Гидродинамические методы исследования скважин

* вес кабеля 173 кг/км.

Определение глубины спуска приборов определяется при помощи мерительного механизма, состоящего из мерного ролика и соединенного с ним шестеренчатой передачей счетчика числа оборотов. Мерительный механизм крепится либо на станине лебедки и показания счетчика считываются визуально, либо на устьевой арматуре скважины - в этом случае показания счетчика передаются по специальному кабелю на контрольную панель исследовательской станции.

Каротажный кабель, спускаемый в скважину, под действием собственного веса, веса прибора, в результате раскручивания, влияния температуры измеряемой среды, растягивается и удлиняется. Поэтому показания мерительного счетчика могут не соответствовать действительному положению прибора в стволе скважины. Для более точного определения этого положения служат магнитные метки, наносимые через определенные равные промежутки на кабель. Для считывания магнитных меток служит специальный датчик, устанавливаемый, как правило, на мерном ролике.

Очень часто дистанционные комбинированные глубинные приборы имеют одним из датчиков, так называемый, локатор муфт (локатор сплошности), позволяющий регистрировать муфты обсадных труб и НКТ, перфорационные отверстия и другие неоднородности металлической природы. Наличие локатора муфт позволяет коррелировать все производимые измерения относительно перфорации обсадных труб, что значительно повышает качество и точность исследований.

Наиболее точно определение глубины спуска прибора в скважину производится при использовании метода гамма - каротажа. Для этого глубинный прибор должен иметь датчик ГК, показания которого регистрируются параллельно с другими измеряемыми параметрами и используются при расшифровке материалов исследования.

4.6.2 Приборы для проведения измерений на устье скважины

Измерения на устье скважины проводятся с целью контроля за положением уровня жидкости в затрубном пространстве и определения динамических нагрузок, испытываемых штангами при эксплуатации ШСНУ. Эти измерения позволяют оценить техническое состояние глубинно-насосного оборудования и правильность его подбора. При известных составе и плотности жидкости в стволе скважины, пересчет измеренных уровней дает величины забойных и пластовых давлений.

Определение уровня жидкости в стволе скважины.

Для определения динамических и статических уровней в скважинах применяются, в основном, звукометрические методы, основанные на измерении времени прохождения звукового импульса до уровня и обратно. Различные приборы, применяемые при звукометрии скважин, представляют собой индикаторы, отмечающие моменты посылки и прихода звукового импульса.

При измерении уровня жидкости в скважинах с избыточным давлением в затрубном пространстве применяется метод волнометрирования. К затрубной задвижке герметично присоединяется специальное устройство - волномер, в составе которого имеются: воздушный клапан, акустический датчик, технический манометр. Акустический импульс создается кратковременным выпусканием газа из затрубного пространства в атмосферу через воздушный клапан, давление газа контролируется манометром.

В том случае, когда давление газа в затрубном пространстве скважины близко к атмосферному, применяется метод эхометрирования. Вместо воздушного клапана на волномер устанавливается возбудитель акустического импульса: предварительно заполненный насосом или от воздушного компрессора металлический контейнер, пневматические хлопушки различных конструкций, резиновый мяч или резиновая медицинская "груша" и так далее.

Электрические сигналы акустического датчика фиксируются вторичной аппаратурой: в виде всплесков на диаграммной или термочувствительной ленте, на световом табло, или в электронной памяти, и используются для определения расстояния до уровня жидкости.

Электронные системы диагностики скважин.

В нефтепромысловой практике большое распространение получили электронные системы диагностирования механизированных скважин. Они позволяют производить следующие виды исследований:

- определение уровня жидкости в скважине;

- измерение величины затрубного давления;

- снятие рабочих динамограмм;

- тест клапанов глубинного насоса и контроль утечек;

- потребление электроэнергии;

- формирование и энергонезависимое хранение отчета о проведенных исследованиях;

- .построение и графическое отображение снятых динамо-

грамм и эхограмм на экране дисплея;

- ввод отчетов в персональный компьютер с целью их

дальнейшей обработки.

