи с
этим затрудняется обработка результатов газодинамических исследований
пласта на стационарных режимах фильтрации. По тем же причинам, как
показал опыт, применение нестационарных методов исследования сеноманских залежей не эффективно.
4. По многим эксплуатационным скважинам анализ результатов специальных исследований, проведенных с отбивкой жидкой фазы, свидетельствует о
наличии пластовой воды в газовом потоке. Причем текущий уровень ГВК
71
оси скважины и пластовое;
а0 
 * Р0 Тm 3.3 Re кр
10  2h 0 T0 K 0.5
(6.3)
а1 
R кр
 Р 0 Т
ln
,
 Kh  0 T 0
Rc
(6.4)
а2 
 Р 0 Т
R
ln к ,
 Kh  0 T 0 R кр
(6.5)
 *  0 Р 0 Т
,
2(h ) 2  0 T0 Rc
(6.6)
b
где
,
т - коэффициент пористости;
К - коэффициент проницаемости;
h - газо-отдающая толщина пласта;
β* - коэффициент, характеризующий геометрию поровых каналов;
Reкр - критическое число Рейнольдса, определяющее условия нарушения линейного течения;
Т, Т0 - пластовая и нормальная температуры;
Р0 - нормальное давление;
Z,Z0 - коэффициенты сверхсжимаемости в пластовых и нормальных условиях; μ - динамическая вязкость газа в пластовых условиях;
ρ0 - плотность газа.
Решая совместно уравнения (6.1) и (6.2) и обозначая
а  а1  а 2 
R кр
 Р 0 Т
ln
,
 Kh  0 T 0
Rc
(6.7)
получим уравнение притока газа при нелинейном законе фильтрации в виде
Р2пл - Р2с = (а – а0) · q + b ·q2 .
(6.8)
73
в частности возможность оценки коэффициентов пьезопроводности, гидропроводности, радиусов каверн и т.д.
Для сравнения методики предложенной Немировским И.С. на рисунке 6.1 показана индикаторная диаграмма получаемая при обычной методике обработки.
Индикаторная диаграмма 6052 скважины за 07.1995 год
1100
2
y = 0,0007x - 0,028x
1000
2
R = 0,9976
900
(Рпл2-Рз2)/100, МПа2
800
700
600
500
400
300
200
100
0
-100 0
200
400
600
800
1000
1200
1400
-200
-300
Q, тыс.м3/сут.
Рисунок 6.1 – Индикаторная диаграмма полученная по стандартной
методике обработки
Коэффициенты а и b полученные при стандартной методике обработки
показаны на рисунке 6.2 в уравнении: а = 0,0296·10-2 МПа2/(тыс.м3/сут.), b =
0,0006·10-2 МПа2/(тыс.м3/сут.)2,
75
Рпл2-Рз2 = АQ - (А0*Q - B*Q2)*f(Q - Q0)
(Рпл2-Рз2)/Q, 100МПа*сут./тыс.м3
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
Q, тыс.м3/сут.
Рисунок 5.4 – Обработка результатов исследования
по предложенной методике
Получим новые коэффициенты фильтрационного сопротивления: а =
0,30·10-2 МПа2/(тыс.м3/сут.), b = 0,000724·10-2 МПа2/(тыс.м3/сут.)2.
77
Таблица 7.1 – Технико-экономические показатели работы предприятия «Ямбурггаздобыча» за 1997 и 1998 годы
1997 год
Показатель
3
1. Валовая добыча газа, млн.м
2. Добыча газового конденсата, тыс.т
3. Товарный газ природный, млн.м3
4. Товарный газ потребителям, млн.м3
5. Товарный конденсат, тыс.т
6. Среднесуточная валовая добыча природного газа, тыс.м3
7. Среднесуточная добыча газового конденсата, т.
8. Валовая продукция, тыс.руб.
9. Товарная продукция в действующих
ценах, тыс.руб.
10. Реализация продукции, тыс.руб.
11. Ввод скважин в эксплуатацию, СКВ.
12. Средняя цена 1000 м3 природного газа,
руб.
13. Себестоимость товарной продукции,
тыс.руб.
14. Затраты на 1 рубль товарной продукции, руб.
15. Себестоимость 1 тыс.м3 газа, руб.
16. Себестоимость добычи 1 т конденсата,
руб.
17. Себестоимость 1 т деэтинизированного конденсата, руб.
18. Балансовая прибыль, тыс.руб.
19. Фонд оплаты труда, тыс.руб.
