Анализ методов борьбы с АСПО и определение оценки эффективности применяемых методов

3.5 Анализ методов борьбы с АСПО и определение оценки эффективности применяемых методов

Таблица 5. Методы борьбы с АСПО в ЦДНГ №3.

Без единой методики определения результативности методов, способов и технологий предупреждения выпадения АСПО невозможно вести серьезную аналитическую работу.

Под эффективностью мероприятия понимается обеспечение стабильной производительной работы скважины без образования АСПО на оборудовании. В физическом отношении эффективность выражается без парафиновым периодом работы скважины, превышающим базовый период. Проблема заключается в точном фиксировании без парафинового периода работы за счет применения мероприятия.

Естественно, необходимо предварительно зафиксировать базовый период работы скважины. Вместо традиционных субъективных МОП и МРП предлагается система численных критериев.

- максимальная нагрузка на головку балансира станка-качалки.

- сила тока на электродвигателе станка-качалки при ходе вверх/вниз.

- дебит скважины.

Все эти численные показатели определяются известными, относительно несложными, измерениями. В частности, нагрузки на головку балансира определяется расчетным методом или вычисляется по диаграмме, сила тока на электродвигателе замеряется стандартным электроприбором, дебит замеряется устьевыми дебитомерами типа СКЖ-15-40М, СКЖ-30-40 или автоматическими устройствами на ГЗУ.

Каждый из трех численных показателей работы скважины является индикатором появления и накопления АСПО на поверхности НКТ и штанг.

Но в комплексе они взаимодополняют друг друга по чувствительности и информативности процесса. Общая схема анализа эффективности методов предупреждения выпадения АСПО заключается в следующем:

- получение базовых данных / замеры скважины до мероприятия, слежение за их динамикой от начальных значений до критических.

- проведение мероприятия по борьбе с АСПО / например , промывка лифта, закачка реагента в затрубное пространство, спуск дозатора с ингибитором, спуск НКТ с покрытием или др.

- замеры скважины, слежение за их динамикой в течение анализируемого периода.

- обработка данных, анализ, выводы.

3.6 Контроль за работой скважин на которых применяются методы борьбы с АСПО

При эксплуатации скважины в обычном режиме все показатели периодически замеряются с частотой, не менее 2-4 раза в месяц, в зависимости от темпа запарафинивания скважины. Одним из признаков этого момента является зависание штанг при ходе плунжера вниз. Величины контрольных параметров, снятых в этот период, назовем критическими.

Скважина останавливается. Производят подъем глубинно-насосного оборудования и его отчистку от АСПО. Скважина пускается в работу с применением того или иного мероприятия по предупреждению выпадения АСПО.

После выхода скважины на стабильный режим работы замеряются контрольные показатели. С периодичностью 2-4 раза в месяц снимаются замеры анализируемых показателей. Контроль за работой скважины ведут до момента достижения критических показателей, т.е. до момента полной парафинизации оборудования.

Аналогичным образом проводятся промысловые работы по замеру и слежению за контрольными параметрами при последовательном испытании других методов борьбы с АСПО на этой скважине.

3.8 Выводы и предложения

1. Мероприятия НГДУ по борьбе с АСПО в основном выполняются однако при планировании мероприятий не учитывается опыт применения данных методов в структурных подразделениях ОАО «Татнефть».

2. Осуществлять системный подход к парафиновой проблеме, нет четкого представления о способах и объемах применения различных методов борьбы с запарафиниванием.

3. Основным методом борьбы с АСПО в НГДУ остаются промывки.

Отмечена тенденция перехода от дорогих дистиллятных промывок не более дешевые промывки с применением МЛ-80. Однако, в НГДУ в большом объме применяются высокозатратные обработки скважин горячей нефтью и неэффективные обработки ингибитором парафиноотложений ТНПХ-1А.

4. Наибольшее количество ремонтов по причине запарафинивания приходится на фонд скважин с УШГН, где в качестве основного или дополнительного метода борьбы с АСПО применялись промывки, что свидетельствует об их низкой технологической эффективности.

