Характеристика воздействия на комплекс почва-подземные воды-недра

7.2. Характеристика воздействия на комплекс почва-подземные воды-недра.

Основным источником воздействия на окружающую среду и недра при производстве буровых работ являются кустовые площадки с дорогами к ним, буровое и вспомогательное оборудование, расположенное на них и скважины различного назначения.

К основным потенциальным загрязнителям комплекса относятся:

буровые и тампонажные растворы;

буровые сточные воды и шлам;

пластовые минерализованные воды;

продукты испытания скважин (нефть, газ, минерализованные воды)

хозяйственно-бытовые сточные воды.

Поступление загрязняющих веществ в почву, подземные вода и недра может происходить в результате:

отсутствие надежной гидроизоляции и технологических площадок;

неограниченного отбора сточных вод и сбросе их неочищенными на рельеф местности;

аварийных разливов нефти в ходе испытания скважин или в результате порывов трубопроводов;

перетоков нефти минерализованных вод по затрубному пространству некачественного цементирования.

Технология подготовки нефти непрерывна. Остановка оборудования может повлечь за собой аварийную ситуацию на объекте, поэтому, например, при неблагоприятных метеорологических условиях вводится первый режим работы предприятия.

7.3. Применение передовых технологий по охране окружающей среды при эксплуатации месторождений

Одной из основных задач, намечаемых при разработке месторождений, является объединение экологически чистых и энерго-, ресурсосберегающих технологий.

Предполагается реализовать программу наблюдения за скважинами, которая позволит обнаружить и предотвратить миграцию жидкости в результате некачественной первичной цементации за обсадной колонной, повреждения труб, пакеров внутри обсадной колонны и повреждения эксплуатационной колонны.

Использование при бурении скважин наиболее современной технологии обеспечит охрану недр и рациональное использование запасов сырья за счёт:

 -уменьшения повреждения пласта;

 -изоляции и защиты пластов от дренажа и потерь;

 -повышения производительности скважин с целью уменьшения их числа;

 -сокращения числа площадок под кусты за счёт увеличения отходов забоев скважин от вертикали;

 -использование технологии многопластового освоения скважин (в результате достигается уменьшение количества скважин с первоначально предполагаемого числа до значительного сокращения их количества);

 -формирования линейных коммуникаций в коридоры минимальной толщины, располагающиеся, как правило, вдоль автомобильных дорог;

 -гидромеханизированной разработки карьеров песка на большую глубину, позволяющую за счёт увеличения глубины разработки уменьшить площадь нарушаемых земель. Использование передовых технологий по сбору, транспорту и подготовке нефти, газа и воды, обеспечивающее снижение ущерба окружающей среде состоит в:

 -отказе от потребления пресных вод открытых источников (рек, озёр) для нужд ППД;

 -использование газлифтного способа добычи нефти;

 -создание централизованных пунктов переработки нефти, которые приводят к сокращению протяженности коррозионно-опасной системы нефтесбора и снижение коррозионно-опасных участков напорных нефтепроводов и увеличение участков напорных нефтепроводов мало агрессивной товарной нефти;

Исключается размещение нефтегазопромысловых объектов на участках:

 -спелого и перестойного высокоствольного сильно захламлённого леса с преобладанием или значительным содержанием темнохвойных пород, являющихся местами локализации основного воспроизводства популяций соболя и белки;

 -перехода спелых сосновых и сосновых с кедром лесов в сосново-рямовые комплексы, являющиеся местами размещения глухариных токовищ.

7.4. Чрезвычайные ситуации

При проведении различных ремонтов скважины велика вероятность выброса пластовых флюидов, которые характеризуются пожаро- и взрывоопасностью. При проведении спуско- подъемных работ, возможно газопроявление. При определённой концентрации и возникновении искрения в неисправных электрических приборах, газовоздушная смесь взрывается. Взрывоопасная концентрация возникает в результате выделения большого количества газа и отсутствии смены воздушной массы в этой области.

