Аварии на нефтяных месторождениях

Характеристика Болтного нефтяного месторождения: общее описание, гидрологические, почвенно-грунтовые и геологические условия. Планирование и содержание мероприятий по предупреждению разливов нефти. Меры по ликвидации возникающих при аварии загрязнений.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 19.04.2015
Размер файла 95,3 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

авария разлив нефть месторождение

При освоении и эксплуатации нефтегазопромысловых месторождений существенной трансформации подвергаются все компоненты окружающей природной среды (атмосферный воздух, поверхностные и подземные воды, рельеф, почвенно-растительный покров, животный мир).

В связи с этим при проектировании нефтегазопромысловых объектов должны быть использованы современные технологии и технические средства, наиболее экологически приемлемые для конкретных природных условий территории размещения проектируемых объектов, направленные на повышение эксплуатационной надежности проектируемых объектов, предотвращение и уменьшение негативного воздействия на окружающую среду. Так же при планировании следует учитывать экономические оценки наносимых ущербов при предупреждении и ликвидации аварийных разливов нефти.

Целью курсовой я поставилa - планирование действий по предупреждению и ликвидации разливов нефти на территориях размещения линейного нефтепровода от Болтного нефтяного месторождения ОАО «Томскгазпром» до Казанского нефтегазоконденсатного месторождения, а так же экологическую оценку данных мероприятий.

Задачи данной курсовой:

- изучить теоретические аспекты, связанные со строительством и эксплуатацией нефтепровода;

- осветить воздействие данного проекта на окружающую среду при возможных разливах нефти;

- осветить мероприятия по предупреждению и ликвидации разливов нефти;

1. Характеристика Болтного нефтяного месторождения

1.1 Общая характеристика

Болтное нефтяное месторождение ОАО «Томскгазпром» находится в южной части Парабельского района Томской области в 350 км на северо-запад от г. Томска. Введено в эксплуатацию в 2011 году. С северо-западной стороны от Болтного НМ в 20,976 км расположено Казанское нефтегазоконденсатное месторождение (далее КНГКМ). Ближайший населенный пункт от Болтного НМ - г. Кедровый находится на расстоянии более 60 км. По административному делению оно входит в состав Парабельского района. Участок работ относится к Казанскому нефтегазоносному району Васюганской нефтегазоносной области, которая выделяется в пределах Томской области на востоке центральной части Западно-Сибирской низменности.

Болтное нефтяное месторождение на карте []

Васюганская нефтегазоносная область граничит с четырьмя нефтегазоносными областями: на западе со Среднеобской, на севере с Пур-Тазовской, на востоке с Пайдугинской, на юго-западе с Каймысовской. На юге и юго-востоке она ограничивается малоперспективными землями. В пределах области выделяются пять районов. В четырех выявлены залежи нефти, газоконденсата и газа (Казанский, Пудинский, Васюганский и Александровский). Казанский район на севере граничит с Пудинским, на западе с Межовским (Каймысовская НГО), на востоке с Сенькино-Сильгинским (Пайдугинская НГО) нефтегазоносными районами [1].

Ближайшим крупным населенным пунктом расположенным севернее месторождения является село Пудино, где имеется аэропорт, причал, почта, больница, школа и лесозавод. С северо-востока находиться город Кедровый.

В орографическом отношении территория района представляет собой плоскую и полого-холмистую равнину, почти полностью покрытую лесом, часть площади занимают непроходимые болота. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах +120 - +140 м. Климат района континентальный. Лето короткое и прохладное, зима холодная и снежная. Температура колеблется от минус 45-50 0С зимой до плюс 35 0С летом. Средняя температура воздуха в зимний период составляет -20 0С, весной -8 0С, летом +15 0С, осенью +8 0С.

Наибольшее количество осадков выпадает в осенне-зимний период. По количеству осадков район месторождения относится к зоне избыточного увлажнения.

Количество осадков в год достигает 400-500 мм. Снежный покров появляется в октябре и сохраняется до начала мая, его мощность достигает 1,5 м. Промерзаемость грунта составляет 1,8-2 м, на заболоченных участках - не превышает 40 см.

На характер погоды немалое значение оказывают местные условия (гидросеть, ландшафт, движение воздушных масс). Обширные пространства со всех сторон открыты ветру, средняя скорость которого равна 1,6-3,2 м/сек., иногда достигающая 20 м/сек. Преобладающее направление ветров летом юго-западное, а в зимний период - северо-восточное.

Дорожная сеть в районе работ развита слабо. Город Кедровый связан с поселком Кёнга Бакчарского района Томской области зимником. Речная сеть представлена рекой - Большой Казанкой. Вскрытие рек происходит в мае, ледостав - в октябре-ноябре. Продолжительность открытой воды составляет в среднем 160 суток. Уровень грунтовых вод, приуроченных к пескам - плывунам, залегает на глубине 2-20 метров.

Площадь месторождения покрыта хвойными деревьями (ель, кедр, пихта, сосна) с участками березняков и осинников. Строительный лес, необходимый для обустройства скважин, имеется на месте. Для приготовления глинистого раствора используются местные глины с последующей их обработкой химреактивами [2].

