Информативность геофизических параметров при оценке запасов углеводородов месторождения Достон
Геологическое строение месторождения Достон, его стратиграфия, тектоника и нефтегазоносность. Характеристика пластов. Гидрогеологические условия добычи. Петрофизическая характеристика карбонатных пород. Смета затрат на проведение геофизических работ.
Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
Вид | дипломная работа |
Язык | русский |
Дата добавления | 25.02.2015 |
Размер файла | 940,6 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.
Рис 2.2. Гистограмма распределения основных породообразующих минералов карбонатных пород XV горизонта (обр 10 Скв.4 глубина 2530-2535м)
По структуре порового пространства коллекторы трещинно-каверново - порового типа, с преобладающей поровой составляющей.
2.2.3 Фильтрационно-емкостная характеристика пород XV-PH горизонтa
Из имеющегося объема кернового материала по 4 скважинам было изготовлено 289 образцов и из них лишь 14 образцов представляют XV-Р гори зонт.
Рис 2.3. Гистограмма распределения коэффициента открытой пористости
В связи с этим статистическая обработка, для оценки фильтрационно-емкостной характеристик пород, осуществлена только для карбонатных пород XV-НР горизонта.
Коэффициент открытой пористости kп изменяется от 0,65 до 30,1%. Характер изменения kп во всем диапазоне подчиняется нормальному закону распределения с максимумом на отрезке пористости 10-15%. Средняя пористость по горизонту составляет 11,9% ( см рис2..3).
Проницаемость пород горизонта определена на 219 образцах.
Рис 2.4. Гистограмма распределения коэффициента газопроницаемости
Коэффициент газопроницаемости изменяется от 0,01 до 1660х10-3 мкм2 и в среднем по горизонту составляет 110,4 х10-3 мкм2. Характер распределения проницаемости подобен характеру распределения коэффициента открытой пористости (см. рис 2.4.)
Коэффициент остаточной водонасыщенности определенный методом центрифугирования получен для 253 образцов. Гистограмма распределения данного петрофизического емкостного параметра приведен на рис. 2.2.4. Коэф-фициент остаточной водонасыщенности для карбонатных пород исследуемого горизонта изменяется от 10,7% до 76,6%. Средняя величина коэффициента остаточной водонасыщенности для горизонта составляет 32,2%. Характер рас-пределения данного емкостного параметра логонормальный вид с максимумом на начальном отрезке диапазона изменения.
Рис 2.5. Гистограмма распределения коэффициента остаточной водонасыщенности.
Таким образом мож-но сделать следующий вывод
- по фильтрационно-емкостным свойствам породы продуктивного горизонта крайне неоднородны и для них характерны широкие диапазоны изменения пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности, что позволяет легко дифференцировать породы коллектора и неколлектора.
2.2.4 Установление граничных значений коллекторов
Установление граничных значений «коллектор-неколлектор» производится на основе выявленных зависимостей между коллекторскими параметрами пород.
Для установления нижней границы коллекторов по коэффициенту от открытой пористости kп используем графоаналитический метод основанный на построении интегральной функции распределения значений данного параметра по интервалам относимым к коллекторам и неколлекторам [31]. Для карбонатных газовых коллекторов проницаемыми считаются образцы с kпр со значениями более 0,1х10-3мкм2. Полученные кривые для карбонатной представлены на рис.4.1
Рис.2.6 Сопоставление кумулятивных кривых распределения коллекторов и неколлекторов по коэффициенту пористости (для газонасыщенных коллекторов)
Рис. 2.7. Сопоставление кумулятивных кривых распределения коллекторов и некол-лекторов по коэффициенту пористости (для нефтенасышенных коллекторов)
Абсцисса точки пересечения кумулятивных кривых коллекторов и неколлекторов (рис 2.6.) соответствует значению 5.0%. Это значение - величина граничной пористости для газонасыщенных кавернозных коллекторов. В построении этой кривой использовано 113 значений kп и kпр.
Для карбонатных нефтяных коллекторов проницаемыми считаются образцы с kпр со значениями более 1х10-3мкм2. Полученные кривые для карбонатной нефтенасышенной толщи представлены на рис.2.7. Абсцисса точки пересечения кумулятивных кривых коллекторов и неколлекторов соответствует значению 8.0% , что соответствует граничному значению пористости.
На рис 4.3. приведена зависимость kпр=f(kп) выявленная для карбонатных пород XV-НР горизонта Эмпирическая связь kпр=f(kп) для коллекторов описывается уравнением kпр=0,0023kn2,86п с коэффициентом корреляции r=0,61.
Для газовых залежей с карбонатными продуктивными отложениями, породы с проницаемостью kпр>0,1х10-3мкм2 принято считать коллекторами. Этому значению коэффициента проницаемости соответствует пористость 3,7%, для нефтяных коллекторов kп гр =5,7%.
.
Рис. 2.8. Зависимость проницаемости kпр от пористости kп для коллекторов XV-НРгоризонта
Для обоснования граничных значений коэффициента остаточной водонасы-щенности kов.гр. используется корреляционной зависимостью kп= f(kов). Результаты сопоставления значений пористости и воднасыщенности с целью выявления зависимости kп=f(kов) для коллекторов продуктивных горизонтов приведены на рис 2.8.
Граничное значение коэффициента остаточной водонасыщенности , на основе анализа выявленной зависимости , которая численном выражении имеет вид : kов = 79,1-19,3Ln(kп)
Рис.2.9. Зависимость kов=f(kп) коэффициента остаточной водонасыщенности от коэффициента открытой пористости
газонасыщенный коллектор kов гр = 47,0%
нефтенасышенный коллектор kов гр = 39,0%
Таким образом, граничное значение ФЕС карбонатных пород XV-НР горизонта имеют следующие значения:
газонасыщенный коллектор kпгр - 5,0% ; kпргр 0,1х10-3 мкм2 и kовгр - 47,0 %.
нефтенасыщенный коллектор kпгр - 8,0% ; kпргр 1х10-3 мкм2 и kовгр - 39,0%.
По результатам испытания скважин на приток промышленная нефть получена в основном в продуктивном XV-P горизонте и частично в нижней части XV-НР горизонта, однако эти интервалы керном представлены в крайне в недостаточном объеме, поэтому установленные граничные значения кол-лекто-ров для нефтенасыщенных интервалов продуктивной части требуют дальней-шей корректировки с учетом данных ГИС.
2.3 Петрофизическая характеристика карбонатных пород
Для установления петрофизической характеристики использованы 38 образцов пород , горизонт . Из большого массива данных, полученных в результате определения петрофизических свойств карбонатных пород, была сделана выборка образцов с наиболее характерными значениями петрофизи-ческих величин для определенного интервала пористости.
Коэффициент открытой пористости исследованных образцов изменяется от 4,25 до 21,86% и в среднем составляет 11,69%. Проницаемость карбонатных пород колеблется в пределах 0 до 300,0х10-3 мкм2, среднее значения параметра - 48,64 х10-3 мкм2. Коэффициент остаточной водонасыщенности kов, определен-ный методом центрифугирования, колеблется в пределах 14,0% -72,7%. Средняя значение kов равно 26,1%.
В результате изучения электрических свойств водонасыщенных образцов керна установлено, что удельное электрическое сопротивление пород при атмосферных условиях варьирует от 1,66 до 19,52 Омм. Параметр пористости (Рп) полностью водонасыщенных пород (минерализация 100г/л) в атмосферных условиях изменяется от 22до 268.