Рассчитаем вероятные параметры ударной волны при взрыве газовоздушной смеси. Исходные данные:

 1 количество газа (Q), м3 15

 2 плотность газовоздушной смеси (q), гр/м3 0,8

 3 количество газовоздушной смеси (V), м3 130

 4 концентрация газа (с), % 15

Для расчета понадобится количество газа в тоннах, для этого найдем массу газовоздушной смеси, (т):

 М = V * q; (6.1)

для нашего значения масса равна 104*10 т.

Радиус зоны действия детонационной волны (первая зона) рассчитывается по формуле, (м):

 R = 1,75 * М ; (6.2)

В пределах этой зоны избыточное давление взрыва Рф составляет 1700 кПа.

Следующая зона (вторая зона), которая имеет большую площадь, действия продуктов взрыва. Радиус этой зоны рассчитывается по формуле, (м);

 R1 = 1,7 R ; (6.3)

В нашем случае величины R и R1 соответственно равны 0,85 и 1,44 м. В первую зону попадает рабочая площадка и вышка подъемного агрегата, во вторую – платформа агрегата. Избыточное давление на фронте ударной волны во второй зоне равен, (кПа):

 Рф1 = 1300(R/r) + 50 ; (6.4)

где r – расстояние от платформы до центра взрыва, 1,5 м.

Следующая зона от центра взрыва – зона ударной волны. Радиус этой зоны еще больше.

 Рассчитаем избыточное давление на фронте ударной волны у, ближайшего к центру взрыва, вагона-домика (кПа). Оно рассчитывается по следующей формуле:

 Р02 = 22 ; (6.5)

 0,5

где = r 1/R

 r 1 – расстояние до вагона-домика, 30 м.

Это давление равно 0,5 кПа. А радиус зона смертельного поражения людей определяют по формуле, (м):

 Rсм = 30 * М ; (6.6)

Расчеты результатов представлены в таблице 6.1

Таблица 6.1. Вероятные параметры ударной волны при взрыве

Данный расчет показывает, что при взрыве 130 м3 газовоздушной смеси, смертельная опасность угрожает человеку в зоне с радиусом 1,4 м от эпицентра. Сильное разрушительное воздействие ощутят на себе подъёмный агрегат и наземное оборудование прилегающих скважин, в результате этого возможна аварийная ситуация с открытым фонтанированием. Избыточное давление в этой зоне предположительно будет равно 1252 кПа. Люди, находящиеся на рабочей площадке, погибнут, так как рабочая площадка попадает в зону действия детонационной волны, давление на фронте которой составляет порядка 1700 кПа. Персонал, который во время взрыва будет находиться в домике-вагоне, не пострадает, так как избыточное давление на фронте волны в этом месте будет составлять примерно 0,5 кПа. После взрыва возможно появление пожара на подъёмном агрегате, на приёмных мостках и соседних скважинах. При этом средства ликвидации находятся на пожарном щите, расположенном на инструментальной будке. В целом компоновка расположения оборудования предотвращает повторные взрывы и пожары.

В рабочих помещениях на обьектах должен находиться инвентарь противопожарной безопасности, ящик с песком план эвакуации при пожаре, телефоны пожарной службы, соблюдать регламент техники безопасности.

8. ПРЕДЛОЖЕНИЯ И ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПО УЛУЧШЕНИЮ РАБОТЫ ФОНДА УЭЦН И ПОВЫШЕНИЯ НАРАБОТКИ НА ОТКАЗ.

8.1. Геолого-технические мероприятия

 1. По проблемным факторам, геологической и технологической службам ННП проводить более доскональный анализ и разрабатывать конкретные мероприятия по скважинам для увеличения наработки на отказ.

 2. В связи с выявленными фактами недостоверности пластового давления, необходимо увеличить объем исследований по глубинным замерам, максимально охватывая фонд скважин перед постановкой ПРС, КРС.

