Зміст
Вступ ……………………………………………………………………………………..5
1.Загальні відомості про
родовище………………………………………………………6
1.1. Стратиграфія………………………………………………………………………….6
1.2. Тектоніка………………………………………………………………………………6
1.3.Характеристика і стан фонду свердловин…………………………………………...7
2. Обладнання свердловин………………………………………………………………..8
2.1.Фонтанна арматура…………………………………………………………………….8
2.2. Устаткування вибою………………………………………………………………….11
3. Технологія експлуатації свердловин…………………………………………………..14
3.1. Експлуатація свердловин в умовах корозії устаткування………………………….14
4. Збільшення продуктивності свердловин………………………………………………17
5. Охорона праці на газових та газоконденсатних промислах………………………….22
5.1. Обов'язки і відповідальність операторів з питань охорони праці………………….22
5.2. Організація праці операторів на робочому місці……………………………………22
5.3 Виробнича санітарія на газових промислах………………………………………….24
5.4. Фактори виробництва, які наносять шкоду організму людини
при її роботі на промислі…………………………………………………………………..24
5.5 Характеристика навколишнього середовища………………………………………...27
5.6. Повітряне середовище…………………………………………………………………28
5.7. Водне середовище……………………………………………………………………..29
5.8. Грунт…………………………………………………………………………………...30
6. Розрахункова частина………………………………………………………………...…31
6.1. Розрахунок колон свердловини на міцність…………………………………………31
6.1.1. Визначення геометричних параметрів та характеристик міцності труб…………31
6.1.2. Розрахунок на міцність колони за стандартами СНД……………………………..34
6.1.3. Розрахунок на міцність колони за стандартами АНІ………………………………35
6.2. Розрахунок промислових трубопроводів на міцність і стійкість……………………36
6.3. Розрахунок пропускної здатності газопроводу………………………………………37
6.3.1. Визначення середнього значення температури та тиску в газопроводі………….38
6.3.2. Визначення коефіцієнту надстисливості газу……………………………………....39
6.3.3. Визначення коефіцієнту гідравлічного опору газопроводу……………………….40
6.3.4. Визначення пропускної здатності газопроводу…………………………………….41
6.4. Дослідження газових свердловин на стаціонарних режимах фільтрації.
Газогідродинамічні дослідження…………………………………………………………..43
6.4.1 Визначення параметрів природного газу…………………………………………….45
6.4.2 Визначаємо дебіт газу…………………………………………………………………46
6.5 Розподіл тиску по стовбурі свердловини…………………………………………… 52
6.6.Визначення інтервалів утворення гідратів…………………………………………….54
7. Графічна частина………………………………………………………………………….54
Література…………………………………………………………………………………….55
Вступ
Нафтогазова промисловість є однією з найважливіших складових частин економіки України, що визначальною мірою забезпечує як функціонування всіх інших галузей, так і ступінь добробуту нашого населення. Вона відіграє важливу роль в економічному розвитку України, в її безпеці, енергетичній залежності, в сільському господарстві та інших галузях. Сьогодні ми живемо в такий час, коли особливо важливими стали проблеми у сфері нафто- та газовидобування, оскільки саме ці природні ресурси є основними в енергетичному забезпеченні галузей, та мають здатність вичерпуватись.
Нафтогазова галузь в сучасних умовах перебуває в тяжкому стані. З кожним роком залягання нафтових та газових родовищ вичерпуються, продуктивні горизонти стають глибшими, що визначає умови їх видобування, зменшуються обсяги поставки і переробки нафти. Ці проблеми українські громадяни відчувають чи не щодня, адже вони позначаються на цінах пального, оплаті комунальних послуг, при обробітку присадибних ділянок, при оплаті за проїзд у транспорті тощо .
Незважаючи на вигідне географічне розташування України, з виходом до Чорного і Азовського морів, і побудовану протягом багатьох років одну з найбільших у Європі розгалужену транспортну інфраструктуру, нафтогазова промисловість має більше проблем, ніж перспектив.