Рис 2.10. Зависимость параметра пористости (Рн) от коэффициента пористости (kов)
Максимальные значения удельного электрического сопротивления и параметра пористости соответствует образцам с коэффициентом открытой пористостью меньше 7,7%. Для пород коллекторов (kп больше 7,7%) УЭС изменяется от 1,79 до 7,56 Омм и параметр пористости соответственно изменяется от 24 до 97.
На рисунке 2.10 приведена зависимость Рп=f(kп) параметра пористости от коэффициента открытой пористости в атмосферных, уравнения связи которой имеют следующий вид:
- атмосферные условия Рп=1/Кп1,92, с коэффициентом корреляции 0,95;
- структурный показатель м равен 1,92.
Эта величина характерна для карбонатных пород с преимущественно трещинно-порово-кавернозным типовым пористости.
Рис 2.11.Зависимость параметра насыщения (Рн) от коэффициента водонасыщенности (kов)
Для целей количественной оценки результатов электрического каротажа продуктивной части разреза скважины были проведены исследования удельного электрического сопротивления частично водонасыщенных пород. Удельное электрическое сопротивление определялось на образцах керна при их различной водонасыщенности, смоделированной методом центрифугирования при скорости вращения ротора от 500 об/мин до 6000 об/мин и времени вращения от 5 до 30 мин. Результаты данных исследований позволили получить зависимость коэффициента увеличения сопротивления (параметра насыщения) от водонасыщенности пород (рис. 2.11), корреляционная связь которых описывается следующим уравнением:
Рн=1/Кв1,48, с коэффициентом корреляции 0,98;
Показатель n в эмпирической зависимости равен 1,48 Такое значение показателя n характерно для гранулярных гидрофильных карбонатных пород.
Скорости распространения продольных волн (Vp) в известняках при их полном насыщении 10% раствором NaCl в атмосферных условиях варьируют в пределах 3364-5658м/с, а интервальное время соответственно от 177 до 297 мск. Эмпирическая зависимость ?Т=f(kп) полученная на основе данных определения упругих (Vp) и емкостных свойств карбонатных (kп) пород приведена на рис 1.12.
Рис2.12. Зависимость интервального времени пробега продольных волн от коэффициента открытой пористости
В численном выражении эта зависимость для карбонатных пород имеет вид:
?Т=7,15 kп + 150 r2= 0,96
Как видно из рис. 4.7 интервальное время в твердой фазе (скелете) породы (эта величина оценивается при kп=0) равно ТТВ=150мкс.
Обобщение результатов по исследованию керна позволило показать объем петрофизической обеспеченности для количественной интерпретации и уровень обоснованности
В Таблице 2.3. приведены основные граничные значения петрофизических параметров и констант.
Таблица 2.3. Граничные значения коллекторов и петрофизических параметров и констант
Параметр |
Значение |
|
Газовый коллектор |
||
Коэффициент открытой пористости |
6 % |
|
Коэффициент проницаемости |
0,1 х10-3мкм2 |
|
Коэффициент остаточного водонасыщения |
73% |
|
Нефтяной коллектор |
||
Коэффициент открытой пористости |
8,0 |
|
Коэффициент проницаемости |
1х х10-3мкм2 |
|
Коэффициент остаточного водонасыщения |
39,0%. |
|
Плотность минерального скелета породы |
2,71 г/см3 |
|
Параметр пористости : Рп=1/Кп1,92 |
m=1,92 |
|
Параметр насыщения : Рн=1/Ков1,48 |
n=1,48 |
|
Интервальное время в минеральном скелете породы |
150 мск/м |
2.4 Обработка и интерпретация материалов ГИС
2.4.1 Задачи ГИС месторождения Достон
Основными задачами ГИС являются :
- литологического расчленения разреза
-выделение коллекторов
- глинистости пород
-коэффициент пористости
-эффективных толщин
-нефтенасыщенности
-характера флюидонасыщенности
Комплексная обработка материалов ГИС проводилась в автоматическом варианте с использованием программного обеспечения системы GEOOFFISE SOLVER
Достон скважина №2
-литологического расчленения разреза
В верхнеюрской карбонатной формации разреза скважины 2 месторождения выделяются (рис 2.13)следующие литологические разности: ангидриты, мергели, плотные известняки, высокопористые известняки. Дифференциация осуществляется на основе заметного различия в физических свойствах пород. Так ангидриты залегающие на глубинах 2523-2529м из-за низкой пористости обладают высокими значениями сопротивления на диаграммах БК. напротив ангидритов из-за растворимости их в водной среде увеличивается номинальный диаметр скважины. Поглощающие свойства нейтронов низкие из-за отсутствия пор - поровое пространство ничем не заполнено, ГК имеет фоновое значение. В мергелях происходит увеличение диаметра скважины 2529-2535м из-за размыва стенок скважины. Показания НГК занижены т.к. мергели содержат некоторый объем глин, имеющие высокую адсорбционную способность и могут поглощать определенное количество влаги. Показания ГК чуть завышенное. Переход к плотным , низкопористым известнякам ( глубины 2535-2540 м)сопровождается уменьшением диаметра скважины вплоть до номинального , показания БК не-сколько занижены. Минимальное значение приобретают кривые ГК, коэффици-ент глинистости близок к нулю. Кривые кажущего сопротивления приобретают максимальные значения.
Таким образом наиболее информативными при литологическом расчлене-нии, исходя из геологического строения разреза скважин месторождения Достон, являются ДС (кавернограмма) и НГК и БК.
Определение глинистости.
В карбонатных коллекторах значение глинистости имеет важную роль , так как многие свойства пород определяется содержанием в них нерастворимого остататка. Опыт интерпретации материалов ГИС для карбонатной формации Бухаро-Хивинского района показал, что при количественной интерпретации на показания ряда петрофизических параметров необходимо введение поправки на глинистость. Для данного месторождения определение глинистости осуществ-лялось по данным ГК:
Кгл0,6= i; i=, (2.1.) где:
Jпл - замеренное значение естественной гамма-активности;Jmin - фоновое значение ГК для чистых, неглинистых карбонатов;Jгл - среднестатистическая величина естественного гамма-излучения для глин терригенной юры (Jгл=Jmin+12 мкр/час).
Обработка материалов интерпретации ГИС месторождения Достон поз-волило построить гистограмму распределения Кгл в продуктивных интерва-лах, гистограмма распределения которой приведена на рис 2.14.
Рис. 2.14 Гистограмма распределения коэффициента глинистости в карбонатных коллекторах
Коэффициент глинистости изменяется от 0.01 до 0.2. В коллекторах скважины 2 (XV-НP и XV-P горизонты) Кгл лежит в пределах 0,01-0,05 (рис 2.13.)В 80% выделенных эффективных толщах коэффициент глинистости не превышает 0.03.Гистограмма распределения имеет логонормальный характер.
Таким образом можно заключить что, коэффициент глинистости является важным информационным параметром при выделении коллекторов.
- выделение коллекторов
Выделение коллекторов является важным этапом интерпретации результатов геофизических исследований скважин. Предпосылкой выделения коллектора геофизическими методами является его отличие от вмещающих пород - некол-лекторов - по проницаемости, пористости, глинистости.
Признаки коллектора делятся на прямые качественные и косвенные количественные.
К качественным признакам коллектора на диаграммах ГИС для карбонатных отложений Бухаро-Хивинского нефтегазоносного относятся:
- сужению диаметра скважины, относительно плотных, непроницаемых пород;
- отрицательные анализы на кривых сопротивлений;
- минимальным показаниям на кривых ГК (kгл-=0)
Косвенные- количественные
граничные значения открытой пористости по данным керна
Количественная оценка пористости осуществлялось с использованием мето-дов НГК и АК.