20. Среднесписочная численность – всего,
чел.
21. Среднемесячная оплата труда, руб.
22. Капитальные вложения, тыс.руб.
23. Ввод основных фондов, тыс.руб.
1998 год
Темп
роста
%
99,28
128,08
99,21
99,21
128,16
факт.
177803,7
657,1
177329,9
177329,9
655,2
план
175513,0
826,0
174911,9
174911,9
755,7
факт.
176524,6
841,6
175923,5
175923,5
839,7
%
100,6
101,9
100,6
101,9
111,1
487133
480858
483629
100,6 99,28
1795
2257
2300
101,9 128,08
6523736
8122494
8180112
100,7 125,39
6382222
8205166
8296888
101,1 123,1
5414045
21
8205166
-
6822238
11
83,1
-
126,01
52,38
35,44
-
44,6
-
125,84
5578600
7229842
7249840
100,3 123,0
0,8741
0,881
0,8738
99,2
99,97
31,326
39,114
38,738
99,0
123,66
95,364
119,12
115,564
97,0
121,23
174,65
216,358
207,324
95,8
118,71
327611
112389
568776
139946
421668
138407
74,7
98,9
128,71
123,15
11773
13520
13564
100,3 115,21
8286
741330
526425
10354
2004696
995787
10204
2616669
1664658
98,6 123,15
130,5 352,97
167,2 316,22
По данным табл. 7.1 можно рассчитать плановую и фактическую производительность труда
За 1998 год:
Птплан=Qплан/Ч,
Птплан=175513/13564=12,94 млн.м3/чел.год,
Птфакт=Qфакт/Ч,
Птфакт=176524,6/13564=13,01 млн.м3/чел.год,
79
- отчисление в фонд обязательного медицинского страхования (3,6% от
фонда з/п);
- отчисление в фонд занятости (с 1998 года 1,5% от фонда з/п);
- амортизация основных фондов;
- прочие расходы.
К материальным затратам относят расходы на сырье, основные и вспомогательные материалы, покупные изделия, полуфабрикаты, стоимость топлива, энергии, затраты связанные с использованием природного сырья, отчисления на геологоразведочные работы, расходы рекультивирования земли,
плата за воду, забираемых из водохозяйственных систем в пределах установленных лимитов. Затраты на работу и услуги производственного характера:
ремонт основных фондов, транспортные услуги и т.д.
В состав расходов на оплату труда включаются выплаты по заработной
плате исчисленные исходя из сдельных и повременных тарифных ставок и
должностных окладов, компенсированных выплат (районный, полярный коэффициент). Амортизационные отчисления включаются в себестоимость по
нормам амортизации, установленных законодательством России. В себестоимость продукции не включаются следующие выплаты в денежной и натуральной форме: материальная помощь, вознаграждения по итогам работы
за год, оплата дополнительного отпуска, предоставляющего по решению
трудового коллектива, надбавки на пенсию, доходы, дивиденды, проценты,
доходы по акциям, вкладам и др. прочие расходы – это платежи по обязательному страхованию имущества предприятия, вознаграждения за изобретательство, платы за кредит банка, оплата работ по сертификации продукции,
командировочные расходы по установленным нормам, отчисления в ремонтный фонд, арендная плата. Структура себестоимости по элементам затрат колеблется в зависимости от характера производства и условия деятельности
предприятия. Для определения себестоимости единицы основных видов продукции затраты формируются по статьям калькуляции, калькуляция указывает на каком участке производства понесены те или иные затраты.
Себестоимость товарной продукции за 1998 год составила 7249840
81
- цеховые расходы;
- общепроизводственные расходы;
- прочие производственные расходы, в том числе на геологоразведочные работы и минерально-сырьевые базы.
Сумма расходов по всем статьям образуют производственную себестоимость валовой и товарной продукции, внепроизводственными расходами
они образуют полную себестоимость товарного газа. В общепроизводственные расходы предприятия включают затраты на содержание аппарата управления, командировочные и т.п. В статье внепроизводственные расходы учитываются расходы по реализации продукции, административно управленческие расходы по содержанию вышестоящих организаций, отчисления на научно-исследовательские работы, на подготовку кадров, налоги, включаемые
в себестоимость продукции. В таблице 7.2 представлена смета затрат на
предприятии «Ямбурггаздобыча».
Таблица 7.2 – Смета затрат на добычу и реализацию природного газа за
1997 и 1998 года
1997 год
1998 год
на ед. тов. Темп
газа, руб. роста
на 1000 м3
3,853
126,6
1. Сырье и основные материалы
529086
на ед. тов.