1.2 Геологическая характеристика

Томская область занимает юго-восточную окраину Западно-Сибирской плиты, обрамленную на юге области структурами Кузнецкого Алатау и Колывань-Томской складчатой зоны. В истории геологического развития территории области выделяются байкальско-салаирский, герцинский и мезозойский геотектонические этапы, соответствующие формированию нижнего, среднего и верхнего структурных этажей. Два нижних этажа образуют складчатый фундамент плиты, верхний составляет платформенный чехол. Фундамент сложен интенсивно дислоцированными и метаморфизованными эффузивно-терригенными породами докембрия и палеозоя, прорванными интрузиями различного состава и возраста. Самыми древними образованиями в складчатом фундаменте плиты являются байкалиды. Они входят в состав Енисейской складчатой системы на севере области, заложенной в раннем докембрии на коре континентального типа, возникшей в результате дробления протерозойских складчатых систем. Образования салаирского этапа формируют основание фундамента в бассейне р. Чулым, на Тым-Кеть-Чулымском междуречье и являются северным продолжением Кузнецкого Алатау. Салаирские складчатые структуры представлены докембрийскими и нижнепалеозойскими метаморфическими комплексами. Фрагменты этих структур образуют горстовые поднятия, которые разделяют впадины наложенного типа, сложенные осадочными и вулканогенно-осадочными отложениями. На западе салаириды ограничиваются Белоярским, на востоке - Верхнекетским глубинными разломами. В герцинский этап развития территории в условиях ее преобладающего прогибания происходило накопление морских, прибрежно-морских, прибрежно-континентальных фаций и вулканитов. Сформированные терригенные, терригенно-карбонатные и вулканогенные толщи девона и карбона залегают с угловым несогласием на дислоцированном салаирском основании. Вследствие различия фациальных условий осадконакопления в Притомском районе выделяются две структурно-фациальные зоны, отличающиеся типами своих разрезов: Кузнецко-Алатауская на востоке и Колывань-Томская на западе. С востока и юго-востока Томский прогиб ограничен Томским надвигом, по которому девонские отложения Колывань-Томской зоны надвинуты на более молодые отложения северного продолжения Кузнецкого Алатау. Северным продолжением Колывань-Томской складчатой зоны является Пыль-Караминский антиклинорий, охватывающий Чулым-Кеть-Тымское междуречье. В рельефе поверхности складчатого фундамента антиклинорий выражен поднятием, сложенным формацией терригенных и карбонатных отложений девона-карбона. Фрагментом салаирской складчатости, переработанным герцинским тектогенезом, считается Усть-Тымский срединный массив, простирающийся по левобережью р. Оби к северу от г. Колпашево. В рельефе фундамента он выражен прогибом, который представлен карбонатными и карбонатно-терригенными толщами, одновозрастными с отложениями Томского прогиба. Платформенный чехол сформировался в мезозое и кайнозое в результате начавшегося в юрскую эпоху постепенного погружения Западно-Сибирской плиты, с накоплением толщ морских, прибрежно-морских, прибрежно-континентальных и континентальных фаций. Осадконакопление почти не затронуло только Томский прогиб, преобразованный в начале кайнозоя в горстовую структуру, получившую название Томского (или Томско-Каменского) выступа. Положение наиболее глубоководных зон погружающейся плиты определил рифтогенез, проявившийся на западе территории в конце триаса. На палеорельефе предъюрской поверхности возникла система рифтов (Колтогорский, Усть-Тымский, Чузикский), расчленивших палеорельеф на межрифтовые блоки - поднятия (Нижневартовский, Каймысовский, Александровско-Васюганский, Пудинский). Развитие макроструктуры осадочного чехла предопределялось особенностями блокового строения фундамента, с общей тенденцией к сглаживанию наследуемых структур. К положительным формам рельефа фундамента - горстам пространственно приурочены крупные своды, мегавалы, выступы, отрицательным структурам - грабенам соответствуют впадины и прогибы. Меловая система на территории области представлена морскими, прибрежно-морскими и континентальными отложениями. Морская регрессия на рубеже раннего и позднего мела привела к установлению на значительной территории континентального режима, который сменился в позднемеловую эпоху новой мощной трансгрессией. Четвертичные образования, отражают новейший этап поднятия Западно-Сибирской плиты и ее складчатого обрамления. Регионального уровня в эоплейстоценовую эпоху достигло формирование озерно-аллювиальных отложений кочковской свиты, содержащих в основании галечники, имеющие значение опорного горизонта. В ранне-средненеоплестоценовый этап на Западно-Сибирской равнине происходило накопление толщ озерно-аллювиальных отложений. Приуроченность значительной части территории к приледниковой палеогеографической зоне обусловила ритмичность отложений: в межледниковые эпохи накапливались аллювиальные осадки, в ледниковые эпохи - озерные. С конца среднего плейстоцена по настоящее время происходит подъем территории, сопровождаемый ее расчленением, формированием современной речной сети и отложений долинного комплекса [3].

1.3 Гидрологические условия

В Томской области насчитывается 18,1 тыс. рек, ручьев и других водотоков, общей численностью около 95 тыс. км, в том числе - 1620 рек протяженностью более 10 км (суммарная длина этих рек составляет 57,2 тыс. км). Продолжительность навигационного периода - 170-180 дней.

Главной водной артерией является река Обь. Протяженность Оби в пределах области составляет 1065 км. Основные притоки Оби, впадающие в нее на территории Томской области: Томь, Чулым, Чая, Кеть, Парабель, Васюган, Тым [3]. Реки равнинной части бассейна Средней Оби относятся к Западно-Сибирскому типу, характеризующемуся растянутым, сравнительно невысоким половодьем, низкой зимней меженью и повышенным стоком в ещест-осенний период, а верховья р. Томь и Чулым - к Алтайскому типу, отличающемуся невысоким, обычно гребенчатого вида половодьем, повышенным осенним и низким зимним стоком (согласно классификации Б.Д. Зайкова). Равнинные реки обского бассейна отнесены к рекам с преимущественно снеговым питанием (50-80%), водотоки горных и прилегающих к ним территорий - к рекам со смешанным питанием с преобладанием снегового (по М.И. Львовичу) [4]. Что касается речной сети в районе месторождения, то она представлена р. Большая и Малая Казанка, р. Васюган притоками. Река Малая Казанка пересекает месторождение почти по центру с юга на север, протяженность ее на территории лицензионного участка месторождения - 2 км (участок среднего течения реки). Ширина реки на обследованных контрольных участках колеблется от 3-8 до 10-15 м, глубина - от 0,5 до 1,5 Реки района месторождения - типично равнинные с меандрирующими руслами. Формирование максимальных стоков идет за счет накопления зимних осадков. Весеннее половодье определяет максимальный уровень подъема воды на 1-4 м над низшим летним уровнем. Весенний подъем уровня воды начинается в конце апреля - первой декаде мая. Ледостав начинается во второй половине октября, средняя продолжительность ледового периода - 200 дней. Средняя толщина льда 0,5-0,7 м.

На территории месторождения имеются также болотные массивы, занимающие незначительную площадь 80 процентов горного отвода, формирующие сток многочисленных ручьев, таким образом, территория месторождения очень сильно обводнена. Воды водораздельных верховых болот имеют низкую минерализацию, повышенное содержание аммония (до 10 мг/л) и органического углерода (с преобладанием фульвокислот) [3].

