Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газо-воздушной смеси.

Одной из наиболее частых аварий при работе с горючими газами и легковоспламеняющимися жидкостями является взрыв.

Прогнозируем вероятные параметры ударной волны при взрыве газовоздушной смеси.

Расчет заключается в определении радиусов действия зон (1 и 2), Избыточностью давления во фронте ударной волны в зонах и радиуса смертельного поражения людей.

Радиус первой зоны определяется по формуле:

Зоны действия ударной волны при взрыве приведены на рисунке 4.

3 – зона смертельного поражения людей, Rспл (м);

Р4 – зона безопасного удаления, где ф= 5 (кПа);

5 – зона предельно допустимой взрывобезопасной концентрации;

r2, r3– расстояние от эпицентра взрыва до элементов предприятия.

Избыточное давление на фронте детонационной волны в 1 зоне составляет

Избыточное давление во фронте детонационной волны в 2 зоне определяется по формуле:

Избыточное давление во фронте зоны действия продуктов взрыва определяется отношением r2/R1.

Радиус смертельного поражения людей определяется по формуле:

Таким образом, определив параметры ударной волны при взрыве газовоздушной смеси, можно сказать, что чрезвычайные последствия не грозят объектам находящимся дальше 43,26 м.

При взрыве будет полностью разрушено здание диспетчерской, находящееся на расстоянии 30 м, трубопроводы и факельная установка, находящиеся на расстоянии 100 м, получат слабое разрушение.

Самодуровское месторождение расположено в пределах Пономаревского района Оренбургской области, в 8км. от районного центра с. Пономаревка.

Климат района континентальный, характеризуется коротким жарким летом и холодной умеренной зимой.

В орогидрографическом отношении описываемая территория расположена в степной зоне Оренбургского Предуралья на водораздельном пространстве рек Б. Кинель, Садак и Дема.

Основные формы рельефа района представлены широко развитой овражной сетью приуроченной к долинам рек.

В региональном отношении Самодуровское месторождение расположено в крайней восточной части Большекинельского вала в пределах южного бора и древней Серноводско - Абдулинской впадины, выполненной осадками бавлинской серии.

Промышленная нефтеносность приурочена к продуктивным пластам Б2 бобриковского, Т1 турнейского яруса и Зл-І и Зл-ІІ заволжского горизонтов нижнего карбона, ДфП1, ДфП2, ДфП3 фаменского яруса, а также Д0 и Д1 пашийского горизонта франского яруса верхнего девона.

Залежь пласта Т1 турнейского яруса содержит наибольшую часть запасов нефти месторождения (66%) и является основным объектом эксплуатации.

Пласт Б2 бобриковского горизонта. Пласт имеет линзовидный характер строения, замещаясь на плотные алевролиты или глины на западе, севере и юго-востоке.

Залежь пластовая, литологически экранированная, этаж нефтеносности – 27м, размер залежи 3,3х1,5км.

По степени изученности запасы залежи пласта Б2 отнесены к категории С1.

Залежь представлена терригенными отложениями. Пласт обладает значительной литологической неоднородностью, сложен переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов. Покрышкой залежи служат плотные известняки тульского горизонта и алевролиты, глины верхней части бобриковского горизонта.

Коллекторами являются разнозернистые песчаники.

Нижний предел пористости пласта Б2 составляет 10,7 % при проницаемости 0,001 мкм²

По результатам исследований плотность нефти в пластовых условиях составляет 0,9153 г/см³, динамическая вязкость – 80 мПа*с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (30°С) составляет 1,01 МПа. Среднее значение газового фактора по результатам дифференциального разгазирования соответствует очень низкому уровню и равно 2,8м³/т, объемный коэффициент 1,0006.

Дегазированная нефть относится к категории тяжелых по плотности – 0,9129г/см³, динамическая вязкость нефти составляет 152,35 мПа*с.

Пласт Т1 турнейского яруса. Залежь пласта Т1 приурочена к двум куполам – Самодуровскому и Семеновскому. Основная залежь приурочена к Самтоодуровскому поднятию, на Семеновском куполе имеется небольшая залежь со своим ВНК.

Залежь Самодуровского купола пластово-сводового типа, размеры залежи 7,2х3,7км, этаж нефтеносности 51м.

По степени изученности запасы отнесены к категории В.

К северу от Самодуровского поднятия выделяется небольшая залежь, приуроченная к Семеновскому куполу.

Залежь неполнопластового типа. Размеры залежи 1,4х0,8км, этаж нефтеносности – 2,5м.

По степени изученности запасы нефти отнесены к категории С1.

Пласт Т1. Залежь приурочена к верхней части отложений турнейского яруса, покрывается аргиллитами и глинами бобриковского горизонта. Пласт сложен светло-серыми, буровато-серыми, коричневыми известняками. Микроструктура их сгустковато-комковатая, органогенно-водорослевая, органогенно-обломочная, реже органогенно-детритовая.