3. Для обеспечения более качественного контроля за режимом фонда скважин, оборудованных УЭЦН, необходимо добиться максимального охвата средствами телемеханизированного контроля за работой скважин, а также телеметрического контроля по давлению, температуре, за токовыми нагрузками УЭЦН, необходима устанавливать ТМС.

4. Продолжить работы по глушению «мертвой» нефтью на скважинах, где по расчетам достаточно гидростатического столба жидкости дегазированной нефти для глушения. На других скважинах, где более повышенное Рпл необходимо внедрять клапана-отсекатели (особенно актуально применять на скважинах с малой обводненностью, добываемой продукции). Так же необходимо осуществлять контакт с НИИ для разработки альтернативных жидкостей глушения на нефтяной основе, не оказывающих отрицательного влияния на ПЗС.

5. По скважинам , где наблюдается резкое снижение относительно первоначальной величины Кпр, необходима разработка и применение эффективных методов воздействия на призабойную зону скважины с целью увеличения ее проницаемости.

 6. Продолжить внедрение шламоуловителей над УЭЦН (в 2004 году спущено 131 шламоуловитель). Необходимо оснащение УЭЦН на всех скважинах действующего фонда, до типоразмера ЭЦН-125.

 Преимущества шламоуловителей:

 Исключение осаждения на обратный клапан и насос мехпримесей и окалины во время остановок скважины, что особенно актуально во время вывода скважины на установившийся режим.

 7. Продолжение внедрения дискретных штуцеров (в 2004 году установлено 154 штуцера). Необходимо оснащение всего действующего фонда скважин, оборудованных УЭЦН до типоразмера ЭЦН-125.

 Преимущества дискретных штуцеров:

Регулирование отбора жидкости при выводе скважины на режим, что особенно актуально на скважинах с падением Кпр после ПРС, КРС.

Появляеттся дополнительная возможность стабилизации режима, т. е. Работа без АПВ.

Регулирование отбора при снижении влияния ППД, падении Рпл.

8. Необходимо внедрять и приобретать опыт работы с ЧПС, на Хохряковском месторождении установлена десятьЧПС.

Преимущество за счет–расширения диапазона производительности УЭЦН.

9. Применение на ослажненных скважинах приборов ТМС-Электон-04, обеспечивающих контроль :

температурой

давление на приеме

уровнем вибрации (виброскорость)

10. Переход на применение УЭЦН от стандартного исполнения на конструкцию с двухопорной ступенью, которая отличается большей сбалансированностью насосной системы и исключает попадание мехпримесей в пару трения вал – направляющий аппарат.

 11. Не допускать эксплуатацию УЭЦН с погружением под динамический уровень менее 700 метров по скважинам с низким содержанием Н²О. С увеличением процента воды значение погружения можно сократить до 300-400 метров.

 12. Провести мероприятия по приведению фонда скважин оборудованных установками ЭЦН к оптимальному. Величина динамического уровня должна находиться в пределах от 1000 да 1800 метров.

 13. На скважинах с низким МРП по причине высокого содержания механических примесей и высокого газового фактора проводить оптимизацию с приминением газасепараторов, диспергаторов их комбинации.

Усилить контроль за подготовкой и очисткой оборудования на поверхности перед СПО

8.2. Организационные мероприятия

1. В связи с достаточно высоким уровнем отказов по некачественной подготовке скважин необходимо усилить требования к подрядчикам; ПРС, КРС ,УБР и др.

2. Для уменьшения преждевременных отказов по фактам брака, допущенного в эксплуатации фонда скважин, оборудованных УЭЦН. Геологическим и технологическим службам «ННП» после работы ПДК подробно рассматривать данные факты и представлять в ПТО меры по борьбе с подобными явлениями.