тыс.
газа, руб.
руб.
на 1000 м3
2,971
721000
2. Вспомогательные материалы
63184
0,355
127772
0,683
150,5
3. Энергия со стороны
812
-
886
-
108,4
4. Топливо со стороны
164
-
174
-
105,7
5. Материальные затраты
593547
3,333
849601
4,540
130,1
6. Фонд оплаты труда
331237
1,860
294540
1,574
88,9
7. Отчисления на соц. нужды
129559
0,728
112838
0,603
87,1
8. Амортизация основных фондов 1180073
6,627
1951428
10,427
139,5
9. Прочие денежные расходы
2752652
15,457
3190983
17,050
113,7
5578600
31,326
7249840
38,738
123,0
Показатель
10. Затраты на производство и
реализацию продукции
тыс. руб.
83
сов рабочего времени и бригада в количестве 4-х человек (мастер, 2 оператора по исследованию скважин 4-го разряда, оператор по исследованию скважин 5-го разряда).
Общую сумму всех прямых затрат можно найти из следующей формулы:
Зобщ = Зобор + Зтех + Фопл.тр,
где Зобор – затраты на амортизацию оборудования;
Зтех – почасовая оплата техника;
Фопл.тр – зарплата мастера, зарплата оператора по исследованю
скважин 5-го разряда, зарплата оператора по исследованю скважин 4-го разряда, социальные начисления.
Затраты по эксплуатации оборудования приведены в таблице 7.3:
Таблица 7.3 – Затраты по эксплуатации оборудованя
Наименование
Стоимость эксплуатации на 1 скважино - исследование, руб.
Шайбы (7 штук)
0,233
Трубка
0,033
ДИКТ
0,5
Манометр (4 штуки)
2,0
Ключи (3 штуки)
0,11
Итого
2,873
Затраты на оплату труда бригады найдем из формулы:
Зопл.тр = Тм + Т5р + Т4р
где Тм – составная часть оклада мастера;
Т5р – почасовая оплата оператора по исследованию скважин 5-го
разряда;
Т4р – почасовая оплата оператора по исследованию скважин 4 разряда.
Найдем затраты на оплату труда бригады, исходя из условий:
85
8 Безопасность и экологичность проекта
8.1 Основные направления обеспечения безопасности и
экологичности добычи газа на предприятии ООО «Ямбурггаздобыча»
Условия труда на рабочих местах в ООО "Ямбурггаздобыча" складываются под воздействием большого числа факторов, различных по своей
природе, формам проявления, характеру воздействия на человека.
На объектах УКПГ ООО “Ямбурггаздобыча” возможно действие негативных факторов при взрывах, возникновения пожаров, действия электрического тока, при
травмировании движущимися частями оборудования,
транспортными средствами, спецтехникой, частями оборудования, при работе со спецтехникой под высоким давлением, вибрация, шум, при отравлении
нефтяными газами, различными ингибиторами.
В ООО “Ямбурггаздобыча” взрыво- и пожароопасность возникает
из-за небрежного обращения с горючими легко воспламеняющимися жидкостями, такими как газоконденсат, дизельное топливо, бензин, используемые в
двигателях внутреннего сгорания, метанол который используется при ликвидации гидратных пробок в стволе скважины и шлейфах. При негерметичности и неисправности фонтанной арматуры, подземного оборудования и аппаратов подготовки газа большую взрыво- и пожароопасность представляет
природный газ. Несоблюдение техники безопасности (курение в запрещенных местах, отсутствие на выхлопных трубах искрогасителей, использование
неомедненного инструмента и др.), также может привести к травмированию
и гибели людей.
Электротравму рабочие и инженерно-технический персонал предприятия могут получить в случае прикосновения к конструктивным металлическим частям электроустановок, находящихся под напряжением (передвижная
дизельная станция, вырабатываемая электрический ток на скважинах для
обеспечения нормальных жилищно-бытовых условий людей), при эксплуатации не находящихся под напряжением, но оказавшихся под ним при по87
служит усиление процессов гидролиза, повышение задержки ядов на поверхности слизистых оболочек, изменение агрегатного состояния ядов. Изменение атмосферного давления также влияет на токсический эффект.
Последствия действия негативных факторов оценивают в следующих
формах: несчастный случай, чрезвычайное происшествие (ЧП) и чрезвычайная ситуация (ЧС).