Определение пористости по НГК осуществлялось с корректировкой за инерционность аппаратуры, просчет импульсов, фон естественной гамма-активности пород, фактический диаметр скважины.Программой использовались палетки для показаний в условных единицах: УЕ=ѓ(lg Кпобщ. dс).Масштабы кривых НГК контролировались по опорному пласту нижних ангидритов, являющихся региональным репером со стабильными нейтронными характеристиками (для прибора СП-62: JНГК = 5,55 УЕ при номинальном диаметре скважины dн=0,19м).
Значения Кпобщ. исправлялись за содержание глинистого материала по зависимости:
КпНГК = Кпобщ. - щгл х Кгл,
где щ = 0,3 - водородосодержанием глин.
Оценка коэффициента пористости по акустическому каротажу, с поправкой за глинистость пород, производилась по формуле «среднего времени»:
Кп= ,
где
- ? Тск (известняков) = 150 мксек/м;
- ? Тгл = 300 мксек/м;
- ? Тж = 580 мсек/м.
Масштаб кривых АК корректировался по пластам нижних ангидритов (?Т = 163-165 мксек/м), а также по показаниям в свободной незацементированной колонне (?Т=183 мксек/м).
Достон скважина №2
Рис 2.15. Выделение коллекторов в продуктивных горизонтах скважины 2
На основе количественной оценки значений коэффициента открытой пористости по данным ГИС построена гистограмма их распределения , которая для нефтеносной части имеет вид приведенной на рис 2.16 .
2.16.Гистограмма распределения коэффициента открытой пористости в нефтенасыщенных коллекторах XV-НP и XV-P по данным керна и ГИС (АК) скважина 2.
Сопоставление гистограмм распределения kп определенных по керну и ГИС показывает , что диапазон изменения kп по данным керна охватывает более широкий диапазон изменения от 8,04% до 23,3% тогда, как по ГИС интервал изменения составляет 8-20%, т.е данные ГИС по kп несколько занижены. Причина несоответствия связана с величинами поправок : - ?Тск =150 мксек/м; ? Тгл = 300 мксек/м и ? Тж = 580 мсек/ вводимые на результаты АК.
Это разница в значениях kп-керн и kп-ГИС визуально прослеживается и план-шете (рис 2.15.).
Рассмотрим степень информативности метода НГК при оценке коэффициента общей пористости.
Согласно методике интерпретации
Кпобщ. = КпНГ+ щгл х Кгл,
где щ = 0,3 - водородосодержанием глин. Вводя соответствующие значения щгл и Кгл получили значения Кпобщ по продуктивным интервалам скважины 2 . Полученные значения Кпобщ сравнили с расчеными значениями Кпобщ с учетом кавернозной пористости (см таб 2.2.) и построили гистограмму распределения, которая приведена на рис 2.17.
2.16.Гистограмма распределения коэффициента общей пористости в нефтенасыщенных коллекторах XV-НP и XV-P по данным керна и ГИС (НГК) скважина 2.
Сопоставление гистограмм распределения kпо определенных по керну и ГИС показывает , что диапазон изменения kпо по данным керна охватывает более широкий диапазон изменения от 8,04% до 24,0% тогда, как по ГИС интервал изменения составляет 8-20%, т.е данные ГИС по kпо несколько занижены.
Качественные признаки выделения коллекторов ( k гл) подтверждают свою информативность при интерпретации данных ГИС для карбонатного разреза месторождения Достон.
Примеры выделения эффективных толщ приведены на рис 2.15. Не загромождая планшет приведены лишь три интервала выделения эффективных толщ - два для газового интервала - 2497-2498 м и 2499-2501м и нефтяной интервал: 2512-2515,5м.
Мощность эффективных толщ коллекторов(газ,нефть, вода) выделенных на основе количественной интерпретации приведена в таблице 2.3.
Результаты выделения коллекторов и их эффективных мощностей по скважинам
Таблица
Горизонт |
Глубина залегания (м) |
hэф. (м) |
||
кровля |
подошва |
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
|
XV-НР |
2466,8 |
2467,2 |
0,4 |
|
2467,8 |
2468,2 |
0,4 |
||
2468,8 |
2469,2 |
0,4 |
||
2469,6 |
2470,2 |
0,6 |
||
2472,2 |
2472,8 |
0,6 |
||
2473,2 |
2473,4 |
0,2 |
||
2473,8 |
2474,4 |
0,6 |
||
2476 |
2476,6 |
0,6 |
||
2477 |
2478 |
1 |
||
2479,2 |
2479,6 |
0,4 |
||
2479,8 |
2480,4 |
0,6 |
||
2480,8 |
2482,2 |
1,4 |
||
2482,6 |
2483,8 |
1,2 |
||
2486,2 |
2487,2 |
1 |
||
2487,8 |
2488,6 |
0,8 |
||
2491,8 |
2492,4 |
0,6 |
||
2495,4 |
2496,8 |
1,4 |
||
Ср. взв. знач. газ |
12,2 |
|||
XV-НР |
2500 |
2501,2 |
1,2 |
|
2502,6 |
2503,2 |
0,6 |
||
2503,8 |
2504,2 |
0,4 |
||
2504,6 |
2505,4 |
0,8 |
||
2505,8 |
2506,4 |
0,6 |
||
2508,8 |
2509,4 |
0,6 |
||
2510 |
2510,4 |
0,4 |
||
2511 |
2512,6 |
1,6 |
||
2513,6 |
2514,4 |
0,8 |
||
2515,2 |
2515,6 |
0,4 |
||
2517,8 |
2519,2 |
1,4 |
||
2520 |
2520,6 |
0,6 |
||
2521,2 |
2522,2 |
1 |
||
2522,8 |
2523,4 |
0,6 |
||
2525,8 |
2527 |
1,2 |
||
2527,4 |
2528 |
0,6 |
||
2530,2 |
2530,8 |
0,6 |
||
2532,4 |
2532,8 |
0,4 |
||
2533,2 |
2533,8 |
0,6 |
||
Ср. взв. знач. нефть |
14,4 |
|||
XV-Р |
2537,6 |
2538 |
0,4 |
|
2538,6 |
2539 |
0,4 |
||
2539,4 |
2540 |
0,6 |
||
Ср. взв. знач. нефть |