5.В НГДУ отсутствуют свои разработанные технологические инструкции по проведению обработок скважин с обоснованием типа и объема промывки, порядка диагностирования скважины до и после проведения мероприятий.

6. Отсутствует полноценный анализ технико-экономической эффективности применяемых методов борьбы с АСПО. Использование нескольких методов борьбы с АСПО на одной скважине приводит к удорожанию и не позволяет выявить их индивидуальную технологическую эффективность.

7. В целом в НГДУ проблема борьбы с АСПО остается сложной, мероприятия, разработанные в НГДУ, не обеспечивают существенное снижение затрат при борьбе с АСПО.

1. Для увеличения эффективности и снижения затрат при выполнении мероприятий по борьбе с АСПО необходимо использование системного подхода при планировании данных мероприятий.

2. При планировании мероприятий необходимо учитывать:

- Экономическую и технологическую эффективность данного метода;

- Количество выполненных ПРС по причине АСПО при использовании данного метода;

- Область возможного применения и степень изученности метода;

- Технологический режим и физико-химические свойства добываемой продукции.

3.Необходимо увеличить темпы внедрения высокоэффективных и малозатратных механических методов борьбы с АСПО – скребков-центраторов.

4. Разработать мероприятий по снижению высокозатратных и неэффективных обработок. При разработке мероприятий необходимо планировать использование только одного метода на конкретной скважине. В исключительных случаях применение комбинации методов должно быть обосновано.

5. В актах на проведение ПРС фиксировать интервал формирования АСПО независимо от причины ремонта скважины.

6. Необходимо проведение ежеквартального анализа выполнения мероприятий по борьбе с АСПО с возможной их корректировкой.

4. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

4.1 Техника безопасности и охрана труда при промывке скважины нефтедистелятной смесью и при работе с химреагентом

1 Основную массу дистиллята составляет растворитель, состоящий из ароматических углеводородов и их производных. Углеводороды этих классов огнеопасны, поэтому при работе с ними, при их хранении и транспортировке должны соблюдаться правила по применению, перевозке и хранению горючих и легковоспламеняющихся жидкостей.

2 Обработка скважин растворителями должна проводиться обученным персоналом под руководством мастера или другого инженерно-технического работника по утвержденному плану.

3 Перед началом работ по обработке ответственный руководитель должен ознакомить работников:

- с характером предстоящих работ;

- с возможными опасными моментами и мерами по их предупреждению;

- со схемой расстановки агрегатов и автоцистерн у устья скважины;

- с правилами пожарной безопасности.

4 Обработку скважины растворителями следует производить только в светлое время суток. Во время грозы, при силе ветра больше10 м/с, во время ливня, при сильном тумане или снегопаде производство работ по обработке скважин запрещается.

5 На скважине должны быть первичные средства пожаротушения.

6 Во время работы пользоваться инструментом, не дающим искры.

7 Применение открытого огня на территории скважины, в т.ч. курение, на расстоянии ближе 50 м, не допускается.

8 При обработке скважины работать следует в спецодежде, спецобуви и рукавицах, исключающих прямой контакт кожи работающих с дистиллятом. При попадании дистиллята на кожу необходимо промыть ее чистой водой с мылом, так как реагент может вызвать дерматит.

9 Пары реагента раздражающе действуют на слизистые оболочки верхних дыхательных путей и глаз.

10 Площадка около устья и территория скважины должны быть очищены от замазученности, ненужные материалы, инструменты и оборудование убраны.

11 Установку агрегата на скважине следует производить на расстоянии не менее 25 м от устья скважины с наветренной стороны.

Выкидная линия агрегата должна быть оборудована исправными предохранительным клапаном и манометром.

Выхлопная труба двигателя агрегата должна быть выведена на высоту не менее 2 м от платформы и иметь исправный, надежно закрепленный искрогаситель.

12 У автоцистерн, занятых перевозкой дистиллята, труба глушителя должна быть выведена вперед, и оборудована искрогасителем, на цистерне должна быть надпись «Огнеопасно». Кроме того, автоцистерны должны быть снабжены заземляющими проводниками для отвода статического электричества.

