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:

 

R₁=18,5 ,м. (5.3)

 

 

где, – количество газа в воздушной смеси, т.

R₁ = 18,5 = 25,24 м.

Зоны действия ударной волны при взрыве приведены на рисунке 5.1.

Рис. 5.1 – Взрыв газовоздушной смеси.

1 – зона детонационной волны, радиусом R₁ (м);

2 – зона ударной волны, R₂ (м);

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

4 – зона безопасного удаления, где DР_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

Р_ф1 = 900 кПа

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

 

R₂=1,7*R₁, м. (5.4)

 

R₂= 1,7 * 25,24 = 42,9, м.

 

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

 

r₂ / R₁ = 30 / 25,24 = 1,2 P = 207кПа (5.5)

 

r₃ / R₁ = 100 / 25,24 = 4 P = 26кПа (5.6)

 

Радиус смертельного поражения людей определяется по формуле:

 

Rспл=30 ,м. (5.7)

 

Rспл = 30 = 43,26 м.

 

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.

 

Вывод:

1) Условия труда и обеспечение безопасности работающих на Самотлорском месторождении соответствуют санитарно - гигиеническим требованиям.

2) Меры электро- и молниезащиты обеспечивают безопасные условия труда.

3) Фактические выбросы загрязняющих веществ являются предель­но-допустимыми. На предприятии предусматриваются мероприятия по предотвра­щению выбросов, по размещению отходов.

В целом, деятельность предприятия не наносит ущерба окружающей среде.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Несмотря на высокие показатели применения методов воздействия на пласты месторождения, остается проблема довыработки остаточных запасов в межскважинном пространстве из-за ограниченности радиуса прямого воздействия на пласт физико-химическими методами. Такое воздействие на межскважинное пространство пласта в настоящее время возможно только бурением боковых стволов и проведением массированного ГРП. Однако осуществление гидроразрыва в заводняемых пластах ограничено повышенной обводненностью скважин и непредсказуемостью развития направления трещины разрыва, которая может проходить не только по пласту, но и распространяться в ослабленные зоны перекрывающих и подстилающих отложений. В связи с этим на месторождении началось бурение боковых стволов из аварийных высокообводненных и низкопродуктивных скважин, в которых применение других методов и проведение ремонтных работ не привело к положительным результатам. При бурении боковых стволов ставилась задача не только восстановления скважин, но и разработки их эффективных конструкций, технологии бурения боковых стволов различного профиля проходки по пласту и выявления наиболее приоритетных областей их применения.

Дебиты нефти скважин высоко- и среднепродуктивных залежей из-за высокой обводненности продукции приближались к дебитам низкопродуктивных, а высокая рассредоточенность остаточных запасов по объему пластов делает их разработку по сложности сравнимой с выработкой трудноизвлекаемых запасов из газонефтяных и низкопродуктивных залежей. В связи с отмеченным к трудноизвлекаемым запасам были условно отнесены объекты разработки высоко- и среднепродуктивных залежей с текущей обводненностью более 75 %.

Неблагоприятная структура текущих запасов потребовала существенного увеличения объемов применения методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи, а также создания новых технологий разработки залежей. В результате такого подхода к разработке, а также увеличения объемов бурения наметилась устойчивая тенденция роста добычи нефти.

Достижение поставленной задачи невозможно без проведения геолого-разведочных работ, увеличения объемов внедрения наиболее эффективных методов доизвлечения остаточной нефти и создания высокоэффективных технологий разработки трудноизвлекаемых запасов. При этом решающая роль принадлежит увеличению объемов применения наиболее эффективных методов воздействия на пласты и созданию высокоэффективных технологий разработки трудноизвлекаемых запасов.

Бурение боковых стволов является одним из наиболее перспективных методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов из зон, недоступных другим методам, является зарезка боковых стволов (БС) из высокообводненных и низкодебитных скважин с различной проходкой по пласту. При этом боковые стволы, так же как и ГРП и химические методы увеличения нефтеотдачи, являются основным элементом в создаваемых высокоэффективных технологиях разработки сложнопостроенных низкопродуктивных залежей.

Целью проведения работ по зарезке боковых стволов было решение четырех основных задач разработки месторождения:

1. Ввод в эффективную эксплуатацию аварийных и длительно простаивающих высокообводненных и низкодебитных скважин.

2. Довыработка остаточных запасов нефти высокозаводненных длительно разрабатываемых залежей из зон, недоступных для других видов воздействия на пласт.

3. Вывод длительно разрабатываемых высокозаводненных залежей и их участков на новый более эффективный этап разработки.

4. Создание основного направления увеличения продуктивности скважин в технологии разработки низкопродуктивных залежей.