1,4 |
|||
XV-Р |
2540 |
2541,6 |
1,6 |
|
2542 |
2544,6 |
2,6 |
||
2545,2 |
2547,6 |
2,4 |
||
2548 |
2566,8 |
18,8 |
||
2567,2 |
2576 |
8,8 |
||
2576,4 |
2579 |
2,6 |
||
2579,6 |
2585 |
5,4 |
||
2585,2 |
2604 |
18,8 |
||
Ср. взв. знач. вода |
61 |
|||
XV-НР |
2496 |
2496,6 |
0,6 |
|
2497 |
2497,8 |
0,8 |
||
2499,2 |
2500 |
0,8 |
||
Ср. взв. знач. газ |
2,2 |
|||
XV-НР |
2501 |
2502,4 |
1,4 |
|
2503 |
2504,8 |
1,8 |
||
2505,6 |
2507 |
1,4 |
||
2507,8 |
2509,2 |
1,4 |
||
2510,4 |
2511,2 |
0,8 |
||
2512 |
2515,4 |
3,4 |
||
2516,8 |
2518,4 |
1,6 |
||
2523,4 |
2526,2 |
2,8 |
||
2527,6 |
2532,4 |
4,8 |
||
2533 |
2533,8 |
0,8 |
||
2535,4 |
2538,8 |
3,4 |
||
Ср. взв. знач. нефть |
23,6 |
|||
XV-НР |
2541,8 |
2544,2 |
2,4 |
|
2546,2 |
2549,2 |
3 |
||
2550 |
2552,2 |
2,2 |
||
2557,4 |
2559,8 |
2,4 |
||
Ср. взв. знач. вода |
10 |
|||
XV-Р |
2559,8 |
2570,6 |
10,8 |
|
2570,6 |
2571,8 |
1,2 |
||
2571,8 |
2575,2 |
3,4 |
||
2575,2 |
2576,4 |
1,2 |
||
2576,4 |
2592 |
15,6 |
||
2592 |
2594,4 |
2,4 |
||
2594,4 |
2604 |
9,6 |
||
Ср. взв. знач. вода |
44,2 |
|||
XV-НР |
2552,2 |
2554 |
1,8 |
|
XV-НР |
2448,4 |
2449 |
0,6 |
|
2451,6 |
2452,4 |
0,8 |
||
2453,4 |
2454 |
0,6 |
||
2454,4 |
2455,4 |
1 |
||
2456,4 |
2456,8 |
0,4 |
||
2457,4 |
2457,8 |
0,4 |
||
2459 |
2459,4 |
0,4 |
||
XV-НР |
2459,8 |
2460 |
0,2 |
|
2460,4 |
2461 |
0,6 |
||
2461,6 |
2462,4 |
0,8 |
||
2465 |
2465,4 |
0,4 |
||
2468 |
2469,4 |
1,4 |
||
2470,2 |
2471 |
0,8 |
||
2471,6 |
2472 |
0,4 |
||
2473,6 |
2474,2 |
0,6 |
||
2474,8 |
2475,6 |
0,8 |
||
2476,6 |
2477 |
0,4 |
||
2478 |
2478,6 |
0,6 |
||
2479,4 |
2480,2 |
0,8 |
||
2481 |
2481,8 |
0,8 |
||
2482,2 |
2483,2 |
1 |
||
2483,8 |
2484,2 |
0,4 |
||
2484,8 |
2485,2 |
0,4 |
||
2485,6 |
2486 |
0,4 |
||
2488 |
2490 |
2 |
||
2492 |
2493 |
1 |
||
2493,6 |
2494,2 |
0,6 |
||
2495 |
2496,2 |
1,2 |
||
2496,8 |
2498,2 |
1,4 |
||
2499,4 |
2500,2 |
0,8 |
||
Ср. взв. знач. газ |
22 |
|||
XV-НР |
2501,6 |
2503,2 |
1,6 |
|
2503,8 |
2504,2 |
0,4 |
||
2504,6 |
2505,4 |
0,8 |
||
2506,4 |
2507,4 |
1 |
||
Ср. взв. знач. нефть |
3,8 |
|||
XV-Р |
2508 |
2511 |
3 |
|
2511 |
2514,2 |
3,2 |
||
2514,2 |
2515,2 |
1 |
||
2515,2 |
2516,8 |
1,6 |
||
2516,8 |
2518,8 |
2 |
||
2518,8 |
2520 |
1,2 |
||
2520 |
2520,4 |
0,4 |
||
2520,4 |
2521 |
0,6 |
||
2521 |
2521,6 |
0,6 |
||
2521,6 |
2522,6 |
1 |
||
2522,6 |
2523,8 |
1,2 |
||
2523,8 |
2524,6 |
0,8 |
||
2524,6 |
2525,6 |
1 |
||
2525,6 |
2526 |
0,4 |
||
2526 |
2526,4 |
0,4 |
||
2526,4 |
2527,2 |
0,8 |
||
2527,2 |
2530 |
2,8 |
||
2530 |
2541 |
11 |
||
Ср. взв. знач. нефть |
33 |
|||
XV-Р |
2541 |
2549,4 |
8,4 |
|
XV-НР |
2481,2 |
2481,8 |
0,6 |
|
2484 |
2484,6 |
0,6 |
||
2485,2 |
2486 |
0,8 |
||
2486,6 |
2487 |
0,4 |
||
2487,6 |
2488,2 |
0,6 |
||
2489 |
2489,6 |
0,6 |
||
2490,2 |
2490,6 |
0,4 |
||
2491,2 |
2491,8 |
0,6 |
||
2492,2 |
2492,8 |
0,6 |
||
2494,6 |
2495,4 |
0,8 |
||
2496 |
2497,2 |
1,2 |
||
2498,2 |
2499,2 |
1 |
||
Ср. взв. знач. газ |
8,2 |
|||
XV-НР |
2501 |
2501,4 |
0,4 |
|
2502 |
2503,2 |
1,2 |
||
2505 |
2506 |
1 |
||
2510 |
2511 |
1 |
||
2515,8 |
2517,4 |
1,6 |
||
2518 |
2518,8 |
0,8 |
||
2521,8 |
2523 |
1,2 |
||
2524,8 |
2525,6 |
0,8 |
||
2527 |
2528,2 |
1,2 |
||
Ср. взв. знач. нефть |
9,2 |
|||
XV-НР |
2540 |
2540,4 |
0,4 |
|
2541 |
2541,4 |
0,4 |
||
2541,8 |
2542,6 |
0,8 |
||
Ср. взв. знач. вода |
1,6 |
|||
XV-Р |
2543,4 |
2545 |
1,6 |
|
2545 |
2546,2 |
1,2 |
||
2546,2 |
2547,6 |
1,4 |
||
2547,6 |
2550 |
2,4 |
||
2550 |
2554,4 |
4,4 |
||
2554,4 |
2555,6 |
1,2 |
||
2555,6 |
2563 |
7,4 |
||
2563 |
2571,6 |
8,6 |
||
2571,6 |
2572,8 |
1,2 |
||
2572,8 |
2589,8 |
17 |
||
2589,8 |
2594,2 |
4,4 |
||
2594,2 |
2596,8 |
2,6 |
||
2596,8 |
2598,2 |
1,4 |
||
2598,2 |
2599,4 |
1,2 |
||
2599,4 |
2620,2 |
20,8 |
||
2620,2 |
2625 |
4,8 |
||
2625 |
2627,6 |
2,6 |
||
2627,6 |
2629 |
1,4 |
||
2629 |
2630,8 |
1,8 |
||
2630,8 |
2639 |
8,2 |
||
Ср. взв. знач. вода |
95,6 |
Определение нефтегазонасыщенности Определение характера насыщения межзерновых коллекторов выполняется путем сопоставления петрофизического параметра, который связан с коэффициентами насыщения углеводородами, и коэффициента пористости, оцененного с помощью какого-либо способа. Такими петрофизическими параметрами являются удельное электрическое сопротивление пласта сп, , относительная диэлектрическая проницаемость еп (ВДМ) и время жизни тепловых нейтронов в породе фп или величина, обратная ей - декремент затухания плотности тепловых нейтронов лп (ИНМ). В практике наиболее часто эта задача решается с помощью метода сопротивления.
При определении характера насыщения коллектора при помощи метода сопротивления используют параметр насыщения Рн, связанный с коэффициентом водонасыщения пор, или показания геофизического метода, дающего представление об изменении в коллекторах его величины.