В условиях работ ООО “Ямбурггаздобыча” возможно возникновение
следующих видов ЧС: техногенного характера (крупномасштабные пожары,
сильные взрывы скопившегося газа и легких фракций нефти, выброс в окружающую среду опасных веществ); природного характера (разливы рек, сильные морозы, сильный ветер; военно-политического характера.
К основным экологическим проблемам предприятия относятся следующие: подземные аварии на скважинах, следствием которых является загрязнение водоносных горизонтов; порывы нефтепроводов, влекущие за собой разливы нефти по суше и водоёмам, гибель растений и животных; выбросы газа на устье скважин и из дыхательных клапанов резервуаров; сброс
сточных вод в водоёмы; неполное сгорание газа на факелах с образованием
угарного газа.
По предотвращению вышеперечисленных опасностей производства,
чрезвычайных ситуаций и экологических проблем в ООО “Ямбурггаздобыча” постоянно ведётся работа по следующим направлениям:
1) разработка и внедрение эффективных мероприятий, обеспечивающих безопасность технических систем и технологических процессов;
2)
обеспечение
надежной
защиты
работников
и
инженерно-
технического комплекса предприятия в чрезвычайных ситуациях;
3) проведение комплекса мероприятий по обеспечению экологической
безопасности в районе деятельности хозяйственного объекта.
Решением задач по вышеперечисленным направлениям в ООО “Ямбурггаздобыча” занимаются: отдел производственной безопасности и охраны
труда, отдел охраны окружающей среды, отдел гражданской обороны и чрезвычайных ситуаций (ГО и ЧС). Кроме этого, за деятельностью ООО “Ям89
метров, термометров и др.), превышение которых может вызвать взрыв или
загорание;
- обязанности и действия работников при пожаре: правила вызова пожарной охраны, порядок аварийной остановки технологического оборудования, отключения вентиляции и электрооборудования, правила применения
первичных средств пожаротушения, порядок осмотра и приведения в пожаробезопасное состояние всех закрепленных помещений и установок.
Работники ООО «Ямбурггаздобыча» проводят организационные мероприятия по обеспечению пожарной безопасности включающие
в себя:
укомплектование производственных и служебных помещений, технологического оборудования необходимыми первичными средствами пожаротушения
согласно Норм, разработка и размещены на видных местах схемы эвакуации
людей в случае пожара, в дополнение к схемам разработаны инструкции,
определяющие действия персонала по обеспечению безопасной и быстрой
эвакуации, по которым периодически проводятся практические тренировки,
устройство систем оповещения о пожаре, изготовляют и размещают на видных местах в производственных, административных, складских помещениях табличек с указанием телефона пожарной части – 01, проведение пожароопасных работ ( электро- и газосварочные работы, паяльные работы, работа
с электроинструментом и др.) на газовых объектах только после оформления
наряда-допуска на выполнение работ повышенной опасности. (в соответствии требованиями с «Инструкцией по безопасному ведению огневых работ
на газовых объектах ООО «ЯГД», утвержденной 20.10.2001г.
Для повышения заинтересованности работников в проведении пожарно-профилактической работы на объектах филиалов и подразделений созданы добровольные пожарные дружины в соответствии с Положением, утвержденным руководством ООО "Ямбурггаздобыча". Пожарные дружины действуют на объектах независимо от наличия ведомственной пожарной охраны.
Производство огневых и газоопасных работ по ремонту оборудования
91
электрической и электромагнитной индукции. От прямых ударов молний сооружения защищены специально установленными молниеотводами.
Основным методом обеспечения электробезопасности является использование защитного заземления. Также проектом предусмотрена изоляция токонесущих деталей.
Все неэлектропроводящие поверхности, способные накапливать на
своей поверхности статическое электричество, покрываются краской на графитовой основе.
От воздействия атмосферного электричества (молнии) объекты защищаются стержневыми молниеотводами через каждые 10 м и не менее чем в
двух точках. Все наземные и надземные коммуникации заземляются каждые
150 м.
Защита от действия вредных веществ при их выбросах и сбросах производится с помощью СКЗ и СИЗ: вентиляции, противогазов и респираторовмасок, различных видов специальной одежды и обуви, герметизирующих
устройств, световой и звуковой сигнализации, устройств автоматического
контроля.
Для защиты органов дыхания рабочего персонала не только от пыли
и аэрозолей, но и вредных паров и газов, в ООО «Ямбурггаздобыча» применяют средства индивидуальной защиты: газопылезащитные респираторы
(РПГ-67,РУ-60М), противогазы шланговые (ПШ-1, ПШ-2), гражданские
противогазы (ГП-7,ГП-7м), портативное дыхательное устройство ПДУ-3
предназначенное для экстренной защиты органов дыхания и зрения людей
от отравляющих веществ.