Забуривание боковых стволов в скважинах становится наиболее актуальным, поскольку при небольших экономических затратах позволит (иногда одновременно, в случае разветвленного бурения) вырабатывать отдельные линзы и нефтенасыщенные пропластки имеющие малые мощности, низкие фильтрационные свойства, которые при использовании вертикальных и вертикально-наклонных скважин, даже при проведении неоднократных ГРП остаются не вовлеченными в разработку.

Еще одним преимуществом технологии зарезки боковых стволов (ЗБС) является сопоставимая эффективность бурения бокового горизонтального ствола (ЗБГС) при аналогичных технологических и геолого-физических факторах с бурением горизонтальной скважины, при том, что затраты на реализацию этих технологий существенно отличается в пользу ЗБС. Забуривание бокового ствола позволяет «реанимировать» нерабочий фонд скважин, снизить уровень обводненности добываемой продукции, увеличить добычу нефти и в конечном итоге увеличить нефтеотдачу пласта.

ЛИТЕРАТУРА

1. Уточненный проект Самотлора

2. Авторский надзор

3. Анализ разработки Самотлорского месторождения

4. Материалы научно-технических конференций

5. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. Гилязов Р.М. 2002 г.

6. Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах. Авторы: В. М. Шенбергер, Г. П. Зозуля и др. Издательство: "ЦентрЛитНефтеГаз" ООО, 2007 г.

7. Статья «Бурение боковых стволов из существующих скважин дает новую жизнь старым месторождениям». Журнал «Ойлфилд Ревью» № 9, осень 1996 г. Авторы: Дэвид Хилл (David Hill), Эрик Ним (Eric Neme) и др.

8. Анализ разработки объекта Самотлорского месторождения

9. План работ на бурение горизонтального ствола. СНГДУ-2

10. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

 

 

ПРИЛОЖЕНИЯ

Таблица № 1. Объект АВ_4-5. Динамика показателей разработки

 

 

 

Таблица № 2. Объект АВ_4-5. Основные показатели по выработке запасов

Действ. Фонд нефт. скв.	Отбор от НИЗ, %	Темп отбора от НИЗ, %	Добыча нефти за 2006 г., тыс.т	Обв. за 2007 г, %	Нак. добыча нефти на 1 скв, участв.в разработке	Остат. извлек. запасы на 1 действ. скв.	Коэф фициент выра ботки, %	Крат ность запасов, годы
	75.0	0.4	744.9	97.4	97.0	122.2

 

 

Таблица № 3. Объект АВ_4-5. Характеристика фонда скважин на 1.01.2008 г.

	Категория фонда	АВ4-5
Фонд нефтяных скважин	Общий фонд
Эксплуатационный фонд
в т.ч. действующие
ЭЦН
ШГН
газлифт
фонтан
ГСН
в бездействии
в освоении
в консервации
пьезометрические
Наблюдательные
в ожидании ликвидации
ликвидированные
Фонд нагнета-тельных скважин	Общий фонд
Эксплуатационный фонд
в т.ч. действующие
в бездействии
в освоении
в консервации
пьезометрические
наблюдательные
в ожидании ликвидации
ликвидированные

 

Таблица № 4. Объекты нефтедобычи I-V очередей обустройства в пределах лицензионного участка Самотлорского месторождения

ОАО «Самотлорнефтегаз»
СНГДУ1	НГДУ Самотлорнефть	НГДУ Нижневартовскнефть
ДНС	КСП	УПСВ	ДНС	КСП	УПСВ
№№	№№		№№	№№	№№ (списана)
ДНС «М»- Мыхпай
СНГДУ2	НГДУ Приобьнефть	НГДУ Белозернефть
ДНС	КСП	УПСВ	ДНС	КСП	УПСВ
№№ 36,37-не достроены	№№	№№	№№ 30 не построена	№№	№№
ОАО «ТНК-Нижневартовск»
НГДУ Черногорнефть
ДНС	КСП	УПСВ
№№ 34,35- не построены	№№	№№

 

Годы	Кол-во скважин
Итого

Таблица № 5. СНГДУ-2. Динамика объемов бурения вторых стволов в эксплуатационных скважинах Самотлорского месторождения по пласту АВ_4-5

 

 

Таблица № 6. Таблица подсчета запасов по району скважины № 61393

 

Таблица № 7. Данные по работе скважин

№ скважины
Накопленная добыча, т
Время работы, мес.