3. Внедрить программу, которая отвечала бы следующим основным требованиям:

а) Возможность подключения к общей базе данных основных пользователей, задействованных в технологической цепочке по обслуживанию фонда УЭЦН, УШГН (ПТО, ЦНИПР, УНП и др.).

б) Программа должна содержать полную историю по скважине с возможностью занесения информации и ответственности за нее каждой службой, т.е. информацию об исследованиях по скважинам, причины отказов и т.д. т ПТС, ЛГДИ, ЛФХА и несет ответственность за это. Промысел заносит информацию о замерах дебита, объемах работ, произведенных на скважинах (ГРП, ГВЖ, СКО, обработка ПАВ и др.) и так же несет ответственность за это.

в) Возможность постановки различных задач по имеющейся базе данных (т.е. программное обеспечение).

Список используемой литературы

1. Годовой отчет по работе механизированного фонда скважин ОАО «ННП». ПТО, 2004г.

2. Желтов Ю.Н. Разработка нефтяных месторождений. Недра, 1988г.

3. Каталог Альметьевского завода погружных электронасосов «Алнас».

4. Справочная книга по добыче нефти./под ред. Гиматутдинова Ш.К.- М. Недра, 1974г.

5. Локтев А.В., Болгов И.Д., Гибадуллин А.Г. Влияние механических примесей на работу механизированного фонда нефтяных скважин /Нефтепромысловое дело. –1992г.

6. Экономический отчет ОАО «Нижневартовское Нефтегазодобывающее Предприятие». Нижневартовск, 2004г.

7. Вредные химические вещества. Справочник. С-П. Химия, 1994г.

8. ГОСТ 12.1.003-86. Шум. Общие требования.

9. СНиП II Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования. Стройиздат 1980.

10. Методические указания к выполнению курсовых проектов

 Тюмень: 1998.

11. Липсиц И.В., Инвестиционный проект.

 М.: Бек,1996.

12. Шапиро В.Д., Управление проектами. Учебник для вузов.

 М.: Два-Три, 1996.

Похожие работы

Сбор и подготовка попутного газа на Барсуковском месторождении

Скачать

56180

11

8

... %, не более 0,5 1 1 0,5 Массовая доля механических примесей, %, не более 0,05 0,05 0,05 0,06 Давление насыщенных паров, Па (мм.рт.ст), не более (500)  66,7 66,7 66,7 69,1 В четвертом столбце приведены показатели степени подготовки нефти на Барсуковском месторождении. Из таблицы 4.1 видно, что качество подготовки нефти на Барсуковском нефтяном месторождении соответствует ГОСТу ...

Характеристика газового предприятия Западно-Сибирского региона

Скачать

79940

4

5

... месторождений от сейсморазведки до производства и ввода в эксплуатацию. Миссия ООО "ЮганскСибстрой" - быть головной организацией по научному обеспечению производственной деятельности предприятий газовой промышленности в Западно-Сибирском регионе. Основная функция - научное и проектное обеспечение развития предприятий газовой промышленности в Западной и Восточной Сибири, сокращение сроков ...

Подбор оптимального режима скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов

Скачать

145922

39

7

... повышения надежности эксплуатации погружного оборудования, получения информации обоснованых параметров скважины, снижения эксплуатационных затрат за счет исключения сложных аварий 5.4 Подбор оптимального режима скважин эксплуатируемых установками ЭЦН и ТМС на Хохряковском месторождении. 1)  Перевод на другой вид эксплуатации. Для УЭЦН: 1)  Изменением типоразмера УЭЦН. 2)  Заглублением ...

Южно-Ягунское нефтяное месторождение

Скачать

207248

50

18

... , так как часть нагнетательных скважин находится в отработке на нефть. 3.4 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов На Южно - Ягунском нефтяном месторождении проводится обязательный комплекс гидродинамических исследований скважин. Он включает замеры:  - дебитов добывающих скважин,  - приемистости нагнетательных скважин, ...