Содержание
Введение.3
1. Исходные данные.3
1.1 Характеристики порта, особенности его работы..3
1.2 Основные источники загрязнения моря при работе порта4
2. Разработка мероприятий по предотвращению загрязнения морской среды..5
2.1. Выбор оборудования для ликвидации аварийных разливов
нефти. …5
2.2. Ликвидация последствий аварийных разливов нефти..5
2.3. Биологическая очистка загрязненных вод.9
2.4. Очистка технологически загрязненных вод12
2.5. Сбор мусора…12
2.6. Разработка компоновки специального района береговой базы, взаимодействия между отдельными элементами спецрайона.12
3. Диффузия веществ в морской воде.13
4. Ущерб от загрязнения вод..14
Приложение 1.15
Приложение 2.18
Приложение 3.21
Приложение 4.22
Литература…23
Выдержка из текста работы
Западно-Сибирская провинция — наиболее крупная из всех нефтегазоносных провинций, выделенных на территории России. Расположенная на обширной равнине между горными сооружениями Урала на западе и Сибирской платформой на востоке, ограниченная на юге Алтае-Саянской горной системой, она охватывает земли Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской областей.
Западно-Сибирская провинция занимает ведущее место в России как по величине выявленных в ее пределах запасов углеводородов, так и по уровню добычи нефти и газа. Объем начальных разведанных запасов нефти Западной Сибири составляет более 60% общероссийского, текущих — более 70%. Ежегодная добыча нефти в регионе составляет порядка 70% суммарной по России.
Правдинское месторождение разрабатывается с 1965 года. Месторождение в основном выработано, находится на стадии падающей добычи. В продуктивном отношении выделяются пласты БС-5,БС-6 БС-8,БС-9
Пласт БС-5 расположен неравномерно расположен по площади и имеет сложное строение, эксплуатируется возвратным фондом скважин пласта БС-6 Пласт БС-9 имеет малые запасы и эксплуатируется двумя семиточными элементами. Пласт БС-8 содержит около 14 % запасов месторождения и эксплуатируется в основном установками штанговых скважинных насосов и представляет интерес с точки зрения улучшения работы фонда скважин. Пласт БС-6 эксплуатируется скважинами, оборудованными газлифтом и УЭЦН. Он разбит на блоки с разной степенью выработки запасов и представляет интерес не только с точки зрения улучшения технологии нефтедобычи, но и с позиции улучшения системы довыработки запасов путем совершенствования системы заводнения.
1. Теоретическая часть
1.1Общие сведения о месторождении
Правдинское месторождение расположено в Тюменской области, в 40 км ЮЗ г. Сургута.
Приурочено к брахиантиклинальной складке меридионального простирания, осложняющей северную часть Пойкинского вала Сургутского свода. Амплитуда складки 150 м. Фундамент вскрыт двумя скважинами. В своде, в скв. 90 он состоит из лизолитовых туфов вверху и диабазовых порфиритов внизу. Абсолютный возраст порфиритов, определенный Б. С. Погореловым методом сравнительной дисперсии двупреломления минералов по плагиоклазам, равен 322 ±12 млн. лет, что соответствует нижнему карбону. В скв. 80, пробуренной на восточном склоне поднятия, фундамент представлен обломочными известняками с фораминиферами нижнего карбона. По породам фундамента развита кора выветривания мощностью до 15 м. Выше залегают отложения тюменской свиты (нижняя, средняя юра, нижний келловей), верхней юры, мела и палеогена. Неогеновые отложения отсутствуют, и на породах журавской свиты (верхний олигоцен) залегают четвертичные осадки мощностью 30-40 м.
На месторождении выявлено девять залежей нефти в пластах Ю0, БС20-21, БС19, БС11, БС10,Б8, БС7, БС6, БС4, Б5 и АС11 на глубинах от 2122 до 2920 м. Кроме того, зафиксированы нефтепроявления в пластах Ю6, БС22 и ВС9 (среднеюрские, берриасские и валанжинские отложения).
Залежь пласта Ю0 (верхняя юра) заключена в баженовской свите, представленной битуминозными аргиллитами. На электрокаротажных диаграммах в кровле пласта часто отмечается отрицательная аномалия ПС амплитудой до 70 мв. В керне, в том числе и из интервалов, характеризующихся отрицательной аномалией ПС, визуальных признаков проницаемых пород не отмечено. Битуминозные аргиллиты перекрываются черными глинами подачимовской пачки мегионской свиты. В скв. 80 дебит нефти составил 18,9 м3/сутки. Температура равна 102,5° С. Промышленные притоки нефти из баженовской свиты отмечались также в скв. 76 и 90. Залежь массивная, с литологическими экранами, среднедебитная, с коллекторами трещинного типа.
Залежь пласта БС20-21 (берриас) приурочена к низам ачимовской толщи мегионской свиты. Пласт представлен чередованием песчаников, глин и алевролитов. Покрышкой являются глинистые породы ачимовской толщи. В скв. 90 при динамическом уровне 691 м получено 4,08 м3/сутки нефти. Пластовая температура равна 87° С. Залежь пластовая с литологическпми экранами, малодебитная, с коллекторами порового типа.
Залежь пласта БС19 (берриас) приурочена к средней части ачимовской толщи мегионской свиты. Пласт характеризуется чередованием песчаников, алевролитов п глин. Песчаные прослои не выдержаны по простиранию. Покрышкой залежи являются глинистые породы ачимовской толщи. В скв. 80 при динамическом уровне 1160 м добыто 3,9 м3/сутки нефти. Пластовая температура равна 97°С. Залежь пластовая с литологическими экранами, малодебитная, с коллекторами порового типа.