Наличие в составе электронных систем персональных компьютеров типа "notebook" или микропроцессоров, а также применение микропринтеров, дает возможность проводить полную обработку информации в полевых условиях с выдачей рекомендаций по оптимизации режима эксплуатации скважин.

4.7 Обработка результатов исследования скважин

Достоверность определения фильтрационно - емкостных характеристик пласта при обработке результатов исследования скважин зависит от ряда факторов. Среди них особо выделим следующие:

правильный выбор гидродинамической модели и, соответственно, методики интерпретации результатов; определение области применения той или иной методики; источники возможных погрешностей. Для определения фильтрационно-емкостных свойств пласта в промысловых условиях наиболее часто используются индикаторные кривые (при установившихся режимах) и кривые востановления давления (при неустановившихся режимах).

4.7.1 Обработка результатов исследования при установившемся режиме

По результатам исследований скважин при установившемся режиме строят индикаторную кривую, которая представляет собой индикаторную кривую, которая представляет собой график зависимости дебита скважины от депрессии.

Если исследование скважины выполнены при р3>рн, то тангенсу наклона индикаторной кривой к оси депрессий Ар определяют коэффициент продуктивности скважины

tg a=Q / /\р = К0,

где К0 - коэффициент продуктивности,



Заметим, что при построении индикаторной кривой дебит скважины следует пересчитать на пластовые условия, что достигается умножением дебита, измеренного на поверхности, на объемный коэффициент пластовой нефти.

В этом случае определять коэффициент продуктивности по углу наклона кривой к оси депрессии нельзя, что обусловлено видом уравнения притока жидкости из пласта в скважину где п - показатель в уравнении фильтрации, составляющий 0,5- 1. В рассматриваемом случае кроме коэффициента продуктивности следует вычислить показатель п в уравнении фильтрации. Эта задача решается следующим образом.

1. Индикаторная кривая из системы координат Q - Ар перестраивается в новую систему координат lg Q - lg Ар:

4.7.2 Обработка результатов исследования при неустановившемся режиме

Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации предполагает изучение зависимости изменения забойного давления от времени при переходе от одного стационарного состояния к другому. Полученная в результате зависимость между изменением давления на забое скважины от времени называется кривой восстановления (падения) давления (уровня).

В случае мгновенного изменения дебита скважины от установившейся величины q до О при остановке или от 0 до q при пуске, изменение давления в любой точке однородного пласта, отстоящей на расстоянии Р. от оси скважины, определяется зависимостью

При прослеживании изменения давления непосредственно на забое скважины под Р понимают величину приведенного радиуса скважины. В нефтепромысловой практике при обработке КВД применяется упрощенное решение основного дифференциального уравнения упругого режима для точечного источника-стока в бесконечном пласте при мгновенном закрытии скважины, работавшей продолжительное время с постоянным дебитом. Решение этого уравнения представляет собой прямолинейную зависимость между изменением давления и логарифмом времени. При этом неоднородность призабойной зоны учитывается при помощи показателя скин-эффекта или приведенного радиуса скважины. Покажем некоторые приемы обработки КВД.

Метод касательной.

При обработке КВД методом касательной, упрощенное решение основного уравнения имеет вид

Тогда выражение для ?Р(t) представляется в виде

Это уравнение прямой линии (приложение 6). Коэффициент I является угловым коэффициентом КВД в координатах ?Р(t) - lg t (полулогарифмические координаты) и определяется как

Коэффициент В является отрезком, отсекаемый на оси ?Р(t), и определяется в точке lg t = 0. Далее определяют

Оценка скин-эффекта

Существенной информацией о пласте, которую дают КВД, следует считать оценку состояния призабойной зоны - определение скин-эффекта.