13 Агрегат и автоцистерны должны быть укомплектованы огнетушителями, кошмой, лопатами, медицинской аптечкой.

14 Емкости автоцистерн должны заполняться дистиллятом - на 90%.

Сливные краны и штанги автоцистерн должны содержаться в полной исправности, а их состояние и крепление должно исключать подтекание и расплескивание жидкости.

15 Перед началом работ по обработке скважины необходимо нагнетательную линию насосного агрегата спрессовать на полуторократное ожидаемое рабочее давление. При опрессовке весь персонал удаляется в безопасную зону — на расстояние не ближе 25 м с наветренной стороны.

16 Нахождение посторонних лиц на территории скважины во время обработки не допускается.

17 Во время обработки скважины растворителем в процессе ремонтных работ двигатель грузоподъемного агрегата должен быть заглушен, печь культбудки и все источники открытого горения потушены.

18 В случае разлива дистиллята через соединения нагнетательных трубопроводов следует немедленно остановить дальнейшие работы по его закачке в скважину, стравить давление до атмосферного, после чего устранить утечки дистиллята, места разлива засыпать сухим песком и произвести повторную опрессовку нагнетательной линии.

19 По окончании закачки растворителя в скважину произвести прокачку технологической жидкостью в объеме, достаточном для промывки насоса и нагнетательной линии, после чего закрыть задвижки на арматуре и оставить скважину на реагирование.

20 Если обработка скважины проводилась во время производства текущего или капитального ремонтов, ремонтная бригада имеет право приступить к ремонтным работам только после тщательной промывки дистиллята из скважины.

21 При необходимости вымывания дистиллята и скважинной жидкости в желобную или автоцистерну (при отсутствии нефтепровода) выкидная линия от скважины должна быть жестко закреплена на желобной или автоцистерне.

22 При сливе в желобную или автоцистерну не допускать «свободной» струи во избежание образования статического электричеств

5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды при условиях НГДУ «Нурлатнефть»

В соответствии с «Основами законодательства республик о недрах», «Основами водного законодательства» и «Водного кодекса РФ», действующим положением о Госгортехнадзоре по усилению охраны природы и улучшению использования природных ресурсов, разведка, разбуривание и разработка нефтяных месторождений должны осуществляться при полном и строжайшем соблюдении мер по охране недр и окружающей среды.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что нефтегазодобывающая промышленность загрязняет атмосферу, почвы, поверхностные и подземные воды, между которыми существует тесная связь. Основными источниками загрязнения окружающей среды являются надземные и подземные нефтепромысловые сооружения. На распространение очагов загрязнения влияет ряд факторов:

-   физико-географические условия;

-   геолого-гидрогеологические особенности;

-   характер размещения нефтепромысловых сооружений и их состояние;

-   особенности разработки нефтеносных объектов и др.

Обязанности заместителя главного инженера по охране окружающей среды

 - Организует и осуществляет контроль за соблюдением в управлении законодательства об охране окружающей среды, инструкций и других документов по охране природы, за выполнением постановлений и решений государственных органов, приказов и указаний выше стоящих органов, руководства объединения и управления, предписаний органов Госгортехнадзора, с учетом конкретной экологической обстановки в районах деятельности НГДУ;

-  Совместно со службами НГДУ (службой главного геолога, главного технолога, главного специалиста по добыче нефти и газа или начальником ПТО, главного маркшейдера, отделом капитального строительства и др.) разрабатывает перспективные и годовые планы по охране окружающей среды;

-  Разработанные для НГДУ планы согласовывает с межрайонными комитетами по охране природы санитарно эпидемическими станциями, утверждает их у начальника НГДУ или главного инженера НГДУ и направляет их для дальнейшего рассмотрения и согласования в объединение. Рассмотренные и согласованные мероприятия (планы) по охране окружающей среды в районах деятельности НГДУ доводит до исполнителей;

-  Своевременно обеспечивает представление отчетности о природоохранительных мероприятиях во все контролирующие организации: межрайонные комитеты природы, санитарно эпидемиологические станции, объединение;