 

Таблица № 8. Концентрационные пределы взрываемости некоторых веществ

Вещества	Концентрационные пределы Взрываемости, % объёмн.
Нижний	Верхний
Метан Бензины (различных марок) Ацетилен Сероводород Водород Оксид углерода	0.76-1.48 2.0 4.3 12.5	4.96-8.12 81.0 75.0 74.0

 

Таблица № 9. Исходные данные для расчета экономических показателей

Доля условно-переменных затрат		%
Себестоимость добычи 1 тонны нефти		руб
Цена 1 тонны нефти		руб
Ставка налога на прибыль		%
Средний прирост дебита	63,8	т/сут
Средняя стоимость ЗБС		руб
Коэффицент эксплуатации	0,96
Нормальный коэффициент приведения		%

 

Таблица №10 – Сводная таблица экономических показателей

 

№	Показатели	Ед.изм.	год
	Объем дополнительной добычи нефти	т.нефти			64342,8	57487,5
	Количество мероприятий	скв.опер.
	Прирост выручки	тыс.руб.
	Текущие затраты	тыс.руб.
	Текущие затраты на дополнительную добычу	тыс.руб.
	Текущие затраты всего	тыс.руб.
	Прирост прибыли, обладаемой налогом	тыс.руб.
	Налог на прибыль	тыс.руб.			68151,9	60890,8
	Прирост потока денежной наличности	тыс.руб.
	Прирост накопленного потока наличности	тыс.руб.
	Коэффициент дисконтирования	-	0,96	0,93	0,90	0,86
	Дисконтированный поток наличности	тыс.руб.
	Чистая текущая стоимость	тыс.руб.

 

Таблица №11 - Расчёт экономических показателей при увеличении объёма добычи нефти на 30%
№	Показатели	Ед.изм.	год
	Объем дополнительной добычи нефти	т.нефти
	Количество мероприятий	скв.опер.
	Прирост выручки	тыс.руб.
	Текущие затраты	тыс.руб.
	Текущие затраты на дополнительную добычу	тыс.руб.
	Текущие затраты всего	тыс.руб.
	Прирост прибыли, обладаемой налогом	тыс.руб.	866359,6	817965,9	442987,3	395789,9
	Налог на прибыль	тыс.руб.
	Прирост потока денежной наличности	тыс.руб.
	Прирост накопленного потока наличности	тыс.руб.
	Коэффициент дисконтирования	-	0,96	0,93	0,90	0,86

Продолжение таблицы №11

	Дисконтированный поток наличности	тыс.руб.
	Чистая текущая стоимость	тыс.руб.

 

Таблица №12 - Расчёт экономических показателей при уменьшении объёма добычи нефти на 30%
№	Показатели	Ед.изм.	год
	Объем дополнительной добычи нефти	т.нефти		83165,3		40241,3
	Количество мероприятий	скв.опер.
	Прирост выручки	тыс.руб.
	Текущие затраты	тыс.руб.
	Текущие затраты на дополнительную добычу	тыс.руб.
	Текущие затраты всего	тыс.руб.
	Прирост прибыли, обладаемой налогом	тыс.руб.
	Налог на прибыль	тыс.руб.	81761,8	88088,6	47706,3	42623,5
	Прирост потока денежной наличности	тыс.руб.
	Прирост накопленного потока наличности	тыс.руб.
	Коэффициент дисконтирования	-	0,96	0,93	0,90	0,86
	Дисконтированный поток наличности	тыс.руб.
	Чистая текущая стоимость	тыс.руб.

 

Таблица №13 - Расчёт экономических показателей при увеличении цены нефти на 20%
№	Показатели	Ед.изм.	год
	Объем дополнительной добычи нефти	т.нефти			64342,8	57487,5
	Количество мероприятий	скв.опер.
	Прирост выручки	тыс.руб.
	Текущие затраты	тыс.руб.
	Текущие затраты на дополнительную добычу	тыс.руб.

Продолжение таблицы №13

	Текущие затраты всего	тыс.руб.
	Прирост прибыли, обладаемой налогом	тыс.руб.
	Налог на прибыль	тыс.руб.			96977,5	86645,2
	Прирост потока денежной наличности	тыс.руб.
	Прирост накопленного потока наличности	тыс.руб.
	Коэффициент дисконтирования	-	0,96	0,93	0,90	0,86
	Дисконтированный поток наличности	тыс.руб.
	Чистая текущая стоимость	тыс.руб.