Майже 95% нафти і газу, що видобувається на території України припадає на підприємства НАК «Нафтогаз України», яке є монополістом на даному ринку. Ця компанія розробляє стратегію розвитку галузі, здійснює структурну перебудову галузі відповідно до ринкових умов господарювання, забезпечує потребу промислових споживачів та населення, забезпечує транзит нафти і газу до країн Європи. Але в останні роки ця компанія показала неефективну діяльність, надмірний штат, велику заборгованість .
1.Загальні відомості про родовище
1.1.Стратиграфія.
Мільківське нафтогазоконденсатне родовище розташоване в Прилуцькому районі Чернігівської області нa відстані 10 км від м. Прилуки. У 1966-1967 pp. сейсморозвідкою МВХ cтруктура виявлена i підготовлена до пошуково-розвідувального буріння по відбиваючих горизонтах пермі та карбону. Глибоке буріння розпочате в 1967 p., a в наступному poцi при випробунні свердловини 3 з верхньо- візейських відкладів (продуктивний горизонт B-18в, інт. 3048-3053 м) одержано приплив газу дебітом 5З,25.тис. м3/добу через 5-мм діафрагму. У цьому ж році рoдовище прийняте на держaвний баланс.
Пpомислово продуктивні в північно-західному блоці відклади пермі, верхнього карбону, московського i башкирського ярусів середнього карбону. Розвідані й оцінені запаси промислових категорій шести скупчень нaфти (A-1, К-4, К-5, К-6, M-4, M-5-6), п'яти — газоконденсату (M-2н, M-7, Б-Зн-4-5, Б-7, Б-12) i одного — газоконденсату з нафтовою облямівкою (M-3). B піднятому блоці продуктивними є утнорення візейського ярусу. Скупчення газоконденсaту містяться в чотирьох горизонтах: B-18в, B-18н-19в, B-20 i B-21-22, останній з яких має нaфтову облямівку. Загальний поверх нафтогазоносності 1100 м. Всі поклади пластові склепінні тектонічно екрановані, a в деяких випадках літологічно обмежені.
1.2.Тектоніка.
B тектонічному відношенні воно знаходиться в приосьовій зоні західної чaстини Дніпровсько-Донецької западини. Дніпровсько-Донецький прогин поділяється на три мегаструктури: Прип’ятську (Білорусь) та Дніпровсько-Донецьку западини і Донецьку складчасту споруду, докембрійський фундамент під якими залягає відповідно на глибинах від 2-6 до 18-20 км. Прогин заповнений осадовими породами палеозою, мезозою та кайнозою, які, як і фундамент, розбиті різноспрямованими тектонічними розломами і зім’яті у складки, інтенсивність яких зростає у півд.-сх. напрямку
По покрівлі горизонту A-1 (перм) cтруктура має куполоподібну форму, південно-східне крило якої зрізане скидовим поpушенням. Північно-західний блок її займає більш низьке гіпсометричне положения відносно південно-східного. B межaх скиду та ізогіпси —1870 м розміри cтруктуpи 1,6x1,0 км, амплітуда 30 м.
1.3.Характеристика і стан фонду свердловин
За період 1967-1976 pp. пробурено 11 пошукових та розвідувальних свердловин, якими pозкрито poзріз від четвертинних до девонських відкладів.
У доcлідно-промислову експлуатацію pодовище введене в 1974 p., a з 1979 p. воно знаходиться в промисловій розробці. На 1.01 1994 p. розробляються тільки нафтoві поклaди горизонтів A-1, К-6, М-4, М-5-6, В-21-22. Діють 18 свердловин,експлуатація яких здійснюється фонтанним, газліфтним способами. Середній темп річного відбору нафти становить 2,7% початкових видобувних запасів, a їх виробленість — 47%. Поточна нафтовіддача невисока — 0,20. Обводненiсть свердловин була значною з самого початку експлуатації. Істотне зниження пластового тиску відбувалося в перші чотиpи роки розробки, а потім він стабілізувався, що свідчить про активний водонапірний режим.
Розрoбкa нафтових покладів завершується.