-   Участвует или обеспечивает участие специалистов управления при расследовании причин загрязнения окружающей среды, а также в разработке мероприятий по их предупреждению и устранению;

-  Доводит до сведения начальников цехов, отделов и служб управления информацией о случаях загрязнения окружающей среды, происшедших на других предприятиях (по получению соответствующей информации от вышестоящей организации);

-  Организует заключение договоров с научными и другими организациями по вопросам охраны окружающей среды;

-  Совместно с главными специалистами НГДУ, специалистами цехов и служб при необходимости с учетом конкретной экологической обстановки, разрабатывает методики по предупреждению и устранению загрязнений, возникающих в районе деятельности НГДУ;

-  Рассматривает проекты обустройства месторождений НГДУ с точки зрения охраны окружающей среды и вносит по этим вопросам своих предложения и замечания;

-  Осуществляет периодические проверки состояния охраны окружающей среды в подразделениях и на объектах управления с привлечением к этой работе всех главных специалистов, ИТР отделов, служб;

-  Подготавливает проекты приказов, распоряжений, служебных записок по вопросам охраны окружающей среды и представляет руководству управления предложения по дальнейшему улучшению и оздоровлению экологической обстановки в районах деятельности НГДУ.

Права заместителя главного инженера по охране окружающей среды.

Имеет право:

-   Представлять в установленном порядке НГДУ в других организациях по вопросам, касающимся охраны окружающей среды (ООС);

-  Требовать в установленном порядке от всех подразделений НГДУ необходимую информацию для выполнения возложенных на службу охраны природы функций;

-   Представлять руководству НГДУ материалы о привлечении к ответственности работников управления и работников смежных предприятий, допускающих нарушения в области охраны окружающей среды уклоняющихся от выполнения требований службы ООС на территориях деятельности НГДУ;

-  Давать предложения руководству НГДУ о поощрении работников подразделений управления за активное участие в осуществлении мероприятий, направленных на оздоровление экологической обстановки в районах деятельности НГДУ.

Обязанности инженера 1 категории службы охраны окружающей среды

Ведает вопросами охраны труда;

-  Участвует в разработке, формировании и согласовании с природоохранительными органами месячных, годовых и перспективных планов и мероприятий по охране окружающей среды. Составляет отчеты по выполнению данных мероприятии и направляет их в соответствующие инстанции;

-  Осуществляет учет количества сбрасываемых и утилизируемых пластовых и сточных вод;

-  Ведет учет, отчетность и анализирует причины аварийных порывов нефтепроводов и водоводов промысловых сточных и пластовых вод и количества разлитых при этом нефти и воды;

-  Участвует в разработке мероприятий по сокращению порывов нефтепроводов и водоводов, повышению надежности их эксплуатации;

-  Принимает участие в разработке мероприятий по предотвращению загрязнения территории промыслов и близлежащих водоемов и следит за их выполнением. Ежеквартально составляет справку о результатах выполнения этих мероприятий;

-  Следит за состоянием открытых водоемов, расположенных на территории производственной деятельности НГДУ. Анализирует данные лабораторных исследований проб воды, отобранных в соответствии с графиками и схемами отбора проб и дает свои заключения и предложения.

-  Контролирует своевременность отбора проб по режимным сетям наблюдательных скважин, проводит их камеральную отработку, выдает рекомендации;

-  Участвует в разработке мероприятий по предупреждению загрязнения воздушной среды промышленными выбросами и следит за их выполнением. Ведет учет результатов замеров выбросов лабораториями ЛООС НПУ и межрегиональной инспекции, анализирует результаты и дает рекомендации;

-  Составляет годовые и ежеквартальные расчеты по плате за выбросы вредных веществ в атмосферу в экологические фонды районов и федеральный бюджет и согласовывает их с комитетами по экологии и налоговой инспекцией районов;

-  Составляет ежемесячный отчет по оплате в бюджет за водопотребление по районам;

-  Осуществляет контроль за выполнением постановлений, распоряжений, протоколов тех. советов, приказов, предписаний контролируемых органов в области охраны окружающей среды;