 

Таблица №14 - Расчёт экономических показателей при уменьшении цены нефти на 10%
№	Показатели	Ед.изм.	год
	Объем дополнительной добычи нефти	т.нефти			64342,8	57487,5
	Количество мероприятий	скв.опер.
	Прирост выручки	тыс.руб.
	Текущие затраты	тыс.руб.
	Текущие затраты на дополнительную добычу	тыс.руб.
	Текущие затраты всего	тыс.руб.
	Прирост прибыли, обладаемой налогом	тыс.руб.
	Налог на прибыль	тыс.руб.	95262,5		53739,1	48013,6
	Прирост потока денежной наличности	тыс.руб.
	Прирост накопленного потока наличности	тыс.руб.
	Коэффициент дисконтирования	-	0,96	0,93	0,90	0,86
	Дисконтированный поток наличности	тыс.руб.
	Чистая текущая стоимость	тыс.руб.

 

Таблица №15 - Расчёт экономических показателей при увеличении затрат на 30%
№	Показатели	Ед.изм.	год
	Объем дополнительной добычи нефти	т.нефти			64342,8	57487,5
	Количество мероприятий	скв.опер.
	Прирост выручки	тыс.руб.
	Текущие затраты	тыс.руб.
	Текущие затраты на дополнительную добычу	тыс.руб.
	Текущие затраты всего	тыс.руб.
	Прирост прибыли, обладаемой налогом	тыс.руб.
	Налог на прибыль	тыс.руб.			68151,9	60890,8
	Прирост потока денежной наличности	тыс.руб.
	Прирост накопленного потока наличности	тыс.руб.
	Коэффициент дисконтирования	-	0,96	0,93	0,90	0,86
	Дисконтированный поток наличности	тыс.руб.
	Чистая текущая стоимость	тыс.руб.

 

Таблица №16 - Расчёт экономических показателей при уменьшении затрат на 10%
№	Показатели	Ед.изм.	год
	Объем дополнительной добычи нефти	т.нефти			64342,8	57487,5
	Количество мероприятий	скв.опер.
	Прирост выручки	тыс.руб.
	Текущие затраты	тыс.руб.
	Текущие затраты на дополнительную добычу	тыс.руб.
	Текущие затраты всего	тыс.руб.
	Прирост прибыли, обладаемой налогом	тыс.руб.
	Налог на прибыль	тыс.руб.			68151,9	60890,8

 

Продолжение таблицы №16

	Прирост потока денежной наличности	тыс.руб.
	Прирост накопленного потока наличности	тыс.руб.
	Коэффициент дисконтирования	-	0,96	0,93	0,90	0,86
	Дисконтированный поток наличности	тыс.руб.
	Чистая текущая стоимость	тыс.руб.

 

Таблица №17 - Расчёт экономических показателей при увеличении налогов на 20%
№	Показатели	Ед.изм.	год
	Объем дополнительной добычи нефти	т.нефти			64342,8	57487,5
	Количество мероприятий	скв.опер.
	Прирост выручки	тыс.руб.
	Текущие затраты	тыс.руб.
	Текущие затраты на дополнительную добычу	тыс.руб.
	Текущие затраты всего	тыс.руб.
	Прирост прибыли, обладаемой налогом	тыс.руб.
	Налог на прибыль	тыс.руб.			81782,3	73068,9
	Прирост потока денежной наличности	тыс.руб.
	Прирост накопленного потока наличности	тыс.руб.
	Коэффициент дисконтирования	-	0,96	0,93	0,90	0,86
	Дисконтированный поток наличности	тыс.руб.
	Чистая текущая стоимость	тыс.руб.

 

Таблица №18 - Расчёт экономических показателей при уменьшении налогов на 20%
№	Показатели	Ед.изм.	год
	Объем дополнительной добычи нефти	т.нефти			64342,8	57487,5
	Количество мероприятий	скв.опер.

 

Продолжение таблицы №18

	Прирост выручки	тыс.руб.
	Текущие затраты	тыс.руб.
	Текущие затраты на дополнительную добычу	тыс.руб.
	Текущие затраты всего	тыс.руб.
	Прирост прибыли, обладаемой налогом	тыс.руб.
	Налог на прибыль	тыс.руб.			54521,5	48712,6
	Прирост потока денежной наличности	тыс.руб.
	Прирост накопленного потока наличности	тыс.руб.
	Коэффициент дисконтирования	-	0,96	0,93	0,90	0,86
	Дисконтированный поток наличности	тыс.руб.
	Чистая текущая стоимость	тыс.руб.

 

Таблица №19 - Значение ЧТС при изменении факторов
Показатель	ЧТС, тыс.руб.
Добыча нефти увеличилась на 30%	1866570,6
Добыча нефти уменьшилась на 30%	960590,8
Цена нефти увеличилась на 20%	2052237,2
Цена нефти уменьшилась на 10%	1094252,5
Текущие затраты увеличились на 30%	1384665,1
Текущие затраты уменьшились на 10%	1423219,3
Налоги увеличились на 20%	1342901,7
Налоги уменьшились на 20%	1484259,8