Для
защиты кожи применяют следующие изолирующие средства:
бытовая верхняя одежда из прорезиненной ткани, хлорвинила и других воздухонепроницаемых материалов, обувь, перчатки, рукавицы из резины и непроницаемого пластика.
Отряды по ликвидации аварийных ситуаций оснащены более сложным оборудованием: изолирующие автономные дыхательные аппараты регенеративного типа (Р-З0, Р-12м, РВЛ-1, РДА "Комфорт" "Урал-7", ИП-45,
93
перфорационных работ, в скважине прекращается ведение работ. При фонтанировании газом или газоконденсатом, при отсутствии технических возможностей по закрытию устья скважины, немедленно прекращаются все работы в загазованной зоне, останавливается двигатель внутреннего сгорания,
тушится свет. Запрещается пользоваться стальным инструментом, курение и
другие действия, ведущие к возникновению искр. На случай превышения
давления сверх предусмотренного технологическим режимом оборудование
оснащено предохранительными клапанами. Вся принятая запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах, транспортирующих газ, конденсат,
метанол, ДЭГ, соответствует 1 классу герметичности затвора, а предохранительная аппаратура по 1 классу по ГОСТ 12532-88.
При эксплуатации промыслового оборудования опасность для обслуживающего персонала обусловлена необходимостью обслуживания оборудования и установок в любых метеоусловиях, на открытых площадках, в ночное время суток.
Для обеспечения безопасности при работе с сосудами находящихся
под давлением, а также с различными механизмами и приспособлениями
применяются СКЗ и СИЗ такие как ограждения, предупредительные плакаты
и таблички, блокировочные устройства, тормозные устройства, предохранительные устройства, световая и звуковая сигнализация, устройства автоматического контроля, дистанционное управление, герметизирующие устройства,
предохранительные пояса.
Все производственные помещения категории А оборудованы приточно-вытяжными вентиляционными установками, а также системами аварийной вентиляции, предусмотрена естественная вентиляция.
Общеобменная приточно-вытяжная вентиляция предусмотрена для
создания воздухообмена внутри производственных помещений во время ведения технологического процесса. Забор воздуха вентиляционными установками производится через воздухозаборную камеру.
На случай массового выделения в технологических цехах паров и газов, способных образовывать взрывоопасные концентрации в смеси с возду95
"Ямбурггаздобыча" ведется постоянная работа по обеспечению производственной безопасности. Все эти мероприятия способствуют снижению количества производственных травм.
В ООО "Ямбурггаздобыча" при внедрении данных инженернотехнических решений достигнут достаточно высокий уровень безопасности
технических систем и производственных процессов. Предлагаемые в дипломном проекте инженерно-технические решения не снижают достигнутый
уровень производственной безопасности и повышают уровень экологичности.
8.3 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях
В ООО “Ямбурггаздобыча” мероприятиями по защите работников и
инженерно-технического комплекса в чрезвычайных ситуациях занимается
отдел ГО, ЧС, а также комиссия по чрезвычайным ситуациям (КЧС).
Отдел по делам ГО и ЧС обеспечивают безопасность в ЧС, поэтапно
решая следующие задачи:
- выявление потенциальных видов ЧС и оценка риска их возникновения;
- прогнозирование последствий ЧС;
- выбор, обоснование и реализация комплекса организационных и инженерно-технических мероприятий по предотвращению и снижению ущерба
от ЧС.
В ООО “Ямбурггаздобыча” возможно возникновение техногенных ЧС
(крупномасштабные пожары, на месторождении, инфекционные болезни людей, крупномасштабное поражение людей радиацией), природных ЧС (сильные дожди, морозы, сильный ветер, возгорание торфяников в тундре из-за
высокой температуры), военно-политические ЧС. Последствия ЧС прогнозируются и предприняты все меры для их ликвидации.
Отделами по делам ГО и ЧС на территории газовых промыслов и при97
чивость объектов УКПГ ООО "Ямбурггаздобыча" по отношению к источникам. Если какой-либо объект является неустойчивым к потенциальному
взрыву, то разрабатываются мероприятия по повышению устойчивости объекта до необходимого уровня. Например, одним из мероприятий по повышению взрывоустойчивости трубопровода или резервуара является их заглубление или обвалование.