-  Составляет и проверяет предъявленные расчеты на штрафы со стороны природоохранных органов за факты нарушения природоохранной деятельности, достоверность расчетов в предъявленных претензиях на возмещение ущерба или упущенной выгоды со стороны землепользователей;

Имеет право:

-  Требовать в установленном порядке от всех подразделений НГДУ необходимую информацию для выполнения возложенных на службу охраны природы функций; Представлять руководителю службы ООС материалы о привлечении к ответственности работников управления и работников смежных предприятий, допускающих нарушения в области ООС, уклоняющихся от выполнения требований службы ООС на территориях производственной деятельности НГДУ.

На территории Аксубаево-Мокшинского, находятся нефтепромысловые сооружения: 13 ГЗУ, 1 ДНС, 1 КНС и 220 пробуренных скважин (из них 43 нагнетательные ).

При разработке и эксплуатации нефтяного месторождения в атмосферу попадают вредные для животного и растительного мира вещества: углеводороды, окислы серы, азота и углерода, сероводород.

На данный момент разработки месторождения, наблюдения за состоянием воздушной среды в населенных пунктах не ведется. На нефтепромысловых объектах (ДНС, КНС, ГЗУ) контроль за воздушной средой ведется ежесменно. Для охраны воздушного бассейна необходимо выполнять следующие мероприятия:

1.  Герметизация всей системы сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды. Соблюдение регламента и правил технической эксплуатации.

2.  Полное использование и утилизация нефтяного газа.

3.  На скважинах, оборудованных станками-качалками, установить устьевые сальники двойного, уплотнения.

Ликвидация нефтяных амбаров, открытых очистных сооружений. Реализация этих мероприятий позволит решить проблемы экологической чистоты технологических процессов при разработке и обустройстве нефтяных месторождений, максимально снизить ущерб наносимый окружающей среде и обеспечить безопасность населения.

Охрана поверхностных и пресных вод. Состояние поверхностных вод

Качество вод поверхностных водоемов оценивается по СанПиНу 2.1.4.559.96.

Загрязнение нефтью и нефтепромысловыми сточными водами поверхностных водоемов характеризуется повышенными концентрациями хлоридов, сульфатов, высоким показателем общей минерализации воды.

Предельно допустимые концентрации ( ПДК ) для вод хозяйственно-бытового назначения составляют:

НГДУ «Нурлатнефть» регулярно (ежемесячно) ведет контроль за состоянием поверхностных водоемов на территории своей деятельности. На данном месторо-этот контроль отсутствует.

В мае месяце 2002 года сотрудниками ТатНИПИнефть на Аксубаево-Мокшинском месторождении был проведен разовый отбор проб воды из 2-х ручьев.

В пробе воды, отобранной из ручья содержится: хлоридов - 39 мг/л; сульфатов - 117 мг/л при общей минерализации - 907 мг/л. Гидрохимический состав воды - гидрокарбонатно-калиево-натриевый.

В пробе воды, отобранной из этого же ручья в другом месте содержится: хлоридов - 51 мг/л; сульфатов - 35 мг/л при общей минерализации - 635 мг/л. Состав воды - гидрокарбонатно-калиево-натриевый.

Вода содержит: хлоридов - 98 мг/л; сульфатов - 110 мг/л при общей минерализации. Состав воды - гидрокарбонатно-калиево-натриевый.

Таким образом, вода в поверхностных водоемах Аксубаево-Мокшинского месторождения не загрязнена и отвечает нормам СанПиНа.