В процессе фильтрации жидкости к забою скважины происходит снижение давления от Рпп - на контуре питания, до Рс - на забое скважины. Количество притекающей жидкости зависит от коллекторских свойств пласта, свойств самой жидкости, состояния призабойной зоны и создаваемой депрессии. В случае однородного пласта, приток жидкости q обусловлен создаваемой депрессией ?Р =рм-р'с. При несовершенстве скважин, а также изменении коллекторских свойств пласта в призабойной зоне, для сохранения того же притока q необходимо создание иной величины депрессии. В случае снижения проницаемости призабойной зоны по сравнению с проницаемостью пласта, для поддержания притока с/ необходимы дополнительные затраты пластовой энергии: PcII<PcI и ?РII>?РI

И наоборот, в случае повышения проницаемости призабойной зоны по сравнению с проницаемостью пласта, необходимый приток q сохраняется при меньших величинах депрессии: PcIII > рс' и ?РIII <?РI

КВД смещаются параллельно по оси давлений, наклон их в прямолинейной области остается неизменным: 1 -однородный пласт; 2 - проницаемость призабойной зоны меньше проницаемости пласта; 3 - проницаемость призабойной зоны больше проницаемости пласта.

Количественно влияние скин-эффекта определяется введением в уравнение фильтрации постоянной величины 3:

4.7.3 Обработка результатов исследования нагнетательных скважин

Для нагнетательных скважин справедливы те же уравнения, что и для добывающих. Только лишь надо иметь в виду, что под величиной дебита скважины q подразумевается приемистость qпр, то есть отрицательный дебит (-q). Изменение давления на забое остановленной скважины ?P(t)представляет собой падение забойного давления:

Особенностью нагнетательной скважины является то, что ствол ее заполнен водой - однородной и практически несжимаемой жидкостью. Забойное давление в нагнетательной скважине складывается из гидростатического давления столба жидкости и буферного давления (потерей напора по стволу работающей скважины можно пренебречь). Поэтому изменение забойного давления в остановленной нагнетательной скважине с достаточной степенью точности равно изменению буферного давления, и изменения удобнее и экономичнее проводить на устье скважины, используя для этого технические манометры и регистрируя текущее время, или же автономные глубинные манометры. Понятно, что вышесказанное приемлемо в тех случаях, когда в процессе измерений уровень жидкости не снижается ниже устья скважины, то есть постоянно имеется избыточное буферное давление.

Если же в процессе исследования буферное давление снижается до нуля и уровень жидкости в скважине падает ниже устья, то измерения следует проводить глубинным манометром, спущенным на забой скважины (или хотя бы на глубину, обеспечивающую постоянное нахождения его под уровнем жидкости).

При исследовании нагнетательных скважин необходимо также иметь в виду, что падение забойного давления после прекращения закачки в течение всего периода, пока имеется избыточное буферное давление, происходит без оттока жидкости из ствола скважины в пласт, Поэтому такие кривые падения давления (КПД) следует обрабатывать методами без учета притока (оттока). Приток (отток) следует учитывать лишь с момента снижения буферного давления до нуля: начиная с этого момента, необходимо периодически определять местоположение понижающегося в стволе скважины, либо закончить процесс измерения.

В качестве примера рассмотрим результаты исследования нагнетательной скважины №13430. Приемистость скважины составила 157,5 мэ/сут, буферное давление перед остановкой - 87,3 ат, толщина пласта - 5,1 м, пористость пласта - 0,12, коэффициенты сжимаемости для воды и скелета пласта 3*10-5 и 1*10-5 1/ат соответственно, вязкость воды - 1 спз, плотность воды 1 г/см3, расстояние между соседними скважинами - 300 метров. Измерения проводились на устье скважины глубинным манометром МГН-2-160. Обработка результатов измерений выполнена по методу касательной без учета притока.

1. На основании данных измерений строится КПД в координатах ?P(t) - lg t .

2. На прямолинейном участке кривой проводится касательная и определяется ее угол наклона / = 22.7 ат.

3. Определяется отрезок на оси ординат от нуля до точки пересечения этой оси с продолжением прямолинейного участка В= -47,1 ат

4. Определяется гидропроводность пласта

5. Определяется комплексный параметр

4.8 Выводы и предложения

В настоящее время, когда увеличиваются методы повышения нефтеотдачи и пористости пластов для добывающих скважин и методы увеличения (уменьшения) проницаемости для нагнетательных скважин, увеличивается роль контроля и получения необходимых сведений с этих скважин. То есть увеличивается роль гидродинамических исследований и повышения точности обработки данных после использовании этих методов. Значительный уклон отводится тем исследованиям, которые могут более точно определять основные физические свойства пластов и пластовой жидкости. К ним относятся в основном исследования при неустановившихся режимах фильтрации, то есть определение КВД и процентное состояние обводненности нефти.