1.4 Гидрогеологическая характеристика

По гидрогеологическим условиям территория месторождения относится к Западно-Сибирскому артезианскому бассейну, в пределах которого выделяются верхний и нижний гидрогеологические этажи, и воды трещиноватой зоны палеозойского фундамента.

Верхний гидрогеологический этаж характеризуется свободным водообменом, лишь нижняя его часть - затрудненным. В пределах верхнего этажа, в основном, развиты пресные подземные воды, меньше - в разной степени минерализованные. Воды нижнего гидрогеологического этажа, характеризующегося затрудненным водообменом, отличаются высокой минерализацией [5].

Верхний гидрогеологический этаж объединяет два гидрогеологических комплекса: первый приурочен к отложениям эоцена-голоцена, второй - к образованиям турона-эоцена. В нижний этаж входят три гидрогеологических комплекса: отложения апт-сеномана, берриаса-баррема и юрской системы.

В гидрогеологическом разрезе Болтного месторождения выделяются следующие водоносные комплексы:

· нижне-среднеолигоценовый (атлымская и новомихайловская свита) горизонт;

· апт-сеноманский комплекс (покурская свита).

Водовмещающие отложения палеогенового горизонта представлены песком в верхней части разреза с редкими включениями гальки в водоносном горизонте. Интервал залегания водоносного горизонта - 116-170 м. Водоносные отложения перекрываются глинами новомихайловской свиты, а подстилаются глинами тавдинской свиты.

1.5 Почвенно-грунтовая характеристика

Почвенный покров Томской области сформирован при наличии специфических особенностей, определяющих его индивидуальные черты, в частности, повышенный гидроморфизм, обусловленный заболоченностью территории, а в южных районах, сильным промерзанием и медленным оттаиванием почв. Географическое положение, резко континентальный климат, особенности условий почвообразования обуславливают основные природные процессы, присущие земельному фонду Томской области: переувлажнение, заболачивание, водная эрозия. Антропогенное воздействие на природу ведет к перестройке биогеохимической структуры ландшафтов. Особенно ярко проявляются негативные процессы на сельскохозяйственных угодьях и землях городов. Наиболее распространенными почвами района являются болотно-подзолистые, болотные верховые, подзолистые типы почв, а в меньшей мере - аллювиально-болотные, болотные низинные и аллювиально-дерновые. Болотно-подзолистые почвы формируются в результате подзолистого и болотного процессов почвообразования, что осуществляется при временном избыточном увлажнении поверхностными или мягкими грунтовыми водами. Подзолистый слой их обогащен кремнеземом и обеднен полутораокисями, а в глеевых горизонтах накапливаются подвижные формы железа. Болотные верховые почвы формируются на водоразделах и верхних террасах речных долин под покровом сфагновых мхов, болотных кустарников и угнетенной сосны в условиях увлажнения атмосферными остатками. Из типа болотных верховых почв на территории нашего края представлены два подтипа - торфяно-глеевые и торфяные. Площадь болотных верховых торфяных почв - 234,9 тыс. га, 1,5% площади края. Торф верховых болот имеет низкую степень разложения около 5 - 10%, невысокую зольность (2 - 5%), сильнокислую реакцию среды (рНKCl 3,0 - 3,5). Торф обладает исключительно высокой водоудерживающей способностью. Влагоемкость верховых торфов достигает 600 - 1200%. В результате торф всегда перенасыщен водой, что ведет к дефициту кислорода, ослаблению биохимических процессов.

Основные объекты обустройства месторождения расположены в центральной части месторождения на территории болотных и заболоченных типов природно-территориального комплекса, значительная часть нефтепровода с зимником запланированы по существующим просекам и открытому верховому болоту. Автодорога запланирована с учетом существующих старых просек и зимников. Вахтовый посёлок вынесен за пределы водоохранной зоны, однако для р. Васюган установлена запретная полоса лесов шириной в 1 км по обе стороны реки (данные леса отнесены с 1 группе). Поэтому при вырубке лесов под вахтовый поселок, и дорогу (всего на площади 2.2 га) необходимо соблюсти требования перевода для лесов первой группы. Земельный отвод под объекты обустройства проведен с учетом возможного примыкания объектов и включает вырубки проведенные при разбуривании разведочных скважин. Все внешние коммуникации проложены с учетом вырубок проведенных во время разведочного бурения и старых зимников с минимальным дополнительным отторжением древесного яруса лесов [5].

Таким образом, размещение объектов обустройства, как существующих, так и проектируемых, достаточно хорошо учитывает ландшафтные особенности территории и последствия предыдущей хозяйственной деятельности; такое размещение является приемлемым с экологической точки зрения.

2. Планирование по предупреждению разливов нефти

2.1 Возможные источники разлива

Возможными источниками разлива нефти могут быть:

· резервуары хранения нефти;

· технологические трубопроводы;

· запорная арматура, фланцевые соединения;

· нефтесборные трубопроводы;

· напорные трубопроводы;

· оборудование скважин.

Исходя из особенностей технологического процесса, на производственных площадках возможными причинами и факторами, способствующими возникновению и развитию аварий, могут быть:

1. Разгерметизация резервуаров.

2. Нарушение технологического режима, работы оборудования.

3. Повреждения технологических трубопроводов и арматуры.

4. Отказ вспомогательного оборудования (системы разгрузки, торцевых уплотнений, откачки утечек, смазки, охлаждения электродвигателей, приборов КИП и автоматики).

5. Коррозия металла внешних, внутренних стенок и днища резервуара, внутренняя коррозия металла.

6. Ошибки эксплуатационного персонала.

7. Несоблюдение правил технической эксплуатации.

Возможными причинами аварий и разливов нефти на нефтепроводах могут быть:

1. Коррозия металла стенок трубопроводов во время эксплуатации.

2. Внутренняя коррозия металла трубопроводов, запорной арматуры, вантузов, патрубков манометрических вентилей и т.д., связанная с браком завода изготовителя или следствие скрытых механических повреждений нанесённых во время строительства.

3. Механические повреждения трубопроводов, запорной арматуры, вантузов, патрубков манометрических вентилей и т.д. в результате деятельности человека во время эксплуатации и вследствие постороннего вмешательства.

4. Несанкционированные врезки с целью хищения нефти.

5. Нарушение изоляции НП.

6. Нарушение нормальной работы электро-химической защиты НП.