Для защиты рабочих и служащих в ЧС проводятся следующие мероприятия:
- отрабатываются приёмы массовой эвакуации работников из зоны
бедствия;
- на промыслах оборудованы вертолётные площадки;
- убежища поддерживаются в рабочем состоянии;
- на производственных базах в достаточном количестве имеются средства индивидуальной защиты, которые в любой момент могут быть оперативно доставлены в район ЧС.
Основной задачей подготовки является практическое усвоение всеми
категориями обучаемых их обязанностей в чрезвычайных ситуациях. Каждая
категория обучаемых имеет свою программу обучения, которая реализуется с
помощью наиболее эффективных форм и методов подготовки. Работники
предприятий обучаются непосредственно по месту работы.
При сигнале, извещающем об аварийном положении, персонал надевает изолирующие или шланговые противогазы, прекращаются ремонтные
работы, удаляются в безопасные места люди, не участвующих в ликвидации
аварийного положения. Об аварийном положении сообщается дежурному
диспетчеру, вызывается ВГСС и пожарная команда ДГСД и ДПД, принимаются меры по устранению источника пожара, используя для этого средства
пожаротушения установки.
При загазованности помещений установки достигшей 20 % нижнего
предела взрываемости газа, производится автоматическое включение системы аварийной вентиляции от датчиков-газоанализаторов.
Для обеспечения надежной защиты производственного персонала в
99
монт или в аварийных случаях. При этом количество сбросных газов незначительно и практически атмосфера не загрязняется.
Атмосферный воздух в районе ЯГКМ загрязняется главным образом
такими вредными веществами как окись углерода и окислы азота, содержащимися в продуктах сгорания природного газа, используемого для собственных нужд с целью получения тепловой и электрической энергии, энергии
для работы
газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций; для
сжигания загрязненных промстоков на ГФУ.
Окись углерода и окислы азота выбрасываются в атмосферу с продуктами сжигания природного газа при продувке шлейфов, отработке скважин.
Следующим по значимости источником загрязнения атмосферного
воздуха являются выбросы автотранспорта, отработанные выхлопные газы
которых содержат в своем составе окись углерода, окислы азота, углеводороды и другие вредные вещества.
В целях обеспечения содержания вредных веществ в приземном слое
атмосферы в количествах, не превышающих их предельно-допустимую концентрацию в воздухе, по каждому стационарному источнику выбросов расчетным путем (с учетом рассеивания) определены максимальные величины
предельно допустимых выбросов (ПДВ).
Основные мероприятия, проводимые в ООО "Ямбурггаздобыча" по
предупреждению загрязнения атмосферного воздуха включают в себя:
- контроль выхлопных газов автотранспорта на дымность, содержание окиси углерода с целью последующей регулировки двигателей для снижения концентрации вредных веществ в выбросах до нормативных величин;
- контроль дымовых газов котельных, технологических печей и других стационарных источников выбросов на содержание окиси углерода,
окислов азота для установления оптимальных режимов сжигания природного газа и уменьшения концентрации указанных вредных веществ;
- утилизацию промстоков путем закачки их в поглощающие горизонты вместо сжигания с природным газом на горизонтальных факельных установках (ГФУ).
101
сальной травосмеси;
- захоронение твердых бытовых отходов, утилизация строительных
отходов производится на специальных полигонах; складирование металлолома - на отдельно отведенных площадках;
- хранение горюче-смазочных материалов, метанола, диэтиленгликоля производится в емкостях, установленных на бетонированных площадках
с надежной гидроизоляцией и обваловкой;
- передвижение по тундре тяжелой техники разрешается только в
зимний период; ведомственной лабораторией предприятия (НИЛ ООСиПС)
планомерно производится контроль экологического состояния территории
промыслов, промзоны, жилых поселков.
В ООО «Ямбурггаздобыча» достигнут достаточно высокий уровень
экологической безопасности проведения работ по добыче и подготовке газа.
В заключение раздела можно сделать ряд выводов. В ООО “Ямбурггаздобыча” достигнут достаточно высокий уровень обеспечения производственной безопасности, защиты в чрезвычайных ситуациях и экологичности
добычи и подготовки газа. Предлагаемые в дипломном проекте инженернотехнические решения не снижают достигнутый уровень производственной
безопасности и повышают уровень экологичности. При внедрении разработок, предлагаемых в дипломном проекте в ООО “Ямбурггаздобыча” будет
обеспечен достаточно высокий уровень безопасности и экологичности производственных процессов.
103