Нижний предел пористости пласта Т1 при проницаемости 0,0002 мкм² равен 8,6 % при коэффициенте корелляции 0,77%.

Пласт Т1 турнейского яруса по данным геофизических исследований представлен переслаиванием пористости и плотных разностей известняков. В скважинах встречаются от 3 до 21 пропластков. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в зависимости от положения скважины на структуре. В своде от 36,6 до 33,7 м, на крыльях от 0,5 до 2,5 м. Средневзвешенная толщина равна 12,6 м.

Среднее значение проницаемости определено по керну, равен 0,011 мкм², а по гидродинамическим расчетам по пласту Б2 определялось по керну и по гидродинамическим расчетам. Проницаемость равна 0,171 мкм².

По результатам исследований плотность пластовой нефти составляет 0,8193г/см³, динамическая вязкость – 3,6мПа*с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (31°С) составляет 1,98МПа. Газовый фактор по результатам дифференциального разгазирования равен 17,4м3/т, объемный коэффициент – 1,0404.

Плотность дегазированной нефти – 0,8332г/см3, что относит ее к категории средних, динамическая вязкость – 6,56мПа*с.

Плотность пластовой нефти составляет 0,8548г/см3, динамическая вязкость – 7,89мПа*с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (33°С) составляет 3,91МПа. Газосодержание по результатам дифференциального разгазирования составляет 20,3м³/т, объемный коэффициент – 1,0386.

Дегазированная нефть относится к категории средних по плотности – 0,8646г/см3, динамическая вязкость – 16,72мПа*с.

По пласту Т1 начальные балансовые запасы нефти составляют 23975 тыс.т, начальные извлекаемые запасы нефти 7791 тыс.т, остаточные извлекаемые запасы нефти 1286 тыс.т, начальные балансовые запасы газа 502300 тыс.м³, остаточные балансовые запасы газа 367646 тыс.м³.

По пласту Б2 начальные балансовые запасы нефти составляют 1557 тыс.т, начальные извлекаемые запасы нефти 592 тыс.т, остаточные извлекаемые запасы нефти 410 тыс.т, начальные балансовые запасы газа 4800 тыс.м³, остаточные балансовые запасы газа 4300 тыс.м³.

Промышленная разработка месторождения начата в 1983 году, до этого месторождение разрабатывалось разведочными скважинами.

В соответствии с последним проектным документом разработка пластов Б2 и Т1 предусмотрена одним объектом. Пласт Б2 длительное время разрабатывался 4 скважинами. Большей частью скважины находились в бездействии, из-за высокой вязкости нефти. На пласт Т1 сформирована блоковая система воздействия, в сочетании с очаговым заводнением. Пласт Б2 разрабатывается без заводнения.

За последние 10 лет, пласт Б2 стал разрабатываться за счет приобщения его к пласту Т1. Так как пласт Т1 является основным на месторождении и извлекаемые запасы его составляют 90% от запасов объекта, а пласт Б2 возвратный, то мы анализируем только пласт Т1 турнейского яруса.

На пласт Т1 за весь период разработки было пробурено 154 скважины. На 01.01.2016г. в эксплуатации на пласт Т1 находится 100 добывающих скважин. На анализируемую дату 69 скважин действующие и 31 скважин находятся в бездействии. На пласт Т1 эксплуатируется 49 скважин и совместно на пласты Б2 и Т1 17 скважин. Накопленная добыча нефти составила 6505 т. тонн нефти, жидкости 16032,14 т. тонн. Отобрано 83,49% от начальных извлекаемых запасов, при обводненности 77,9%. Текущий КИН составляет 0,325. На дату анализа в пласт Т1 закачано 16032 т. м3 воды, накопленная компенсация составила 141,3%. Фонд добывающих скважин составил 100 шт., нагнетательных 48 шт., средний дебит по нефти составил 12,62 т/сут, по жидкости 57,12 т/сут.

Т.к. залежи пластов Т1 и Б2 объединены в единый эксплуатационный объект и пласт Б2 является возвратным объектом и его добыча по сравнению с пластом Т1 невелика, то его показатели незначительно повлияют на показатели разработки пласта Т1.

По результатам расчета к 2030 г. объект Т1+Б2 будет выработан полностью. Добыча нефти составит 27,57 тыс.т, темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 0,4%, накопленная добыча нефти - 8170 тыс.т, отбор извлекаемых запасов – 104,4%, КИН - 0,339 доли ед., добыча жидкости за год - 1845,4 тыс.т, добыча жидкости накопленная - 44360 тыс.т, при обводнённости 98,1%. Годовая закачка рабочих агентов составит – 260 тыс. м³, накопленная закачка – 7650 тыс.м³, компенсация отбора закачкой - 95%; годовая добыча нефтяного газа 1393 тыс.м³, накопленная добыча нефтяного газа- 188439 тыс.м³. Отбор извлекаемых запасов больше 100% получился благодаря внедрению на месторождении мероприятий по повышению нефтеотдачи.