7. Усталость, износ металла[12].

2.2 Описание мероприятий и принятых решений, направленных на исключение разгерметизации оборудования и предупреждение выбросов нефти

Безопасность объектов обеспечивается соответствующими техническими решениями, принимаемыми и выполняемыми в процессе проектирования строительства и эксплуатации.

Технические решения по обеспечению безопасности направлены на исключение разгерметизации оборудования и линейной части трубопроводов, а в случае их разгерметизации - на предупреждение развития аварии, локализацию разливов нефти и обеспечение взрывопожаробезопасности объектов.

В процессе эксплуатации защиту трубопроводов и оборудования линейной части трубопроводов от разгерметизации и предупреждение аварийного выхода нефти обеспечивает выполнение следующих технических решений и мероприятий:

- контроль давления на выходе добывающих скважин;

- ежедневные осмотры состояния трассы закрепленных нефтепроводов с целью проверки отсутствия нарушений охранной зоны нефтепроводов, размыва, провисания, оголения, оползневых подвижек и принятием срочных мер по устранению выявленных нарушений;

- обслуживание нефтепроводов, проведение текущего ремонта;

- обследование состояния изоляции трубопроводов с последующей заменой дефектных участков изоляции;

- разработка и соблюдение технологического регламента работы нефтепроводов в соответствии с их техническим состоянием;

- по результатам оценки технического состояния нефтепроводов определение очередности выполнения капитального ремонта поврежденных участков;

- соблюдение технологической дисциплины и повышение квалификации обслуживающего персонала.

Для исключения разгерметизации объектов хранения, транспортировки нефти и предупреждения аварийных выбросов нефти приняты следующие инженерно-технические решения и проводятся следующие организационно-технические мероприятия:

- резервуары хранения оснащены дыхательными, предохранительными клапанами и огневыми преградителями, хлопушками;

- осуществляется постоянный контроль за уровнем жидкости в резервуарах;

- осуществляется контроль герметичности соединений трубопроводов и арматуры;

- осуществляется постоянный контроль за состоянием и исправностью технологического оборудования и трубопроводов, контрольно-измерительных приборов и автоматики, предохранительных клапанов;

- технологическим персоналом производятся технологические обходы каждые 2 часа в смену;

- управление технологическим процессом осуществляется с помощью запорной арматуры с автоматическим приводом;

- в конструкциях оборудования и технологических трубопроводов применены материалы высокой сопротивляемости к коррозии;

- оборудование на производственных площадках расположено с учетом безопасного подъезда и проезда;

- проведение периодических технических обслуживании, текущих ремонтов, технических освидетельствований резервуаров, фильтров, трубопроводов и запорно-регулирующей арматуры согласно графиков;

- строгое соблюдение норм технологического режима, предусмотренных технологическим регламентом;

- выполнение требований заводских инструкций по безопасной эксплуатации оборудования[8].

Для предупреждения развития аварий и локализации выходов нефти приняты инженерно-технические решения и проводятся следующие организационно-технические мероприятия:

1) резервуар хранения нефти оснащен обвалованием;

2) между технологическими блоками имеются отсекающие задвижки;

3) при отклонениях технологического режима предусмотрены звуковая сигнализации и блокировка, которые срабатывают при превышении заданных параметров;

4) проводится ежедневный наземный осмотр трасс нефтепроводов.

Для обеспечения взрывопожаробезопасности на объектах ОАО «Мохтикнефть» приняты инженерно-технические решения и проводятся следующие организационно-технические мероприятия:

- производственные площадки оснащены системами охранно-пожарной сигнализации и автоматическими установками пожаротушения;

- насосы, применяемые для перекачки легковоспламеняющихся и горючих жидкостей (нефть, нефтепродукты, химагрегаты) оснащаются:

- обратными клапанами на линии нагнетания;

- средствами предупредительной сигнализации при достижении опасных значений параметров;

- блокировками, обеспечивающими отключение насосных агрегатов при достижении взрывопожароопасных значений технологических параметров работы;

- запорной арматурой, установленной на всасывающем и нагнетательном трубопроводе на максимальном приближении к трубопроводу;

- электрооборудование во взрывоопасных зонах применяется во взрывозащитном исполнении;

- для обеспечения своевременной локализации загорания, ведения контроля за соблюдением противопожарного режима, проведения профилактической работы созданы добровольные пожарные дружины (ДПД) из числа инженерно-технических работников, рабочих;

- технологическое оборудование и коммуникации заземлены для защиты от накопления и проявления статического электричества;

- производственные площади оборудованы молниезащитой;

- обеспечен проезд по территории производственных площадок для передвижения механизированных средств пожаротушения;

- осуществляется постоянный контроль состояния противопожарного оборудования на территории производственных площадок[10].

С целью обеспечения безопасности производственных объектов предусмотрены следующие организационно-технические мероприятия:

1. Допуск на территорию нефтепромысла осуществляется через контрольно-пропускной пункт.

2. Обеспечивается круглосуточная охрана объектов и порядок допуска на них посторонних лиц.

3. Установлены периметральные ограждения охраняемых территорий и порядок допуска на них посторонних лиц.

4. Систематически проводится проверка исправности защитного ограждения; круглосуточно проводится патрулирование производственных объектов; систематически проводятся проверки технических подполий подземных коммуникаций, чердачных, складских и других производственных помещений с целью выявления подозрительных предметов, содержащих взрывчатые и легковоспламеняющиеся вещества;

5. Проводится периодическая разъяснительная работа с персоналом в целях повышения бдительности, мобилизации контролерского и инженерно-технического состава на содействие правоохранительным органам в проведении мероприятий антитеррористического характера[11].

3. Ликвидация загрязнений при разливах нефти

3.1 Мероприятия по предотвращению аварий при бурении, эксплуатации скважин, внутри- и межпромысловых трубопроводов

Бурение скважин вращающимся турбобуром в трубах, заполненных раствором, приводит к возникновению циклических возмущений. Размах амплитуды колебаний при этом создает нагрузки, аналогичные рабочему давлению. Результатом таких ударных и вибрационных нагрузок становится выход из строя манифольдов, отрыв трубобуров, разрушение обсадных труб, стенок скважин, породы и бурового оборудования в целом. При этом может иметь место утечка из системы подачи бурового раствора, в составе которого имеются экологически опасные компоненты (нефть, барит и др.). Для предотвращения подобных аварий рекомендуется:

- установка стабилизатора давления на выходе из насоса;

- установка стабилизатора давления на вход насосно-компрессорной трубы;

- установка стабилизатора давления перед обратным клапаном в устье скважин;

- установка упругих колец между обсадной трубой и насосно-компрессорной трубой для ограничения амплитуды перемещения насосно-компрессорной трубы при изгибных колебаниях.