Кроме прямых гидродинамических исследований скважин используется также и прикладное применение гидродинамических приборов, то есть определение места нарушения герметичности колонны и выявление заколонных циркуляции.

В связи с выше указанными обстоятельствами возникают ряд неудобств. Они выражаются в следующем:

- необходимости нескольких исследований для определения КВД и процентного состояния обводненности нефти;

- трудность определения дебита товарной нефти с каждого пласта при эксплуатации скважиной сразу нескольких пластов;

- трудность определения "пустых" пластов при введении в работу "законсервированных" скважин и т. д. Для решения этих задач, я предлагаю следующее.

Так как дистанционные приборы, в основном, применяются при записи диаграмм относительно глубины спуска прибора, а при временной записи на точке выводится только таблица. Предлагаю производить запись основных гидродинамических диаграмм относительно времени, то есть расширить временную запись на точке не по таблице (в которой только записаны по одному числу на каждый параметр), а в виде кривых (диаграмм), что позволяет значительно расширить возможности исследований дистанционными приборами.

2. Предлагаю на автономных манометрах, к существующим параметрам - манометр и термометр, установить дополнительный параметр - влагомер. Этот параметр позволит, за одно исследование, определять фазовое состояние воды и нефти в продукции скважины при записи КВД, то есть фазовое КВД для воды и нефти. А это позволит рассчитать экономически выгодный дебит товарной нефти с данной скважины. Также этим параметром можно определять "пустые" пласты при исследовании "законсервированных" скважин, после введения их в работу, и определять дебит товарной нефти каждого пласта в скважине, эксплуатирующая сразу несколько пластов.

3. При невозможности реализации двух предыдущих предложений, возможен следующий выход: производить гидродинамическое исследование скважины сразу двумя приборами: 1) дистанционным прибором и 2) автономным манометром. Первым прибором производить первичную запись при спуске прибора (начальное положение состояния скважины: термометр, манометр, влагомер). Затем производить запись КВД автономным манометром. И при окончании записи КВД, производить заключительную запись дистанционным прибором при его подъеме (термометр, манометр, влагомер). Этот способ записи позволит определить объемное фазовое приращение воды и нефти в продукции скважины при записи КВД.

5. Охрана труда и противопожарная защита

5.1 Охрана труда и техника безопасности

Особенности нефтегазодобывающих предприятий обусловлены, прежде всего, физическими и химическими свойствами нефти и нефтяного газа, их взрывчатостью при определенных условиях и токсичностью. Опасность вызывает применение ядовитых и едких веществ (ртути, кислот, цемента и других), взрывчатых веществ и радиоактивных изотопов.

При современном оснащении предприятий нефтяной промышленности новой техникой, при автоматизации и механизации производств важнейшее значение в технике безопасности имеют также вопросы электробезопасности.

Большинство работ проводится на открытом воздухе, связано с применением тяжелого и громоздкого оборудования и инструмента, технологических процессов, сопровождающихся высокими давлениями, оборудования, находящегося под большими нагрузками.

Все эти перечисленные факторы при несоблюдении определенных мер безопасности могут явиться причиной несчастных случаев.

Пары легких фракций в смеси с воздухом при определенных концентрациях образуют взрывоопасные смеси. Огнеопасность сырой нефти характеризируется температурами вспышки и самовоспламенения. Температура вспышки - наинизшая температура при давлении 760 мм рт. ст., при которой огнеопасная жидкость, испаряясь, образует с воздухом смесь, дающую вспышку при поднесении к ней открытого пламени. Температура вспышки различных сортов нефтей колеблется в пределах от -35 до +34 С.

Твердые, жидкие и газообразные вещества, нагретые внешним источником тепла до известной температуры, в присутствии кислорода воздуха могут воспламениться. Температура самовоспламенения большинства нефтей изменяется в зависимости от углеводородного состава от 260 до 375 С.