Рн = сп/свп = сп/Рпсв, где
сп - значение удельного сопротивления неизмененной части пласта,
свп - удельное сопротивление того же пласта в водонасыщенном состоянии. свп получают косвенным путем по известной пористости, переведенной в параметр пористости Рп = am/Кпm и затем - в свп = Рпсв.
При количественной интерпретации материалов ГИС по месторож-дению Достон были использованы петрофизические зависимости при-веденные в таблице 2.3.
Рп=1/Кп1,92 и Рн=1/Ков1,48
Удельное сопротивление пластовых вод принято по данным химических ана-лизов св=0,026 ом.м
Значения коэффициента нефтенасыщенности , определенное по резуль-татам замера сп методом БК в скважинах с хорошим качеством и нформа-тивностью (скв 1 и 3) показали, этот подсчетный параметр в пределах вы-деленных эффективных толщ изменяется от 0,64 до 0,87. Гистограмма рас-пределения kн приведена на рис 2.13. Характер изменения этого параметра близок к нормальному с явным максимумом на отрезке 0,7-0,8.
2.17 Гистограмма распределения коэффициента нефтегазонасыщенности в коллекторах XV-НP и XV-P по данным керна и ГИС (БК) скважина 1
Диапазон изменения коэффициента Кнг по керну несколько выше ,чем по ГИС, это видимо связано с тем, что информативность БК в кавернозных коллекторах несколько ограничены.
Определение положения ВНК и ГВК выполняют по комплексу методов: элек-трометрии, нейтронными методами (стационарными и импульсными), ВДК, С/О каротажом совместно с методами пористости. Положение ГНК - по показаниям нейтронных (стационарных и импульсных) методов. При наличии переходной зоны пользуются диаграммами БЭЗ или ИК определяют нижнюю границу зоны предельного нефтегазонасыщения и положение зеркала воды;
Положение водонефтяного контакта ВНК принято в скв.№1 по данным ГИС (ИК, БК, НГК) на глубине 2540м (абс.отметка - 2272м), что согласуется с данными испытания (рис 2.18.). В интервале 2541-2538м на 3мм штуцере получен приток нефти 2,3 м3/сут и слабые притоки газа и воды, не поддающиеся замеру.Положение газонефтяного контакта ГНК по данным ГИС не просле-живается и было принято по данным испытания в скважине №5, где из интервала 2507-2495м на 8мм штуцере получены 18,7 м3/сут нефти и 63,2 тыс.м3/сут газа (рис 2.19).. Интервал перфорации охватывает нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты. Положение ГНК принято в середине интервала, на глубине 2501м (абс. отметка - 2232м).
Рис 2.18 Выделение ВНК по диаграммам ГИС в скважине 2.
Рис 2.19 Выделение ГНК по диаграммам ГИС в скважине 5..
Таким образом методы ГИС информативны при выделении ВНК но не инфор-мативны при выделении ГНК , Выделение ГНК основывается на данных испытания скважины на приток.
Анализ материалов результатов интепретации ГИС с целью определе-ния информативности методов скважинной геофизики используюмых при оценке подсчетных параметров коллекторов месторождения Достон показал:
- стандартные методы ГИС информативны при литологическом выделении разреза
-коэффициент глинистости определяемы по данны ГК и петрофизики является надеждным информативным параметром при выделении коллекторов.
-по данным ГИС( НГК) значения коэффициент общей пористости несколько занижены , чем по керну
- методы ГИС в комплексе данными петрофизики инфомативны при определе-нии эффективной толщины коллекторов
-методы ГИС информативны при установлении ВНК и неэффективны при установлении ГНК
Выводы и реконмендации
С целью исследования информативности методов ГИС при оценке подсчетных параметров коллекторов XV-НР и XVгоризонтов :
Выделены коллекторы
Определены значения коэффициента общей пористости с учетом кавернозной составляющей
· Построены петрофизические связи для интерпретации данных ГИС
· Определена глинистость коллекторов по данным ГК
· Определена пористость коллекторов по данным методов НМ и АК с учетом глинистости
· Определена нефтегазонасыщенность коллекторов
· Указано положение контактов: ГНК (по результатам испытаний ) и ВНК ( БК,ИК,НГК).
Установлено что используемый комплекс ГИС не позволяет
· Надежно определить положение газонефтяного контакта
· Надежно выделить кавернозные интервалы и определить величину каверновой емкости
С целью повышении эффективности и информативности методов промысловой геофизики при оценке подсчетных параметров коллекторов рекомендуется включение в комплек ГИС
· гамма-гамма-плотностной метод (ГГМп) для уточнения значений пористости и уточнения литологического состава в комплексе с нейтронным методом.
· выполнение волнового акустического каротажа (ВАК) для выделения кавернозных интервалов
· проведение временных исследований НМ для определения положения ГНК по данным ГИС
· дополнительные петрофизические исследования для определения Кпр эф,
К ов -метод капилляриметрии , ОФП -относительной фазовой проница-емости (Ков , Кн и Кг критическое), спектрометрический анализ (содержания тория,урана и калий 40 и др)
3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Обоснование геолого-экономической геофизических работ в скважине 7 месторождения Достон
От качества и точности интерпретации данных ГИС, зависит решение таких задач как: выделение продуктивных коллекторов, определение их фильтрационно-емкостных свойств и количественная оценка нефтегазонасыщенности, а в дальнейшем построение геологической и гидродинамической моделей месторождения
Материалы геофизических исследований скважин (ГИС) с учетом данных 3D-сейсморазведки и результатов гидродинамических исследований позволяют решать задачи построения объемной модели резервуара и использования данной модели для подсчета балансовых и прогноза извлекаемых запасов углеводородов, проектирования и анализа разработки и оценки остаточных запасов.
Геологическая модель является основой для построения гидродинамической модели, в которую потом добавляются данные промысловых исследований, технологических режимов работы скважин и др., для расчёта прогнозных дебитов скважин, оценки динамики падения пластовых давлений, КИН, прогноза обводнения залежи и других параметров.
Мировой практикой доказано, что детальное геологическое и на его основе гидродинамическое моделирование должны быть общепринятой нормой подготовки месторождений к эксплуатации и основой для оптимизации разработки, поскольку в итоге позволяют снизить затраты на тонну добытой нефти , т.е. дают прямой экономический эффект.
Таблица
Техническое задание |
|||||||||
и расчет стоимости работ на комплекс геофизических исседований на разведочной |
|||||||||
скважине 7 месторождения Достон |
|||||||||
|
|
Ед-ца |
|
|
|
|
|
|
|
|
Виды выполняемых работ |
измер- |
Интервал |
Кол-во |
цена |
коэфф |
Сумма |
||
|
|
ния |
от |
до |
|
|
|
($ CША) |
|
002 |
ПЗР на базе и скважзине |
опер |
|
|
1 |
111,81 |
|
111,81 |
|
328 |
1-группа работ |
км |
|
|
260 |
1,74 |
|
452,40 |
|
329 |
2-группа работ |
км |
|
|
|
2,05 |
|
0,00 |
|
330 |
3 группадорог |
км |
|
|
|
2,66 |
|
0,00 |
|
032 |
электрокаратаж (КС,ПС,БКЗ) |
100м |
2750 |
1890 |
860 |
2,83 |
1,25 |
3042,25 |
|
033 |
БК1/200 |
100 м |
2750 |
1890 |
860 |
3,1 |
|
2666,00 |
|
034 |
вспомагательные работы ЭК,БК |
опер |
|
|
2 |
33,73 |
0,9 |
60,71 |
|
250 |
СП без замера ЭК |
100км |
|
|
93,9 |
1,2 |
1,25 |
140,85 |
|
045 |
Кавернометрия + профилеметрия |
100м |
2458 |
1501 |
9,57 |
2,53 |
|
24,21 |
|
047 |
Вспомогательны работы при каверернометрии |
опер |
|
|
1 |
29,99 |
|
29,99 |
|
257 |
СП без замера кавернометрии |
100м |
|
|
39,59 |
0,9 |
|
35,63 |
|
070 |
ГК,ННК |
100м |
2455 |
1890 |
6,15 |
23,85 |
|
146,68 |
|
072 |
Вспомагательные работы при РК |
опер |
|
|
1 |
32,97 |
|
32,97 |
|
286 |
СП без замера РК |
100м |
|
|
43,95 |
0,85 |
|
37,36 |
|
089 |
Инклинометрия через 25 м |
точек |
2750 |
1890 |
860 |
0,8 |
|
688,00 |
|
092 |
Вспомагательные работы при инклином |
опер |
|
|
1 |
8,7 |
|
8,70 |
|
265 |
СП без замера инклинометрии |
100м |
|
|
43,5 |
6,75 |
|
293,63 |
|
138 |
Термометрия |
100м |
2458 |
0 |
24,55 |
4,2 |
|
103,11 |
|
137 |
Вспомагательны работы при термометрии |
опер |
|
|
1 |
30,38 |
|
30,38 |
|
259 |
СП без замера термометрии |
100м |
|
|
24,55 |
0,85 |
|
20,87 |
|
411 |
Интерпретация (КИГГИ) |
100м |
2455 |
1890 |
5,65 |
196,18 |
1,87 |
2072,74 |
|
412 |
Базисные работы при КИГГИ |
опер |
|
|
1 |
99,84 |
1,1 |
109,82 |
|
408 |
Машинная обработка (ОИДИ) |
100 м |
2455 |
1890 |
5,65 |
148,71 |
|
840,2115 |
|
409 |
Базисные работы при ОИДИ |
опер |
|
|
1 |
110,66 |
|
110,66 |
|
042 |
МКЗ, МБК |
100 м |
2457 |
1510 |
9,97 |
5,49 |
|
54,7353 |
|
043 |
Вспомательные работы МКЗ, МКК |
опер |
|
|
1 |
24,42 |
|
24,42 |
|
256 |
СП без замера МКЭ, МБК |
100 м |
|
|
40,17 |
0,91 |
|
36,5547 |
|
436 |
Формирование и тиражерование планшетов |
100м |
24,6 |
х1,1х6= |
162,03 |
1,63 |
|
264,11 |
|
437 |
Базисные работы ($США) |
опер |
|
|
8 |
4,89 |
1,1 |
43,032 |
|
|
С учетом США курса 1 $ |
|
1639 |
sum |
|
|
|
11481,83 |
|
|
С учетом индекса учетом К =1,7 |
|
|
|
|
|
|
18813209 |
|
|
Накладны расходы и пл. накопл |
|
|
|
|
|
|
31982456 |
|
|
Безводные |
чел хд |
6 |
3 |
18 |
2584 |
|
46512 |
|
ИТОГО 508421777 сум
3.2 Смета затрат на обработку, интерпретацию геофизических данных и построение геологической модели. Ее назначение. Состав и порядок составления
Смета затрат на проект представляет собой общую стоимость затрат. Смета затрат - это документ, в котором выражены все затраты предприятия (основных и вспомогательных подразделений) на производство продукции и услуг, а также услуг непромышленного характера, оказываемых сторонним организациям.
Смета затрат разрабатывается различными методами: посредством суммирования отдельных экономических элементов; суммирования смет отдельных цехов.
Основная цель составления сметы затрат на производство, которая формируется в виде экономических элементов затрат независимо от места их осуществления, состоит в определении общих затрат на производство, полной себестоимости валовой продукции, затрат на 1 сум . товарной продукции и себестоимости реализуемой товарной продукции. Здесь же, на основе данных об объеме реализуемой товарной продукции, устанавливают результаты от реализации продукции.
Смета составляется из расходов по экономическим элементам содержащимся в соответствующих разделах плана: затраты по основной и дополнительной заработной плате будут соответствовать общему фонду заработной плате в плане по труду, расход основных и вспомогательных материалов - итоговой стоимости этих материалов в плане материально технического снабжения.
Смета затрат на производство геофизических исследований скважин представляет собой общий свод издержек на всю программу проведения работ исходя из ее объемов и задач. Она является неотъемлемой частью планирования геолого-геофизических работ и составляется на основе предусматриваемого комплекса исследований объемов работ и характеризует допустимый уровень расходов.
3.3 Схема сметы затрат
1. Заработная плата
2. Единый социальный налог, всего
3. В том числе:
· пенсионный фонд
· фонд обязательного медицинского страхования
· фонд социального страхования
4. Обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний
5. Материалы
6. Затраты на машинное время
7. Амортизация нематериальных активов
8. Накладные расходы
9. Плановые накопления
10. Компенсируемые затраты (командировки)
Смета затрат на все виды геологических исследований является одним из важнейших плановых документов, на основе которого рассчитывается потребность предприятия в оборотных средствах, составляется финансовый план (баланс расходов и доходов). При составлении смет используются единые усредненные нормы затрат труда и материальных средств.
3.4 Расчет сметы затрат
Смета затрат на работы производимые геофизическим отрядом Амир-абадской геофизический экспедиции(сбор геолого-геофизических материа-лов; интерпретация материалов, ГИС и промыслово-геологических данных, и построение геологических моделей) выглядит следующим образом:
СМЕТА на выполнение работ комплекс геофизических исседований на разведочной скважине 7 ДОСТОН Наименование статей расходов Всего
сум Фонд оплаты
18617135 Единый соц. Платеж
4654284 Стоимость произв. матераил.
930857 Амортизация оснв. фондов
930857 Служебные командировки
16430 Прочие прямые расходы
6143655 Итого произ себестоим
31293217 Расходы периода
9387965 Себестоимость соб сил.
40681182 Прибыль в% к себестоим.
10160995 Объем работ
50842177 Стоимость работ суб под. Организаций
0 НДС 0,0 СМЕТНАЯ СТОИМОСТЬ РАБОТ
50842177 |
||
Скважине Достон |
7 |
Таким общие затраты на проведение комплекса геофизических работ на скважине месторождения Достон оставляют 50842177сум из них себестоимость работ 40681182 сум
Прибыль 10160995 сум
4. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
Проблема взаимодействия человека с техникой, возникшая в прошлом столетии, приобрела к началу XXI века фундаментальное практическое и научное значение. Преобразующая сила общественного производства по своим масштабам сравнима с природными процессами. Безопасность техногенной среды стала глобальной проблемой современности.
Промышленные аварии, катастрофы, несчастные случаи влекут за собой огромные человеческие жертвы, сокращение продолжительности жизни, неизлечимые заболевания, оказывают влияние на генофонд народов, наносят вред природе, приводят к нарушению социального равновесия. Грань между стихийными бедствиями, вызываемыми природными явлениями и бедствиями, вызываемыми деятельностью человека, постепенно стирается.
Безопасность жизнедеятельности - состояние защищенности жизненно важных интересов личности, общества и государства от внутренних и внешних угроз при непрерывном взаимодействии человека со средой обитания.
Безопасность производственной деятельности - состояние, при котором отсутствует недопустимый риск, связанный с причинением вреда жизни или здоровью граждан, имуществу физических или юридических лиц, государственному или муниципальному имуществу, окружающей среде, жизни или здоровью животных и растений.
Экологическая безопасность - состояние защищенности природной среды и жизненно важных интересов человека от возможного негативного воздействия хозяйственной и иной деятельности, чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера.
Главная цель управления безопасностью производственной деятельности - обеспечение такого ее уровня, при котором риск возникновения промышленных аварий и случаев травматизма, техногенное воздействие на окружающую среду были бы минимальными и соответствовали уровню развития техники и технологии, состоянию развития общества. Реализация этих задач осуществляется путем установления государством требований безопасности производственной деятельности, то есть условий, запретов, ограничений и других обязательных требований.
В данной главе мы рассмотрим следующее задачи:
· Анализ опасных вредных факторов, производственного травматизма и его причины при производстве геофизических исследований;
· Меры по созданию безопасных условий труда в геофизик;
· Меры по созданию оптимальных условий труда в камеральной лаборатории;
· Охрана окружающей среды в геофизике;
· Чрезвычайные ситуации и меры защиты.
4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов
4.1.1 Опасные и вредные производственные факторы и их классификация
В безопасности труда все воздействия на работника со стороны производственной среды, оказывающие влияние на его здоровье и работоспособность в процессе труда, называются производственными факторами (ПФ).
Из всей совокупности факторов производственной среды по характеру воздействия на работающих выделяют опасные и вредные производственные факторы.
Опасные факторы - это факторы, воздействие которых на работающих в определенных условиях приводит к травме или другому внезапному ухудшению здоровья.
Вредные факторы- это факторы, воздействие которых на работающих в определенных условиях приводит к заболеванию или снижению работоспособности.
По природе действия выделяют группы физических, химических ,биологических и психофизиологических опасных и вредных производственных факторов.
К группе физических факторов относятся:
· движущиеся машины и механизмы;
· подвижные части производственного оборудования;
· передвигающиеся изделия, заготовки, материалы;
· разрушающиеся конструкции;
· обрушивающиеся горные породы;
· повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны;
· повышенная или пониженная температура поверхностей
· оборудования, материалов;
· повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;
· повышенный уровень шума на рабочем месте;
· повышенный уровень вибрации;
· повышенный уровень инфразвуковых колебаний;
· повышенный уровень ультразвука;
· повышенное или пониженное барометрическое давление в рабочей зоне и его резкое изменение;
· повышенная или пониженная влажность воздуха;
· повышенная или пониженная подвижность воздуха;
· повышенная или пониженная ионизация воздуха;
· повышенный уровень ионизирующих излучений в рабочей зоне;
· повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;
· повышенный уровень статического электричества;
· повышенный уровень электромагнитных излучений;
· повышенная напряженность электрического поля;
· повышенная напряженность магнитного поля;
· отсутствие или недостаток естественного света;
· недостаточная освещенность рабочей зоны;
· повышенная яркость света;
· пониженная контрастность;
· прямая и отраженная блесткость;
· повышенная пульсация светового потока;
· повышенный уровень ультрафиолетовой радиации;
· повышенный уровень инфракрасной радиации;
· острые кромки, заусенцы и шероховатость на поверхностях
· заготовок, инструментов и оборудования;
· расположение рабочего места на значительной высоте относительно поверхности земли (пола);
· невесомость.
Вещества, относящиеся к группе химических опасных и вредных производственных факторов, по характеру воздействия на организм человека классифицируют на токсические, раздражающие, сенсибилизирующие ,канцерогенные, мутагенные и влияющие на репродуктивную функцию человека, а также по пути их проникновения в организм человека - через органы дыхания, желудочно-кишечный тракт, кожные покровы и слизистые оболочки.
Биологические опасные и вредные производственные факторы включают следующие биологические объекты:
• патогенные микроорганизмы (бактерии, вирусы, риккетсии, спирохеты, грибы, простейшие) и продукты их жизнедеятельности;
• микроорганизмы (растения и животные).
Психофизиологические опасные и вредные производственные факторы по характеру действия подразделяются на физические (статические и динамические) и нервно-психические (умственное перенапряжение, эмоциональные перегрузки, перенапряжение анализаторов, монотонность труда) перегрузки.
4.1.2 Анализ опасностей при взаимодействии человека и техносферы
Анализ опасностей позволяет определить источники опасностей , потенциальные ЧП-несчастья, ЧП-инициаторы, последовательности развития событий, вероятности ЧП, величину риска, величину последствий, пути предотвращения ЧП и смягчения последствий.
На практике анализ опасностей начинается с глубоко исследования, позволяющего идентифицировать в основном источники опасностей. Затем при необходимости исследования могут быть углублены и может быть проведен детальный качественный анализ. Выбор того или иного качественного метода анализа зависит от преследуемой цели, предназначения объекта и его сложности. Установление логических связей необходимо для расчета вероятностей ЧП. Методы расчета вероятностей и статический анализ являются составными частями количественного анализ опасностей . Когда удается оценить ущерб, то можно провести численный анализ риск. При анализе опасностей всегда принимают во внимание используемые материалы, рабочие параметры системы, наличие и состояние контрольно-измерительных средств. Исследование заканчивают предложениями по минимизации или предотвращению опасностей.
Качественные методы анализа опасностей включает: предварительный анализ опасностей, анализ последствий отказов, анализ опасностей с помощью дерева причин, анализ опасностей с помощью дерева последствий, анализ опасностей методом потенциальных отклонений, анализ ошибок персонала, причинно-следственный анализ.
При количественном анализе опасностей сложные системы разбивают на множество подсистем. Подсистемой называют часть системы, которую выделяют по определенному признаку, отвечающему конкретным целям и задачам функционирования системы. В рамках этих задач подсистема может рассматриваться как самостоятельная система. Таким образом, иерархическая структура сложной системы такая, что позволяет ее разбивать на подсистемы различных уровней, причем подсистемы низших уровней входят составными частями в подсистемы высших уровней. Подсистемы, в свою очередь, состоят из компонентов -- частей системы, которые рассматриваются без дальнейшего членения как единое целое. Применяя правила теории вероятностей, находят показатели, которые описывают состояние системы «человек - машина - окружающая среда». Это позволит, например, установить границы опасной зоны и произвести ее разметку в зависимости от степени опасности.
4.2 Меры по созданию безопасных условий труда
4.2.1 Подбор кадров
Прием на работу в геологические предприятия производится в соответствии с действующим законодательством о труде. Работники должны проходить обязательные предварительные при поступлении на работу и периодические медицинские осмотры с учетом профиля и условий их работы.
Студенты и учащиеся высших и средних учебных заведений и профессионально-технических училищ перед прохождением производственной практики должны пройти инструктаж, стажировку и проверку знаний в объеме, установленном для работников предприятия. Студентам геологоразведочных специальностей высших учебных заведений, закончившим четыре курса, разрешается занимать на время прохождения производственной практики должности специалистов при условии сдачи ими экзаменов по технике безопасности на предприятии.
Рабочие комплексных бригад, у которых предусматривается совмещение профессий, должны иметь соответствующую квалификацию по основной и совмещаемой профессиям.
К техническому руководству геологоразведочными работами допускаются лица, имеющие соответствующее специальное образование.
4.2.2 Обучение
Профессиональное обучение рабочих геологических предприятий должно проводиться в порядке, предусмотренном «Типовым положением о профессиональном обучении рабочих непосредственно на производстве».
Работники полевых подразделений до начала полевых работ, кроме профессиональной подготовки и получения инструктажа по безопасности труда, должны быть обучены приемам, связанным со спецификой полевых работ в данном районе (плавание, пользование альпинистским снаряжением, верховая езда, умение седлать и вьючить транспортных животных и т.п.), а также методам оказания первой помощи при несчастных случаях и заболеваниях, мерам предосторожности от ядовитой флоры и фауны, а также способам ориентирования на местности и подачи сигналов безопасности.
4.2.3 Безопасность работы транспорта
При эксплуатации транспортных средств, перевозке людей и грузов должны выполняться требования действующих «Правил дорожного движения». «Правил по охране труда на автомобильном транспорте.
Техническое состояние и оборудование транспортных средств, применяемых на геологоразведочных рантах, должны отвечать требованиям соответствующих стандартов, правил технической эксплуатации, инструкций по эксплуатации заводов-изготовителей, регистрационных документов.
Переоборудование транспортных средств должно быть согласовано с соответствующими органами надзора (Государственная служба безопасности дорожного движения Министерства внутренних дел Республики Узбекистан.ГИ «Саноатгеоконтехназорат»).
До начала эксплуатации все транспортные средства должны быть зарегистрированы (перерегистрированы) в установленном порядке и подвергнуты Государственному техническому осмотру. ЗАПРЕЩАЕТСЯ эксплуатация транспортных средств, не прошедших техническогоосмтора.
К управлению транспортными средствами приказом по предприятию после прохождения инструктажей по технике безопасности движения и стажировки в установленном порядке допускаются лица, прошедшие специальное обучение, имеющие удостоверение на право управления соответствующим видом транспорта, при наличии просроченной справки медицинского учреждения установленной формы годности к управлению транспортными средствами данной категории.
Назначение лиц.ответственных за техническое состояние и эксплуатацию транспортных средств, выпуск их на линию, безопасность перевозки людей и грузов оформляется приказом предприятия по каждому подразделению.
Лица, ответственные за безопасность работы технологического транспорта в геологоразведочных партиях, отрядах, участках работ и т. д. должны быть обучены правилам выпуска транспортных средств на линию, перевозки персонала и грузов, порядку контроля за техническим состоянием и комплектностью транспортных средств, регистрации, оформления и выдачи путевых листов, готовности водителя к выполнению рейса.
При направлении водителя в рейс, длительность которого превышает рабочую смену, в путевой листе должны быть указаны режим работы (движения) и пункты отдыха водителя. Водители транспортных средств, направляемые в рейс со сложными погодными и дорожными условиями и по временным дорогам, должны быть обеспечены маршрутными картами движения с указанием особенностей пути и мер безопасности, медикаментами, неприкосновенным запасом удовольствия, а при необходимости и водой. При направлении двух и более транспортных средств в один пункт из числа специалистов или водителей приказом должен быть назначен старший, указания которого обязательны для всех водителей колонны (группы).
При проведении геологоразведочных работ в неизученных или малоизученных пустынных или степных районах решение о направлении в рейс транспорта с одним водителем, или с сопровождающим лицом, или двух транспортов средств должно приниматься руководителем подразделения исходя из дорожных погодных условий, дальности и продолжительности рейса. Прибытие транспорта в конечный пункт и выезд его в обратный рейс должны контролироваться руководителем подразделения с помощью имеющихся средств связи.
При организации технического обслуживания и текущего ремонта транспорта, работающего в полевых условиях, должны строго соблюдаться режимы технического обслуживания и ремонта транспортных средств. Ответственность за содержание в технически исправном состоянии транспорта, работающих в отрыве от автохозяйства, несут их водители. Контроль за качеством и учет выполнения технического обслуживания и текущего ремонта транспорта должен выполнять механик полевого подразделения, а при его отсутствий -- работник автотранспортной службы предприятия, на учете которого находятся транспорт.
В полевых подразделениях должны быть созданы условия для сохранности, осмотров и текущего ремонта транспортных средств. При расположении транспорта в полевых условиях должны быть обеспечены противопожарные мероприятия в соответствии с «Правилами пожарной безопасности для геологоразведочных предприятий и организаций».
4.2.4 Инструктаж
Инструктаж по безопасности труда (вводный и первичный на рабочем месте) проводится по программам, утвержденным руководителем или главным инженером предприятия.
Руководители и специалисты, а также лица, которые не связаны с обслуживанием, испытанием, наладкой и ремонтом оборудования, использованием инструмента, хранением и применением сырья и материалов, первичный инструктаж на рабочем месте не проходят. Перечень профессий и должностей работников, освобожденных от первичного инструктажа на рабочем месте, утверждает руководитель предприятия.
Подобные документы
Геологическое строение района работ. Литолого-стратиграфическая характеристика продуктивного разреза. Тектоника и нефтегазоносность. Геологические задачи, решаемые геофизическими методами. Физико-геологические предпосылки применения геофизических методов.
курсовая работа [783,0 K], добавлен 16.02.2016Геологическое строение месторождения: стратиграфия, тектоника, общая гидрогеологическая обстановка, нефтегазоносность, физико-химическая характеристика нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин, состояния выработки запасов пласта, величины нефтеотдачи.
дипломная работа [2,4 M], добавлен 19.09.2011Геологическое строение района и месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника. Определение геофизических параметров Васюганской свиты верхнеюрского возраста. Определение коэффициента нефтенасыщенности и проницаемости.
дипломная работа [3,6 M], добавлен 02.10.2012Общая геологическая характеристика Биттемского месторождения. Геолого-петрофизическая характеристика продуктивных пластов месторождения. Комплекс, техника и методика геофизических исследований скважин. Методики выделения пластов-коллекторов пласта АС10.
курсовая работа [2,9 M], добавлен 25.01.2014Географическое положение, климатические особенности Томского района, его характеристика, геологическое строение. Методика и техника проведения геофизических исследований в скважинах. Проведение геофизических работ, расчет и обоснование стоимости проекта.
дипломная работа [5,3 M], добавлен 19.05.2014Характеристика и геологическое строение месторождения, стратиграфия и тектоника, пластовые флюиды. Эксплуатация и исследования скважин, их подземный и капитальный ремонт. Методы повышения нефтеотдачи пластов и способы воздействия на призабойную зону.
отчет по практике [151,2 K], добавлен 11.01.2014Характеристика геологического строения и газоносности месторождения "Совхозное". Литолого-стратиграфическое описание разреза. Тектоническое строение. Нефтегазоносность. Физико-литологическая характеристика продуктивных пластов, залежей. Свойства газа.
курсовая работа [15,7 K], добавлен 03.06.2008- Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения
Геологическая характеристика Сосновского месторождения, тектоника и нефтегазоносность. Анализ структуры фонда скважин, технологические показатели разработки и эксплуатации; пластовое давление в зонах отбора и закачки; выработка запасов нефти из пластов.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 22.04.2013 Характеристика исследуемого месторождения, стратиграфия и тектоника, нефтегазо- и водоносность. Обоснование расчетных моделей пластов, технология ликвидации песчаных пробок и промывки скважин. Экономический эффект опытно-промышленной эксплуатации.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 27.05.2014Геологическая изученность и история открытия месторождения, его строение: стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, гидрогеология. Состояние разработки месторождения. Конструкция и оборудование скважин. Анализ технологии подготовки валанжинского газа.
дипломная работа [2,9 M], добавлен 19.07.2013