При добыче нефти возбуждаются волновые и ударные процессы вследствие ряда причин. Чаще это прорывы газа в насосно-компрессорную трубу, что приводит к вибрации глубинного насоса и закрытию обратного клапана, установленного перед насосом. При этом имеет место падение динамического столба нефти с соответствующим повышением рабочего давления до 1,5-2,0 МПа. Глубинные насосы являются также сильными возбудителями колебаний давления из-за неуравновешенности ротора и консольного характера крепления насоса, в результате чего возникают интенсивные вибрации скважинных труб. Аварии в таких ситуациях приводят к «полетам» глубинных насосов. Этим наносится существенный экологический ущерб в связи с утечкой нефти из разбираемых насосно-компрессорных труб. Наклонные скважины также подвержены волновым воздействиям и становятся непригодными для повторного использования. Вибрации значительно повышают скорость коррозионных процессов.

Для предотвращения указанных аварий рекомендуется:

- установить стабилизаторы давления перед обратным клапаном с перепуском нефти из полости насосно-компрессорной трубы в полость обсадной трубы;

- установить плавающие опоры в корпусе насоса и корпусе электродвигателя для ограничения изгибных колебаний;

- управлять скоростью вращения ротора насоса в зависимости от нагрузки;

- контролировать параметры вибраций с помощью гидрофона с выводом телеметрической информации на пульт управления.

Для предотвращения аварийных ситуаций в водоводных системах закачки после сепарационной воды в пласт и разрывов в линейной части трубопроводов рекомендуется:

- определить источники возбуждения волновых и вибрационных процессов путем снятия амплитудно-частотных характеристик трубопровода;

- непосредственно у источников возбуждения волновых процессов установить стабилизаторы давления;

- отделять частицы твердой фазы из послесепарационной воды, которые приводят к усиленному корродированию нижней части трубопровода;

- покрывать нижнюю часть трубопровода антикоррозионными материалами.

Наиболее характерным и тяжелым видом аварий при бурении скважин в случае нарушения технологии проведения буровых работ является открытый фонтан. Возможный ущерб зависит от геологических условий разреза месторождения, вскрытого аварийной скважиной (пластовое давление, суммарный дебит выбрасываемого продукта), организационных факторов (время фонтанирования и т.п.).

На каждой скважине должен быть план ликвидации аварий, который позволит правильно организовать работу во время аварии и уменьшит отрицательное воздействие на компоненты ОС.

Для межпромыслового трубопровода должна быть принята прокладка в одном коммуникационном коридоре с автодорогой, а также соблюдены следующие требования:

- строительство трубопроводов на эстакадных основаниях;

- укладка трубопровода с верховой стороны автодороги, с тем чтобы в случае прорыва нефти дорога была естественной дамбой, устройство ловушек и обвалований;

- сооружение водопропускных устройств, задерживающих нефть;

- прокладка трубопровода без пересечения крупных водотоков и озер, участков высокобонитетных лесов;

- прокладка трубопровода через автомобильную дорогу в защитном кожухе сустройством отводной канавы на случай разлива нефти;

- испытание трубопроводов на прочность под повышенными давлениями;

- антикоррозийное покрытие трубопроводов для защиты от внешней коррозии;

- теплоизоляция трубопроводов для предотвращения образования гидратных пробок;

- ингибирование гидратообразования;

- защита от внутренней коррозии путем ингибирования и применения труб сповышенными прочностными характеристиками (коррозионная надбавка толщины стенок);

- автоматизация линейных отключающих устройств;

- контроль скорости коррозии [13].

3.2 Технологии и способы реабилитации загрязненных территорий

После завершения аварийных работ по приказу генерального директора создается комиссия по осмотру земель с участием заинтересованных сторон. При осмотре земель комиссия определяет географическое положение нарушенного участка, его площадь, источник и характер нарушения и загрязнения почв, делает заключение о возможных способах рекультивации.

Определяющими параметрами при выборе методов реабилитации загрязненных нефтью площадей являются:

1) физико-химический состав разлитой нефти, ее поведение в окружающей среде;

2) рельеф поверхности, на которой произошел разлив, структура подстилающего слоя почвы, ее механический состав;

3) погодные условия по времени года;

4) качество сбора нефти с подстилающей поверхности;

5) наличие сохранившейся растительности, сухостоя и захламления;

6) глубина проникновения нефти в грунт.

На основании материалов обследований назначается необходимый перечень рекультивационных мероприятий[7].

Запрещается планировать следующие экологически опасные способы ликвидации разливов:

- выжигание нефти на поверхности почвы;

- засыпка территории разлива песком.

Технология наиболее приемлемого способа реабилитации загрязненной территории:

1. Смыв остаточных линз нефти в теплое время (лето) с последующей откачкой.

2. Стимуляция микробиологического разложения нефти (фрезерование, известкование, внесении минеральных удобрений и т.д.).

3. Фитомелиорация.

Смыв (орошение) применяется на грунтах с явно выраженным рельефом (на склонах) и на берегах водотоков и водоёмов. Он может быть применен при разливах на локализованных непроницаемой стенкой полосами боновых направляющих заграждений с контролируемым сбросом через проточные нефтесборщики (накопители) на грунтах и на болотах любого типа участков с надежной (жесткой) локализацией. В зависимости от площадей и объемов нефти допускается сооружение траншей-щелей.

Стимуляция микробиологического разложения остаточной нефти достигается путем последовательного проведения следующих мероприятий:

- фрезерование почвы;

- известкование;

- внесение минеральных удобрений;

- орошение аэрированной водой;

- создание искусственного микрорельефа;

- внесение культур нефтеокисляющих микроорганизмов;

- фитомелиорация.

Фрезерование почвы решает одновременно несколько задач: резко снижает концентрацию нефтепродукта в верхних слоях почвы путем разбавления более чистым грунтом из нижних горизонтов, увеличивает поверхность соприкосновения остаточной нефти с биологически активной средой, улучшает водно-воздушный режим почв, позволяет равномерно распределить по пахотному слою почвы, вносимые минеральные удобрения и известь.