Взрывоопасность естественного нефтяного газа обусловлена содержанием в нем ряда углеводородов, преимущественно метана, составляющего 90-95%. Каждое взрывоопасное вещество имеет определенные пределы взрываемости - нижний и верхний. Концентрация нефтяного газа или паров нефти в воздухе, ниже которой не происходит взрыв, называется нижним пределом взрываемости; концентрация, выше которой смесь перестает быть взрывоопасной, называется верхним пределом взрываемости. Чем больше промежуток между нижним и верхним пределом, тем опаснее данное вещество в отношении взрыва и пожара.

Для предотвращения образования взрывоопасных концентраций продуктов в помещениях и других закрытых местах на нефтегазодобывающих предприятиях осуществляют герметизацию оборудования и всех путей передвижения нефти и газа, устраивают эффективную вентиляцию в помещениях, а также проводят мероприятия по предотвращению появления огня во взрывоопасных местах.

Токсичные вещества при проникновении в организм человека нарушают его нормальную жизнедеятельность. Токсичность зависит от природы вещества, его состава, летучести, степени дисперсности в воздухе рабочей среды и продолжительности воздействия на организм человека.

На нефтяных промыслах из и нефтяного газа выделяются различные опасные компоненты. При вдыхании их или попадании в желудочно-кишечный тракт может произойти отравление людей.

Токсичность нефти и нефтяного газа зависит от их состава. Особенно усиливаются токсические свойства нефтей и нефтяного газа при содержании в них сернистых соединений. Для защиты от кислот и щелочей следует пользоваться соответствующими перчатками, сапогами, спецодеждой из шерстяной ткани. Глаза защищают предохранительными очками.

Цемент применяется для цементирования скважин и строительных работ. Цементная пыль вызывает раздражение слизистой оболочки носа и полости рта. Попадая в глаза, она может привести к коньюктивиту. А в отдельных случаях - к потере зрения. При действии на кожу могут возникнуть различные заболевания: цементная чесотка, экземы, эрозии, язвы.

Причинами образования взрывоопасных концентраций паров нефти или нефтяного газа в смеси с воздухом, а также токсических и вредных веществ являются недостаточная герметизация оборудования, несовершенство технологических процессов, отсутствие установок по улавливанию ядовитых и опасных газов, паров и пыли., неэффективная вентиляция и др.

Электротравму рабочий может получить в случае прикосновения к конструктивным металлическим частям электроустановок, находящихся под напряжением, при эксплуатации не находящихся под напряжением, но оказавшимся под ним при повреждении электрической изоляции; в случае нахождения вблизи мест повреждения электрической изоляции или мест замыкания токоведущих частей на землю (поражения, вызванные так называемым напряжением шага).

Важнейшие факторы, влияющие на исход поражения электрическим током: род и величина тока, протекающего через тело человека; продолжительность воздействия и частота его; путь тока и индивидуальные свойства организма человека.

Наиболее опасен переменный ток промышленной частоты 50 Гц. Он сильно действует на центральную нервную систему и производит сокращение мышц. Постоянный ток менее опасен. Физиологическое действие его в основном тепловое.

Чем дольше человек находится под воздействием тока, тем сильнее и серьезнее последствия поражения. В связи с этим исключительно важно быстро и правильно организовать помощь пострадавшему. Путь тока в организме человека также имеет важное значение для исхода поражения. Наиболее опасен путь тока вдоль оси тела (например, от руки к ноге); наименее опасен путь тока от ноги к ноге.

Одним из основных защитных мероприятий является заземление какой-либо части электрической установки, т.е. преднамеренное электрическое соединение ее с заземляющим устройством.

Защитное заземление создает между металлическими конструкциями или корпусом защищаемого устройства и землей электрическое соединение достаточно малого сопротивления, вследствие чего величина тока, проходящего через тело человека, становится неопасной для жизни и здоровья его.

К защитным мерам относятся также изолирующие средства, указатели напряжения, тока, переносные заземления, временные ограждения и др.

5.2Противопожарная защита

Нефть, ее продукты и газ могут воспламеняться от непосредственного воздействия пламени, прикосновения раскаленных предметов, искры, действия лучистой энергии, химической реакции. Поэтому особенно тщательно соблюдайте требования пожарной безопасности, находясь на территории предприятия.

Производство огневых работ в загазованных местах и около них допустимо только при соблюдении правил безопасности и с пожарной охраны.

Нельзя производить отогревание нефтепроводов, задвижек на них и другого оборудования на скважине источниками открытого огня (факелом, костром, паяльной лампой). Отогревайте только паром или горячей водой.

Нельзя пользоваться открытым огнем для освещения. Для этого применяйте прожекторы, аккумуляторные фонари, электрические светильники во взрывозащищенном исполнении.

Запрещается мыть оборудование, машины, механизмы бензином и другими легковоспламеняющимися жидкостями.

Случайно пролитые, растекшиеся нефтепродукты немедленно собирайте, а загрязненные мазутом места зачищайте и засыпайте свежим грунтом или песком.

Не допускайте захламления своих рабочих мест в производственных помещениях, а также проходов и проездов, так как при пожаре загроможденность помещений может помешать эвакуации людей.

Содержите в чистоте всю территорию объекта, регулярно очищайте ее от сухой травы, опавших листьев и различных производственных отходов.

Для отопления культбудки пользуйтесь только закрытыми электроприборами. Электропровода и электроприборы содержите в исправности и предохраняйте от перегрузки.

Следует иметь ввиду, что использованный обтирочный материал представляет собой опасность. Промасленные тряпки, ветошь под действием кислорода воздуха окисляются, нагреваются и приобретают способность самовозгораться. Поэтому храните весь использованный обтирочный материал только в специальных металлических ящиках с закрывающейся крышкой.

Кроме того, во избежание загорания, не стирайте загрязненную спецодежду в бензине, лигроине. Не сушите, облитую нефтью спецодежду, в производственных или бытовых помещениях, на батареях центрального отопления. Сдавайте ее в химчистку.

Курить разрешается только в специально отведенных местах. Вы уже знаете, что зажженная в недозволенном месте спичка, брошенная тлеющая сигарета, могут стать причиной взрыва или пожара.

Если возник пожар, вызовите пожарную команду и немедленно приступайте к тушению пожара.

Исход пожара во многом зависит от того, насколько своевременно был замечен очаг его и вызвана пожарная команда.

Для открытых пожаров, как правило, характерно значительное выделение дыма и появление пламени, что нетрудно заметить по внешним признакам. Сложнее обнаружить скрытые очаги горения, особенно, если этот процесс происходит в пустотах перекрытий и перегородок. Если вы почувствовали запах гари, потрескивание, заметили изменение цвета или растрескивание штукатурки, вздутие масляной краски, которой покрыта стена или перегородка: если вы заметили своеобразный гул внутри вентиляции и изменение цвета краски, которой покрыты вентиляционные каналы, - немедленно вызовите пожарную команду. На нашем предприятии ее можно вызвать по телефону, рации,, посредством электрической пожарной сигнализации ручного автоматического действия, а также путем подачи звуковых сигналов тревоги.

6. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

6.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды при разработке Южно - Ромашкинской площади

Мероприятия по охране окружающей среды в процессе разбуривания нефтяных месторождений должны быть направлены на предотвращение загрязнения земли, поверхностных и подземных вод буровыми растворами, химреагентами, нефтепродуктами, минерализованными водами. Они включают в себя:

а) планировку и обвалку буровых площадок, емкостей с нефтепродуктами и химреагентами, использование для хранения буровых растворов и шлама разнообразных железобетонных емкостей или земляных амбаров с обязательной гидроизоляцией их стенок и днища;

б) многократное использование бурового раствора, нейтрализация, сброс в поглощающие горизонты или вывоз его шлама в специально отведенные места;

в) рациональное использование и обязательную рекультивацию земель после бурения скважин;

В процессе промышленной разработки нефтяных месторождений должны быть обеспечены сбор и использование нефти и газа, конденсата и соответствующих ценных компонентов и воды в объемах, предусмотренных в утвержденном технологическим проектом документе.

Проект обустройства нефтяного месторождения под промышленную разработку может быть принят к утверждению только в том случае, когда в нем решены вопросы сбора и рационального использования нефтяного газа.

Освоение и эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин должны производиться в соответствующем оборудовании устья скважины, которое должно предотвращать возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.

Эксплуатация нефтяных дефектных и нагнетательных скважин не допускается. В районе дефектных скважин необходимо осуществить постоянный контроль с целью принятия, в случае необходимости, соответствующих мер по охране недр.

Освоение скважин после бурения, подземного и капитального ремонта следует производить при оборудовании устья скважины, герметизирующим устройством, предотвращающим разлив нефти и открытое фонтанирование.

На нефтяных месторождениях содержащих сероводород, при бурении скважин, добыче, сборе, транспортировке нефти и нефтяного газа должны выполняться требования действующей инструкции по безопасности работ при разработке нефтяных и газовых, газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород.

Мероприятия по охране окружающей среды при разработке нефтяных месторождений должны быть направлены на предотвращение загрязнения земли, поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна нефтепродуктами, промысловыми сточными водами, химреагентами, а также на рациональное использование земель и пресных вод. Они включают в себя:

а) обработку ингибиторами коррозии и полную утилизацию промысловой сточной воды в результате ее закачки в продуктивные или поглощаемые пласты;

б) при необходимости, обработку закачиваемой в продуктивные пласты воды антисептиками с целью предотвращения ее заражения сульфатовосстанавливающими бактериями, приводящими к образованию сероводорода нефти и воды;

в) использование герметизированной системы сбора, промыслового транспорта и подготовки продукции скважины;

г) полную утилизацию нефтяного газа, использование замкнутых систем газоснабжения при газлифтной эксплуатации скважин;

д) быструю ликвидацию аварийных разливов нефти, строительство нефтеловушек на реках, в местах ливневых стоков;

е) создание сети контрольных пунктов для наблюдения за составами поверхностных и подземных вод;

ж) исключение при нормальном ведении технологического процесса попадания на землю, в поверхностные и подземные воды ПАВ, кислот, щелочей, полимерных растворов и других химреагентов, используемых для повышения нефтеотдачи так и для других целей;

з) применение антокоррозионных покрытий, ингибиторов для борьбы с солеотложениями и коррозией нефтепромыслового оборудования;

и) организацию регулярного контроля за состоянием скважин и нефтепромыслового оборудования;

В целях выполнения указанных требований нефтегазодобывающим управлениям необходимо осуществлять следующие мероприятия.

Проекты обустройства и разработки нефтяных месторождений должны содержать раздел "Охрана окружающей среды" с указанием мер и средств защиты поверхностных и подземных вод в процессе добычи, подготовки и транспорта нефти от загрязнения нефтепродуктами, химреагентами, попутно добываемые пластовыми водами.

Буровые предприятия после окончания бурения скважин, законченных в осенне-зимний период, до сдачи скважины НГДУ обязаны освободить амбары, расположенные на территории скважин, от нефти, нефтепродуктов и сточных вод.

Буровым предприятиям необходимо принимать дополнительные меры по недопущению загрязнения открытых водоемов, почвы, лесных массивов, сельхозугодий, родников, питьевых источников в результате разлива остаточной нефти, нефтепродуктов, химреагентов, бурового раствора с территории скважин, пробуренных в осенне-зимний период, где еще не была проведена рекультивация земель.

Восстановление земель после окончания бурения скважин, законченных в осенне-зимний период, производится буровиками по графикам, согласованным с НГДУ, в летний период.

В заболоченных и периодически затапливаемых местностях материалы, оборудование, механизмы и емкости для сбора производственных и бытовых отходов, сточных вод, бурового раствора и шлама должны размещаться на платформах и площадках. При этом отметки платформ и площадок должны быть выше максимального уровня подъема паводковых вод для данной местности.

Хранение бурового раствора осуществляется в емкостях, амбарах, исключающих его утечку.

Дозировка химреагентов производится в специально оборудованных местах, исключающих попадания их в водные объекты и почву.

При освоении скважин, а также при испытании, очистке и эксплуатации аппаратов для сбора и транспорта нефти, конденсат, промывочная жидкость и остаточные продукты должны собираться в емкости.

При разливе нефти на поверхности земли с возможным попаданием ее в водоисточники работниками нефтепроводов должны быть приняты срочные меры, обеспечивающие прекращение дальнейшего распространения загрязнения.

Разлившаяся на поверхности водного объекта нефть должна быть убрана техническими средствами и способами, безвредными для обитателей водного объекта и не оказывающими вредного влияния на условия санитарно - бытового водоснабжения Собранная нефть должна быть утилизирована.

На загрязненном участке земли должны быть проведены работы по сбору или нейтрализации загрязнения с последующей рекультивацией земли.

Должны быть обвалованы:

- территория скважин, ГЗУ и ДНС, находиться в водоохранной зоне водоемов рек и родников;

- факельные стоянки, иловые площадки, канализационные амбары;

- места размещения емкостей для хранения ГСМ.

Трубопроводы нефтесборных сетей должны быть защищены от возможных повреждений, которые могут привести к загрязнению вод при переходах через овраги, дороги, реки и т.д.

В местах, где возможно попадание нефти, сточной воды в открытые водоемы, следует иметь нефтеловушки, боковые заграждения, биологические пруды. Боковые заграждения необходимо устанавливать после окончания весеннего паводка. Ежегодно необходимо производить ремонт существующих биологических прудов и временных нефтеулавливающих узлов на реках и местах стока талых и ливневых вод, предотвращающих попадание нефти и нефтепродуктов в реки и открытые водоемы.

Нефтяным промыслам следует осуществлять постоянный контроль за состоянием эксплуатационных колонн и проводить работы по ликвидации нефтегазопроявлений в ранее пробуренных скважинах; внедрить автоматизированные гидроциклонные установки по очистке нефтепромысловых сточных вод; предусмотреть строительство узлов и предварительного сброса сточных вод; В планах на капитальный ремонт скважины должны быть предусмотрены мероприятия, предотвращающие загрязнение почвы и водоемов нефтью, нефтепродуктами, пластовой водой, химическими реагентами и задавочной жидкостью.

Для предотвращения фонтанирования скважин и нефтегазового выброса необходимо перед ремонтом надежно заглушить скважину той жидкостью, которая указана в плане работ.

При проведении сложных работ, связанных с бурением, промывкой скважин, излившуюся воду или раствор необходимо собирать в желобную систему и направить в емкость, исключающую попадание ее на поверхность почвы. При этом запрещается пользоваться открытыми земляными амбарами.

Места размещения емкостей для сброса пластовых вод, задавочной жидкости, химических реагентов и шлама при необходимости должны быть оборудованы герметическими емкостями, исправной запорной арматурой. Наливная эстакада пластовой воды должна иметь монолитную бетонную площадку, территория должна быть обвалована и гидроизолирована. На каждой емкости должны стоять порядковый номер, название предприятия, которому принадлежат пункт сбора и данные ответственного лица за его эксплуатацию.

Список использованной литературы

1. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. Разработка нефтяных месторождений.- М.: 1994.

2. Еронин В.А., Литвинов А.А., Кривоносов И.В., Голиков А.Д. Эксплуатация системы заводнения пластов.- М.: Недра. 1973 - 200 с.

3. Тронов В.П., Тронов А.В. "Очистка вод различных типов для использования в системе ППД".- Казань: Фэн. 2001 - 560 с.

4. Куцын П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности: Учебник для техникумов.- М.: Недра. 1987. - 247 с.

5. Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности. Изд.2.- М.: Недра. 1975. - 253 с.

6. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра. 1978 - 448 с.

7. Муравьев В.М. Справочник мастера по добыче нефти. Изд. 3.- М.: Недра. 1975 - 264 с.

8. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти.- М.: Недра. 1974 - 320 с.

9. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов.- Уфа: ООО "ДизайнПолиграфСервис". 2001 - 544 с.

10. Бобрицкий И.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышленности.- М.: Недра. 1965 - 215 с.