Охрана окружающей среды в НГДУ «Нурлатнефть»

Деятельность предприятия по добыче нефти не должна определяться негативным воздействием на окружающую среду. Для выполнения этой задачи предлагается осуществлять следующие мероприятия:

а) с целью своевременного обнаружения и устранения негерметичности нефтепромыслового оборудования вести систематический контроль за герметичностью поверхностных и подземных нефтепромысловых сооружений, использовать для химической защиты высокоэффективные ингибиторы коррозии; б) регулярно проводить исследования состояния загрязнения атмосферного воздуха в населённых пунктах, на объектах добычи и ремонта скважин;

в) запретить бурение, эксплуатацию нефтяных, нагнетательных скважин и прокладку водоводов и нефтепроводов в пределах санитарно- защитной зоны ;

г) не реже одного раза в год проводить проверку герметичности оборудования всех скважин, используемых для добычи нефти;

д) улучшить работу бригад подземного и капитального ремонта скважин по недопущению разлива жидкостей;

е) при ремонтных работах запретить применение земляных амбаров и использование желобных систем;

ё) утилизацию продуктов реагирования кислоты и других отходов производить в специально отведённых местах.

Ситуационная карта площади Аксубаево - Мокшинского месторождения с обозначением санитарно - защитных зон.

Охрана окружающей среды при осуществлении кислотных обработок призабойных зон пласта

Разлившаяся в воду кислота опасно изменяет состав и свойства воды, превращая её в токсичное вещество. При разлитии кислоты на почву, она изменяет физико-химические свойства плодородной земли, разрушает почвенную структуру.

Выделяясь в атмосферу сероводород создает опасность и для жизнедеятельности животного и растительного мира. Природный минерал, представляющий собой маслянистую жидкость от тёмно-коричневого до белого цвета со специфическим запахом

Категория взрывоопасности нефти ПА-Т3 по ГОСТ 12.10.11-78 . В чистом виде нефть в природе почти не встречается и на практике, приходится иметь дело с нефтью, содержащей различные примеси - газ, воду, различные соли, механические взвеси. Нефть и её фракции (бензиновая, керосиновая), а также предельные и непредельные углеводородные газы и ароматические вещества (бензол, толуол, ксилол) являются одновременно наркотическими ядами и ядами крови. Токсичность нефтей значительно возрастает при содержании в них сернистых соединений (H2S, SO2, SO3 и

др.). Даже кратковременное вдыхание паров этих веществ при концентрациях выше предельно-допустимой концентрации может привести к замедлению пульса, понижению кровяного давления, потери сознания и смерти.

Особенно опасны пары бензина с ароматическими соединениями, способные в течение 10 мин., при концентрации 10 мл/л вызвать расстройство нервной системы и всего организма с симптомами головокружения, головной боли, сердцебиения, тошноты, судорог, потери сознания. Сырая нефть, попадая на кожу человека, обезвоживает, сушит её, вызывая зуд, красноту, пигментацию. При этом происходит растрескивание ткани, развиваются кожные заболевания (экзема и дерматит). Нефть и её пары могут вызвать острые и хронические отравления всего организма. Пагубное воздействие разлившаяся нефть оказывает на почву. Проникая в плодородную землю, она изменяет её физико-химические свойства, изменяет соотношение между углеродом и азотом, изменяет режим почв и корневого питания растений. Загрязнение почвы опасно и для человека, поскольку влияние нефти может проявиться через пищевые цепи (сельскохозяйственные продукты).

Расчет КОП НГДУ «Нурлатнефть»

Категория опасности определяется в зависимости от массы и состава выбрасываемых в атмосферу загрязняющих веществ, рассчитывается по формуле:

где M_i – масса выброса i-го вещества, т/год

ПДК_i – среднесуточная предельно допустимая концентрация i-го вещества, мг/л

n – количество загрязняющих веществ, выбрасываемых предприятием

a_i – безразмерная константа, позволяющая соотнести степени вредности

i-го вещества с вредностью сернистого газа, определяется по таблице 6

Таблица6. Степень вредности сернистого газа

Расчет предприятия НГДУ «Нурлатнефть» на категорию экологической опасности представлен в таблице 6. Таким образом, НГДУ «Нурлатнефть» относится ко II классу опасности. Для сокращения вредных выбросов необходимо следить за сальниковым уплотнением и за арматурой во избежание утечек. При своевременной замене сальников и проведении техосмотров вредные выбросы могут быть сокращены.

Таблица 7. Расчет категории опасности НГДУ «Нурлатнефть»