Известкование применяется на кислых почвах, имеющих рН менее 5,5, и ставит целью поддержать реакцию почвенной среды близкой к нейтральной или слабощелочной (рН 6-8). Оно улучшает физические свойства почвы, облегчает потребление микроорганизмами азота и фосфора, снижает подвижность токсичных веществ нефти, нейтрализует накапливающиеся органические кислоты. Известкование является непременным условием эффективного применения минеральных удобрений и поддержания на максимальном уровне активности нефтеокисляющей микрофлоры. Через 2-3 месяца после внесения известковых удобрений определяют кислотность почвы и если рН меньше 5,4 проводят повторное известкование.

Внесение минеральных удобрений предполагает обеспечение нефтеокисляющих микроорганизмов и трав-мелиорантов усвояемыми формами азота, фосфора, калия. Потенциальная потребность в минеральных удобрениях (без учета повторной утилизации при отмирании микрофлоры), оптимальное соотношение азотных, фосфорных и калийных удобрений определяется на основе потребности углеводородоокисляющих микроорганизмов при утилизации конкретного количества углеводородного загрязнителя с учетом фракционного состава остаточных нефтепродуктов. Учитывая низкую обеспеченность лесных и болотных почв доступными формами азота, фосфора и калия, основной объем удобрений планируется на первое внесение и приурочен к фрезерованию почвы. Фрезерная заделка обеспечивает более равномерное распределение элементов питания в загрязненных слоях почвы, более легкую адаптацию к удобрениям почвенной микрофлоры. На бедных гумусом песках удобрения следует вносить невысокими дозами. В силу слабой поглотительной способности, низкой буферности и периодического пересыхания песчаных почв, более высокие дозы могут угнетать почвенную микрофлору и быстро вымываться осадками. При первом внесении предпочтение отдается удобным в применении комплексным удобрениям, содержащим азот, фосфор и калий в доступных для быстрого усвоения микроорганизмами форме и с минимальным количеством нитратного азота. При благоприятном водно-воздушном и тепловом режиме легко усвояемые азот, фосфор и калий быстро потребляются микроорганизмами и через 2-3 недели элементы минерального питания могут снова лимитировать биодеградацию нефти.

Для орошения аэрированной водой на участке устраивается коллекторная система канавок, обеспечивающая сток воды и нефти в специальные приемники, из которых вода, обогащенная кислородом и элементами минерального питания, необходимыми для нефтеокисляющих микроорганизмов, снова возвращается на участок по шлангам и садовым разбрызгивателям либо с помощью дальнеструйных тракторных установок, а нефть собирается нефтесборщиками. Непрерывное или периодическое орошение аэрированной водой в комплексе с внесением извести и минеральных удобрений значительно ускоряет микробиологическое окисление поверхностных загрязнителей.

Создание искусственного микрорельефа из чередующихся микроповышений (гребней) и микропонижений (борозд) целесообразно к применению для переувлажненных болотных почв, где процесс биодеградации нефтепродуктов тормозится плохой аэрацией, низкими температурами, высокой кислотностью торфа. За счет увеличения поверхности почвы ускоряется испарение легких фракций, улучшение аэрации и прогреваемости торфа создает в микроповышениях оптимальные условия для аэробных нефтеокисляющих бактерий и высших растений. Подвижная нефть вымывается в неглубокие хорошо прогреваемые борозды и разлагаются в водной среде значительно быстрее, чем в почве. Высеянные по микроповышениям травы застрахованы от вымокания в паводковый период.

Внесение культур нефтеокисляющих микроорганизмов в почву оправдано, если естественная нефтеокисляющая микрофлора бедна по видовому составу и не может быть стимулирована описанными выше приемами. Решение о целесообразности внесения микроорганизмов принимается после исследования почв на активность содержащейся в ней нефтеокисляющей микрофлоры. Однако внесенные в почву или водоемы не адаптированные к местным условиям чужеродные микроорганизмы вступают в конкурентные отношения с хорошо адаптированными к местным условиям членами аборигенных микробных сообществ и быстро вытесняются ими. Для применения бакпрепаратов необходимо наличие разрешительной документации:

1) гигиенический сертификат;

2) технические условия;

3) инструкция по применению.

Технические условия на микробиологические и биохимические препараты должны иметь в своем составе следующие разделы:

- технические требования (характеристик препарата, требования к упаковке и маркировке);

- правила приемки;

- методы испытаний (отбор проб, определение органолептических показателей, определение оксидазной активности);

- условия транспортировки и хранения;

- требования безопасности;

- требования по охране окружающей среды;

- гарантии изготовителя;

- оптимальные условия эффективной работы препарата.

Инструкция к микробиологическим и биохимическим препаратам должна содержать исчерпывающую информацию:

- по приготовлению рабочей формы препарата к применению;

- описание способствующих процессу очистки технических приемов и агрохимических мероприятий;

- описание процесса обработки, нормы внесения препарата для различных целей и условий применения;

- перечень необходимых для проведения работ технических средств, соответствующих правовым и техническим нормам и правилам;

- перечень мероприятий по технике безопасности при подготовке к применению рабочей формы препарата;

- рекомендации по проведению контроля, за процессом деструкции углеводородов.

Фитомелиорация как завершающий этап реабилитации загрязненных территорий, является показателем относительного качества рекультивации земель, служит снижению концентрации углеводородов в почве до допустимых уровней и обеспечивает создание устойчивого травостоя из аборигенных или сеяных многолетних трав, адаптированных к соответствующим почвенно-гидрологическим условиям и способных к длительному произрастанию на данной площади. Травянистые растения улучшают структуру почвы, увеличивают ее воздухопроницаемость, поглощают мутагенные, канцерогенные и другие биологически опасные продукты, препятствуют вымыванию из рекультивируемого слоя почвы элементов минерального питания.

Достаточно простым и эффективным способом реабилитации загрязненных почв, при небольшой площади загрязнения является применение торфа в качестве потенциально плодородной породы. Достоинства торфа при его применении заключаются в:

- его высокой адсорбционной способности по отношению к нефтепродуктам;

- природных свойствах торфа как носителя микроорганизмов, способных окислять нефть, что исключает его утилизацию;

- потенциальной возможности торфа к самозарастанию высшими растениями, что способствует скорейшей деградации нефтепродуктов и препятствует размыванию торфа по поверхности обработанных площадей[10].