По результатам расчета эффективности внедрения мероприятий дополнительная добыча нефти за последние 3 года составила 221 тыс.т.

На Самодуровском месторождении в эксплуатации на пласт Т1 находится на 01.01.2016г. 100 добывающих скважин. На анализируемую дату 69 скважин действующие и 31 скважин находятся в бездействии.

Из 69 действующих скважин 34 скважины имеют дебит нефти меньше 10 т/сут и дебит жидкости меньше 30 т/сут. У 24 скважин обводненность больше 80%. 49 скважин эксплуатируются с помощью ЭЦН, 20 с помощью ШГН.

На Самодуровском месторождении в скважинах, оборудованных глубинными штанговыми насосами, отлагающийся на трубах и штангах парафин удаляется в основном двумя способами: механическим и термическим. Кроме того, стали применять новый способ для предупреждения парафинов – нанесение защитных покрытий на наружную поверхность штанг и внутреннюю поверхность НКПС.

При удалении парафина механическим способом необходимо продолжить использование штанг, оборудованных скребками на ЦДНГ № 2, но только других заводов изготовителей, так как скребки СП «Канарос» и ТОО ГРИФ-1» подвергаются разрушению в процессе эксплуатации, а штанговращатели имеют заводской дефект. Но на Самодуровском месторождении метод не эффективен.

При удалении парафина тепловыми методами используется пропарка горячим паром от передвижных ППП, а также проведение периодических заливок в затрубное пространство скважин растворов деэмульгаторов полимерной фракции. Заливка осуществляется по графику, что дает хорошие результаты. Также на 2 скважинах применяются электронагреватели. Несмотря на некоторые недостатки (невозможность работы при снижении или увеличении давления) электронагреватель показал и хороший эффект. МРП по скважинам увеличивается в 3-4 раза. Необходимо продолжать внедрение данного типа электронагревателей и увеличивать их количество.

Удаление парафина химическими методами с помощью пиролизной смолы, гексановой полимерной фракции, которые являются самыми эффективными средствами борьбы с отложениями парафина, с 2012 г. не производится из-за недостатка финансирования. Необходимо продолжить обработки скважин пиролезной смолой, которая дает хорошие результаты, а также по возможности искать более дешевые материалы для обработки скважин.

С 2003 года применялись магнитные активаторы американского производства «Магнифло», которые хорошо зарекомендовали себя за время испытаний. Было замечено, что увеличение МРП по скважинам оборудованным магнитными активаторами было достигнуто за счет проведения на этих скважинах обработки лифта смолой Б-3. Поэтому необходимо совместить внедрение активатора «Магнифло» с обработками пиролизной смолой. Кроме «Магнифло» американского изготовления позже стали применяться активаторы магнитные (АМС) отечественного производства. Из 5 скважин, оборудованных АМС на 2-х скважинах Самодуровского месторождения получен положительный эффект. Так как срок применения АМС еще небольшой, необходимо продолжить работу по их внедрению с целью более лучшего их изучения.

Из результатов расчета по подбору оборудования к скважины № 670 следует, что станок качалку СК-8 следует заменить на 9СК-12 с диаметром насоса d_нас. = 28мм, одноступенчатой колонной штанг с параметрами d_шт.= 16мм; L_шт. = 1040м, с двигателем АОП-52-4 мощностью N=7,0кВт и числом оборотов в минуту n = 1420-1470об/мин.

1. Технологическая схема разработки Самодуровского месторождения Оренбургской области («Гипровостокнефть» 1978г.)

2. Пересчет запасов нефти и газа Самодуровского нефтяного месторождения.

3. Проект разработки Самодуровского месторождения («Гипровостокнефть» 1997г.)

4. Анализ разработки Самодуровского месторождения («Гипровостокнефть» 2002г.)

5. Технологический режим НГДУ на декабрь 2015г.

6. Алиев З.С, Бондаренко В. В. «Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений», г. Печора, Издательство «Печорское время» 2003г.;

7. «Правила разработки нефтяных и газовых месторождений», М. 1987г.;

8. «Регламент на составление проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений», М. 1996г. РД 153-39-007-96;

9. «Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений» под редакцией Ш. К. Гиматудинова, М. Недра, 1983г.;

10. А. И. Грищенко, З. С. Алиев, О. М. Ермилов, В. В. Ремизов, Г. А. Зотов «Руководство по иследованию скважин», М. Наука, 1995г.;

11. Г. Е. Попов «Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений», М. Недра 1982г.;

12. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Приложение к приказу МПР России от 21.03.2007г №61, М. 2007г.;

13. Мищенко И. Т. «Расчёты при добыче нефти и газа», М. Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2008г – 296с.

ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между...

Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право...

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: