Прогнозная оценка пылегазового режима воздуха рабочих зон нефтяных шахт при паротепловом воздействии на пласт : На примере Ярегского месторождения высоковязкой нефти

• Автор: Нор, Елена Владимировна
• Шифр специальности: 05.26.01
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2004
• Место защиты: Ухта
• Количество страниц: 130 с.

ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение

Глава 1. Условия труда при термошахтной разработке нефти

1.1. Промышленные залежи высоковязких нефтей и битумов

на территории России

1.2. Вредные факторы, характеризующие условия труда

в нефтяных шахтах

Глава 2. Методики исследований.

2.1. Определение уровня запыленности рабочих зон нефтешахт.

2.2. Лабораторное моделирование пылеобразования

2.4. Анализ состава рудничной атмосферы

Глава 3. Пылевой режим нефтяной шахты
3.1. Пылевой режим при проведении буровых работ
3.2. Пылевой режим при очистке забоев
3.3. Химический состав пыли и горных пород.
3.4. Оценка силикозоопасности рабочих зон
Глава 4. Газовый режим нефтяной шахты
4.1. Источники поступления углеводородов в атмосферу.
4.2. Углеводородный состав пыли
4.3. Тяжлые углеводороды в составе пыли.
4.4. Прогнозная оценка углеводородов.
Библиографический список использованной литературы
Приложение
Введение
Актуальность


На первой стадии разработки среди углеводородов преобладали нафтеновые (%), далее ароматические (%) и метановые (%). Метановый газ (,2 % объёмных), содержал небольшие количества азота (1,9%), углекислого газа (2,4%) и гелия (0,5%). В настоящее время месторождение разрабатывается тремя нефтешахтами суммарной производительностью до 0 тыс. В г. При добыче нефти предприятие использует термошахтный метод, разработанный специально для нефтешахтного управления в г. Суммарные прогнозные ресурсы битумов всех категорий по России оцениваются в ,5 млрд. Из них около % приходится на Волго-Уральскую нефтегазоносную провинцию (в основном на Татарстан), около % - на Лено-Тунгусскую (в основном на Якутию), около 4% - на Тимано-Печорскую. В остальных регионах поиски битумов практически не проводились. Поэтому названная цифра представляет собой, если так можно выразиться, нижний предел оценок. Согласно оптимистическим расчетам, прогнозные ресурсы битумов всех типов в России могут составить от до млрд. При этом на мальты придётся около половины этого количества. Причем значительная часть этих ресурсов прогнозируется на территории Волго-Уральской НГП, нефтяные запасы которой выработаны в наибольшей мере по сравнению с другими крупными добывающими провинциями России. В этом регионе, а также на севере Восточной Сибири, где пока не открыто промышленных запасов нефти, битумы и, прежде всего, мальты могут послужить для производства «синтетической» нефти. В районах Крайнего Севера, например, на северо-западе Якутии, где с нефтяными месторождениями тоже напряженно, прошедшая переработку мальта может отчасти заменить привозную нефть. Кроме того, ее можно будет вывозить и в смежные районы для частичного покрытия их потребностей в нефтепродуктах. Причем не только из промышленно развитых регионов России, но и из-за рубежа. Из всего этого следует, что уже в ближайшие годы можно ожидать заметного оживления в процессе освоения российских битумных месторождений. В процессе ожидаемого оживления в освоении битумных месторождений неизбежно станет вопрос о технологиях добычи данного трудноизвлекаемого сырья и, учитывая современное состояние развития технологий извлечения битумов, о применении термошахтного метода. Этот метод реализован при освоении Ярегского месторождения. Точнее сказать, Ярегское месторождение -это полигон для отработки и внедрения термошахтной технологии. Сущность технологии состоит в том, что прогрев продуктивного пласта осуществляют через систему нагнетательных скважин с надпластового (туффитового) горизонта, а отбор нефти через систему пологонаклонных добывающих скважин, пробуренных в продуктивном пласте из галереи. На последней стадии разработки нефть вытесняют водой, закачиваемой в нагнетательные скважины [3,, , ]. С путем закачки пара. Система разработки в термошахтном методе добычи нефти характеризуется расположением горных выработок и скважин относительно продуктивного пласта, предназначенных для закачки пара в пласт и добычи нефти. В настоящее время применяется двухгоризонтная система разработки (рис. Вскрытие и подготовка площадей месторождения к эксплуатации по двухгоризонтной системе с применением теплового воздействия на продуктивный пласт включает проходку капитальных горных выработок: шахтных стволов (не менее двух) околоствольных выработок с центральными технологическими камерами, капитального бремсберга; подготовительных горных выработок: этажных и промежуточных штреков, полевых штреков, уклонов, галерей и участковых технологических камер (нефтеловушки, электроподстанции, насосные, машинные). Шахтное поле разбивают на уклонные блоки. В центре уклонного блока проходят уклон и ходок, которые заканчиваются галереей. Из галереи бурят добывающие полого-наклонные скважины по продуктивному пласту с расстоянием между забоями - м. Выше пласта на - м (в туффитовом горизонте) проходят между этажными штреками параллельные полевые штреки, в которых через м устраивают буровые камеры. Из буровых камер бурят в пласт нагнетательные вертикальные и наклонные скважины до ВНК (водонефтяного контакта) с расстоянием между забоями м.