Залежь пласта БС11 (валанжин) относится к верхам мегионской свиты. Пласт развит на небольших участках на западном и восточном склонах Пойкинского поднятия. Он сложен мелкозернистыми, полимиктовыми песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Покрышкой служат глинистые породы верхов мегионской свиты. В скв. 87 на восточном крыле при динамическом уровне 1232 м получено 10 м3/сутки нефти. Пластовая температура -84° С. В зоне распространения пласта на западном склоне Пойкинского поднятия получена только вода с пленкой нефти. Залежь пластовая, литологически экранированная со всех сторон, мало- и среднедебитная, с коллекторами порового типа.
Залежь пласта БС10 (валанжин) приурочена к верхней части мегионской свиты. Пласт развит только вдоль восточного склона Пойкинского поднятия. Он представлен песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Покрышкой являются глинистые породы верхов мегпонской и низов вартовской свит. Дебиты нефти здесь изменяются от 1,5-1,8м3/сутки при динамических уровнях 234-540 м до 77 м3/сутки через 8-мм штуцер. Пластовая температура 83-83,5° С. Высота залежи около 50 м. Залежь пластовая с литологическими экранами по простиранию и восстанию пласта, мало- и высокодебитная, с коллекторами порового типа.
Залежь пласта БС7 (валанжин) приурочена к низам вартовской свиты. Пласт в виде изолированной со всех сторон линзы распространен только на небольшой площади западного склона Пойкинского поднятия. Он сложен песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Покрышкой служат глинистые породы вартовской свиты. Дебиты нефти через 8-мм штуцер равны 50-120 м3/сутки, газа — до 14 тыс. м3/сутки. Температура изменяется от 86 до 92,5° С. Высота залежи около 75 м. Исходя из состава нефти, температуры и пластового давления, можно предположить, что залежь пласта БС7 является вторичной. Залежь пластовая, ограниченная литологическими экранами со всех сторон, высокодебитная, с коллекторами порового типа.
Залежь пласта БС6 (готерив) приурочена к низам устьбалыкской пачки вартовской свиты. Пласт распространен по всей площади поднятия. Он представлен мелко- и среднезернистыми песчаниками. Покрышкой залежи служит пласт глин мощностью 6-10 м. Дебиты нефти через 8-мм штуцер равны 75-158 м3/сутки. Температура от свода к склонам Пойкинской структуры возрастает от 80 до 85-86° С. Высота залежи 60-70 м. Нефть в пласте БС6 ароматическо-нафтено-метановая. Залежь пластовая сводовая, высокодебитная, с коллекторами порового типа.
Залежь пласта БС4 (готерив) относится к средней части устьбалыкской пачки вартовской свиты. Пласт представлен мелкозернистыми песчаниками. В северном направлении в его составе появляются прослои глин. В скв. 502 он полностью замещается глинистыми породами. Покрышкой залежи служат глинистые породы вартовской свиты. Дебиты нефти изменяются от 0,2-0,4 до 53,3 м3/сутки на 8-мм штуцере, дебиты газа — до 0,47 тыс. м3/сутки. Пластовая температура 81- 84° С. Высота залежи 19 м. Залежь пластовая сводовая, осложненная внутренними глинистыми целиками, мало- и среднедебитная, с коллекторами порового типа.
Залежь пласта АС11 (готерив) приурочена к низам верхней подсвиты вартовской свиты. Пласт сложен мелкозернистыми глинистыми песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Количество последних местами резко увеличивается. Покрышкой залежи является пласт глинистых пород. Дебиты нефти на 8-мм штуцере изменяются от 7 до 18 м3/сутки. Пластовая температура 76° С. Высота залежи 6-7 м. Залежь пластовая с возможными литологическими экранами, мало- и среднедебитная, с коллекторами порового типа.
Растворенный газ жирный, со значительным количеством гомологов метана и небольшим содержанием углекислого газа.
1.2 Проектные документы разработки залежей
Первый проектный документ — технологическая схема разработки Правдинского месторождения — составлен институтом ВНИИнефть и утвержден Центральной комиссией по разработке Министерства нефтяной промышленности (ЦКР МНП) в 1967 году. В марте 1968 года месторождение введено в промышленную эксплуатацию и разбуривалось согласно утвержденному варианту.
В основу разработки Правдинского месторождения было положено внутриконтурное заводнение с разрезанием нефтяных пластов рядами нагнетательных скважин и выделением шести эксплуатационных блоков самостоятельной разработки.
Технологическая схема разработки составлена для пластов БС-5,БС-6, БС-8, по которой утвержден общий уровень добычи нефти 8,2 млн.тонн в год, а количество эксплуатационных и нагнетательных скважин соответственно 422 и 130.
Для всех пластов предусматривалась одна сетка эксплуатационных и нагнетательных скважин с применением оборудования для одновременно раздельной эксплуатации и закачки воды.
По мере разбуривания уточнялось геологическое строение месторождения. По результатам бурения 1973 года на юго-востоке месторождения было установлено наличие структурного прогиба, отделяющего юго-восточную часть от основной структуры. В связи с этим было принято решение изменить систему разработки юго-восточного участка, приняв 3-х рядную систему.
В 1974 году на юго-востоке были выявлены зоны полного замещения коллекторов, поэтому от бурения ряда скважин пришлось воздержаться. На 1 января 1977 года он составил 584 скважины (432 — добывающих и 152 нагнетательных).