3.3 Мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварий

К основным нормативным актам, регулирующим деятельность предприятий по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов (ЛАРН), следует отнести Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», согласно которому эксплуатирующие компании обязаны планировать и осуществлять мероприятия попредупреждению и ликвидации возможных аварийных ситуаций на своих опасных производственных объектах. Система соответствующих мероприятий по ЛАРН и предупреждению нефтяных разливов определена постановлениями Правительства РФ от 21 августа 2000 г. №613 «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов» и от 15 апреля 2002 г. №240 «О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории РФ».

Постановлением №240 утверждены Основные требования к разработке планов по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов, а также дано поручение органам исполнительной власти субъектов РФ разработать соответствующие требования к планам ЛАРН с учетом их территориальных особенностей.

Задачей разработки планов ЛАРН является обеспечение готовности компаний, осуществляющих работы по разведке, добыче, хранению, транспортировке, переработке нефти и нефтепродуктов, к локализации разливов и их скорейшей ликвидации. Поэтому план ЛАРН должен определять порядок действий и ответственность должностных лиц федеральных органов исполнительной власти, органов исполнительной власти субъектов РФ, органов местного самоуправления, руководителей эксплуатирующих организаций независимо от форм собственности по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти, согласования сроков выполнения работ, необходимые для этого финансовые, материальные, людские и другие ресурсы.

Независимо от величины и места разлива установленное время его локализации составляет не более 4 ч при разливе в акватории и не более 6 ч при разливе на почве.

Планы ЛАРН разрабатывают исходя из максимально возможного количества разлившейся нефти. Это количество составляет:

- для нефтеналивного судна - 2 танка;

- для нефтеналивной баржи - 50% общей грузоподъемности;

- для стационарных и плавучих добывающих установок и нефтяных терминалов - 1500 т;

- для стационарных объектов хранения нефти и нефтепродуктов - 100% объема максимальной емкости одного объекта хранения;

- для автоцистерн - 100% объема;

- для железнодорожного состава - 50% общего объема цистерн в железнодорожном составе;

- для трубопровода при порыве - 25% максимального объема прокачки в течение 6 ч и объем нефти между запорными задвижками на порванном участке трубопровода;

- для трубопровода при проколе - 2% максимального объема прокачки в течение 14 дней.

Таким образом, с учетом приведенных критических количеств излившейся нефти планирование действий при аварийных разливах нефти и нефтепродуктов необходимо не только для крупных хозяйственных объектов (УВ промыслы, магистральные нефтепроводы, НПЗ и т.д.), но и для объектов инфраструктуры (автозаправочные станции и комплексы, железнодорожные станции, нефтебазы, мазутохранилища объектов энергетики и промышленности).

На федеральном уровне на речных акваториях и во внутренних водоемах план ЛАРН разрабатывают и утверждают Минэнерго России, Минтранс РФ и МЧС РФ по согласованию с Госгортехнадзором РФ, Министерством обороны РФ, МПР РФ и Минсельхозом РФ. На региональном уровне планы ЛАРН разрабатывают эксплуатирующие организации по согласованию с органами исполнительной власти субъектов РФ, территориальные органы Госгортехнадзора России, МЧС РФ, МПР РФ, Минсельхоза РФ. Планы утверждают МЧС РФ и Минэнерго РФ.

До согласования и утверждения планы ЛАРН подлежат экспертной оценке, которая осуществляется экспертными организациями по решению МЧС России. При этом не допускается экспертиза плана организацией, проводившей его разработку. Головной экспертной организацией министерства по вопросам предупреждения и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов назначено специализированное профессиональное аварийно-спасательное формирование МЧС России «Центр аварийно-спасательных и экологических операций» (приказ от 24 марта 2003 г. №144).

Согласно требованиям Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» для предупреждения и ликвидации последствий возможных аварий эксплуатирующие организации обязаны заключать договоры на обслуживание с профессиональными аварийно-спасательными службами (формированиями), а в отдельных случаях - создавать собственные профессиональные аварийно-спасательные службы и формирования. В плане ЛАРН должны быть отражены соответствующие договоры, содержащие сведения о силах и средствах реагирования, которыми располагают аварийно-спасательные формирования (службы).

Согласно Основным требованиям… план ЛАРН должен включать:

а) прогнозирование возможных разливов нефти и нефтепродуктов;

б) расчет количества сил и средств, достаточных для ликвидации ЧС, связанных с разливом нефти и нефтепродуктов (далее - сил и средств), соответствие имеющихся на объекте сил и средств задачам ликвидации и

необходимость привлечения профессиональных аварийно-спасательных

формирований. Расчет проводится на основе следующих данных:

- максимально возможный объем разлившихся нефти и нефтепродуктов;

- площадь разлива;

- год ввода объекта в действие и год последнего капитального ремонта;

- максимальный объем нефти и нефтепродуктов на объекте;

- физико-химические свойства нефти и нефтепродукта;

- влияние места расположения объекта на скорость распространения нефти / нефтепродукта с учетом возможности их попадания в морские и речные акватории, внутренние водоемы. В случае угрозы попадания нефти в водные объекты максимальное время локализации разлива может быть сокращено относительно нормативного (4-6 ч);

- гидрометеорологические, гидрогеологические и другие условия в месте расположения объекта;

- возможности имеющихся на объекте сил и средств, а также профессиональных аварийно-спасательных формирований, дислоцированных в регионе (при условии их письменного согласия на участие в ликвидации разлива);

- наличие полигонов или других объектов по перевалке, хранению и переработке нефтяных отходов;

- транспортная инфраструктура в районе возможного разлива;

- расчет времени доставки сил и средств к месту ЧС с учетом возможных неблагоприятных погодных условий и сезонных особенностей климата;

- общее время локализации разлива с учетом доставки сил и средств и работ по локализации. При обосновании необходимого количества сил и средств для ликвидации разливов на акваториях обычно используют результаты компьютерного моделирования растекания нефтяного пятна в зависимости от типа углеводородного вещества, погодных, гидродинамических и прочих условий, влияющих на процесс распространения нефтяного пятна;

в) схему организации взаимодействия сил и средств;

г) состав и дислокацию сил и средств;

д) организацию управления, связи, оповещения;

е) порядок обеспечения постоянной готовности сил и средств с указанием организаций, несущих ответственность за их поддержание в установленной степени готовности;

ж) систему взаимного обмена информацией между организациями - участниками ликвидации разлива;

з) первоочередные действия при получении сигнала о возникновении ЧС;

и) географические, навигационно-гидрографические, гидрометеорологические и другие особенности района разлива, которые учитываются при организации и проведении операции по его ликвидации;

к) порядок обеспечения безопасности населения и оказания медицинской помощи;

л) график проведения операций по ликвидации разлива;

м) организацию материально-технического, инженерного и финансового обеспечения операций по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов.

Планы ЛАРН по крупным хозяйственным объектам являются элементоминтегрированной системы проектирования и оценки воздействия на ОПС.

Данные, получаемые при расчете максимального объема возможного разлива, используются в разделе «Оценка воздействия на окружающую среду» предпроектной документации по объекту нефтегазового комплекса для оценки возможных экологически неблагоприятных последствий создания объекта.

В то же время мероприятия, разрабатываемые для плана ЛАРН, по сути являются частью менеджмента объекта и направлены на минимизацию возможных последствий разлива до экологически приемлемого уровня. В связи с этим наиболее эффективна разработка плана ЛАРН параллельно с подготовкой предпроектной или в крайнем случае проектной документации на строительство объекта.

Так, предлагается разрабатывать концепцию плана ЛАРН вместе с обоснованием инвестиций. Эффективность такого подхода обусловлена несколькими причинами:

- наиболее важные положения концепции плана ЛАРН могут выявить недопустимость реализации какого-либо из рассматриваемых в обосновании инвестиций альтернативных вариантов в силу факторов, связанных с угрозой аварийных нефтеразливов;

- стадия разработки обоснования инвестиций предполагает рассмотрение возможных технических решений, связанных с инвестируемым объектом; соответственно на этой стадии должны быть выбраны и обоснованы методы ЛАРН (типы оборудования, сорбентов, необходимость применения диспергентов и других препаратов и т.д.);

- представляя концепцию плана ЛАРН вместе с обоснованием инвестиций в специально уполномоченные государственные органы на согласование, и проектировщик, и инвестор облегчат себе как прохождение самого обоснования инвестиций (многие вопросы, которые могут возникнуть у согласующих инстанций, будут уже освещены), так и процесс последующего утверждения плана ЛАРН.

На стадии ТЭО проекта исходя из результатов основных оценок и обоснования методов и средств ЛАРН, выполненных при разработке концепции, целесообразность разработки проекта плана ЛАРН обусловлена следующим:

- оборудование ЛАРН, вспомогательные средства, медицинский и бытовой инструментарий, резерв материально-технических средств на ликвидацию ЧС, вносимые в проект плана, должны быть учтены при оценке эффективности инвестиций проекта и найти свое отражение в его сметной части;

- вместе с проектом легче получить согласование специально уполномоченных государственных органов, так как проект содержит много смежной дополнительной информации, не входящей в сам план;

- в случае замечаний к проекту плана ЛАРН есть возможность в период строительства объекта внести необходимые коррективы и согласовать план до введения объекта в эксплуатацию (для действующего объекта наличие плана обязательно, его отсутствие может повлечь санкции со стороны контролирующих органов).


Подобные документы

  • Исследование системы сбора и сепарации нефти до и после реконструкции месторождения. Способы добычи нефти и условия эксплуатации нефтяного месторождения. Гидравлический расчет трубопроводов. Определение затрат на капитальный ремонт нефтяных скважин.

    курсовая работа [1,8 M], добавлен 03.04.2015

  • Общее описание и геолого-физическая характеристика месторождения, анализ и этапы его разработки, технология добычи нефти и используемое при этом оборудование. Мероприятия по интенсификации данного процесса и оценка его практической эффективности.

    дипломная работа [2,2 M], добавлен 11.06.2014

  • Понятие и история разработки Тенгизского месторождения как одного из самых крупных и глубоких в мире из ныне разрабатываемых нефтяных месторождений. Причины аварии 1985-1986 годов, оценка негативных экологических последствий. Способы утилизации нефти.

    презентация [316,9 K], добавлен 21.02.2015

  • Физико-химическая характеристика нефти и газа. Вскрытие и подготовка шахтного поля. Особенности разработки нефтяного месторождения термошахтным способом. Проходка горных выработок. Проектирование и выбор вентиляторной установки главного проветривания.

    дипломная работа [1,5 M], добавлен 10.06.2014

  • Геолого-промысловая характеристика Арланского нефтяного месторождения. Размещение и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин. Геолого-промысловые условия применения методов увеличения нефтеотдачи. Анализ выработки запасов нефти из пласта.

    курсовая работа [1,8 M], добавлен 06.02.2014

  • История морской добычи нефти. География месторождений. Типы буровых установок. Бурение нефтяных и газовых скважин в арктических условиях. Характеристика морской добычи нефти в России. Катастрофы платформ, крупнейшие аварии на нефтедобывающих платформах.

    курсовая работа [57,5 K], добавлен 30.10.2011

  • Геологическое строение месторождения: стратиграфия, тектоника. Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов. Залежь нефти ланско-старооскольского горизонта. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений, дебитометрия.

    дипломная работа [618,4 K], добавлен 14.05.2013

  • Информация о предприятии, общие сведения о районе нефтяных и газовых месторождений. Контроль и поддержание оптимальных режимов разработки и эксплуатации скважин. Технологии термометрирования и расходометрии. Безопасность условий труда на месторождениях.

    отчет по практике [187,7 K], добавлен 20.05.2015

  • Характеристика геологического строения нефтяного месторождения. Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность. Физико-химические свойства пластовых флюидов, нефти, газа и воды. Основы разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов.

    отчет по практике [293,0 K], добавлен 30.09.2014

  • Физические свойства и месторождения нефти и газа. Этапы и виды геологических работ. Бурение нефтяных и газовых скважин и их эксплуатация. Виды пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных и газовых залежей. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа.

    реферат [1,1 M], добавлен 14.07.2011

Работа, которую точно примут
Сколько стоит?

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.