Геологическая характеристика Южно-Сургутского месторождения

Составы АКОР-Б100 характеризуются следующими составами:

- при контакте с водой любой минерализации в ней растворяются, а затем отверждаются. Отвержденные составы нерастворимы в пластовых флюидов.,

- обладают более высокой адгезией и гидрофильной поверхности, чем к гидрофобной,

- гидрофобизируют поверхность породы,

- обладают малой вязкостью и высокой подвижностью в пористой среде,

- при попадании в пористую среду отверждаются по всему объему за более короткое время, чем в стволе скважины,

- обладает регулируемыми плотностью, вязкостью, скоростью отверждения и прочностью тампонажного камня,

- могут храниться и применяться при температуре окружающей среды до -50С.

Технологический процесс предназначен для производства следующих видов работ:

- отключение отдельных обводнившихся пропластков мощностью до 2м;

- ограничения притока подошвенных вод из неоднородных пластов;

- отключения водоносных пропластков, из которых по негерметичному цементному кольцу в фильтр добывающей скважины поступает вода.

4.4.1 Геолого-технические характеристики объекта '' скважина-пласт ''

Для проведения ремонтно-изоляционных работ водоизолирующим составом алкоксисодержащие кремний -органические реагенты (АКОР-Б100):

- обсадная колонна должна быть герметична;

- пластовая температура в пределах 5-150С;

- вскрытая толщина пласта до 40м;

- поровой и трещиновато-поровой терригенный коллектор должен быть с проницаемостью 0,02-1,50;

- отличие пластового давления от гидростатического 0,8-1,5;

- депрессия на пласт в процессе эксплуатации скважины доходит до 10 МПа;

- обводненность добываемой продукции более 50%;

- минерализация пластовой воды - любая;

- нефтенасыщенная толщина вскрытой части пласта, не менее 30%;

- пласт не подвергался гидроразрыву;

- насосно-компрессорные трубы должны быть герметичны;

- башмак НКТ находится на расстоянии, не превосходящем 250м от интервала перфорации.

4.4.2 Технические средства и материалы

Для проведения РИР составом АКОР-Б100 необходимы следующие технические средства:

- блок манифольда 1БМ-700;

- цементировочный агрегат ЦА-320, 3ЦА-400 (см. хар-ку таблицы)

- насосный агрегат 4АН-700 (см. характеристику таблицы);

- автоцистерна ЦП-20, 4ЦР (база- КРАЗ-257), насос 1В трехплунжерный одинарного действия, емкость цистерны - 9м, грузоподъемность - 11т, время заполнения цистерны -9мин. Максимальная производительность - 16,7л\с, максимальное давление - 100МПа.

Для приготовления составов АКОР-Б100 используются смеси этилсиликатов с катализаторами реакции, материалы АКОР-Б100 поставляются в

бочках, спецконтейнерах, автоцистернах или железнодорожных цистернах; применяется для приготовления материала нефть сырая или нефть безводная с содержанием воды менее 0,3%, а также техническая или пластовая вода.

4.4.3 Приготовление тампонажного материала АКОР-Б100

Приготовление тампонажного материала типа АКОР-Б100 осуществляется механическим или гидравлическим перемешивающим устройствами (осреднительная емкость, цементировочный агрегат, агрегат ЦА-320, 3ЦА-400).

При гидравлическом перемешивании забор материала осуществляется снизу, а подача сверху. Принципиальная схема приготовления тампонажного материала АКОР-Б100 показана на рис. 4.4.3.1.

В левый мерник ЦА-320 (по ходу агрегата) набирают материал

АКОР-Б100. При циркуляции материала АКОР-Б100 через насос агрегата в мерник подают 30-40% воды (техническая пластовая), подачу производят с расходом не менее 5л\сек. Растворы NаСl, СаСl, селитры и их смеси для разбавления строго не применяют. Продолжают перемешивать АКОР-Б100 с водой до повышения температуры смеси на 20-30С от начальной (10-30 мин), но не надо путать с разогревом от подачи горячей воды. Разбавляют полученную смесь до нужной концентрации водой (см. таблицу 4.4.3.1.) и осредняют. При нагнетании в скважину отделяют готовый тампонажный материал АКОР-Б100 от раствора, находящегося в скважине водой в объеме 0,5м.куб.

4.4.4 Технология проведения обработок

Технология проведения обработок включает в себя глушение скважины, поднимают подземное оборудование из скважины, производят в скважину спуск НКТ с шаблонированием, опрессовывают НКТ в скважине на герметичность с последующей промывкой забоя скважины, устанавливают башмак НКТ выше перфорационных отверстий на 10-30 м.

Перед проведением РИР определяют приемистость скважины. Если приемистость скважины не соответствует требованиям СТП, производят работы по повышению приемистости и определяют ее повторно. Проводят геофизические исследования скважины. По результатам геофизических исследований проектируют технологический процесс и составляют подробный план на обработку скважины составом АКОР-Б100.

Готовят водоизолирующий состав следующим образом: при прямой

циркуляции последовательно закачивают в НКТ буферную пачку из воды объемом 0,5 куб.м водоизолирующий состав, разделительную пачку из воды объемом 0,5 куб.м. Доставляют состав до башмака НКТ с перепродавкой 50% буферной пачки в затрубное пространство, закрывают затрубную задвижку и задавливают состав в пласт. Если невозможно продавить состав в пласт полностью, то промывают скважину с противодавлением на пласт, равном давлению в конце задавки состава в пласт.

Оставляют скважину на реагирование на 24 часа под давлением, равном давлению в конце продавки.

4.4.5 Возможные осложнения при работе с составом АКОР-Б100

К возможным осложнениям при работе с тампонажным материалом

АКОР-Б100 можно отнести преждевременное отверждение состава АКОР-Б100, которое может произойти, если в технических средствах, в которых состав готовился и хранился, была или попала вода, при использовании некачественного состава АКОР-Б100 (все применяемые материалы АКОР-Б100 должны пройти лабораторный контроль). В первые моменты отверждения (загустевания) состава АКОР-Б100 в емкость, где он находился нужно подать двухкратный объем воды и механически разрушить отвердевший гель. Нагнетательные линии и насос очистить от состава (в первые 2-3 часа после отверждения состав не обладает прочностью)

Отверждение состава АКОР-Б100 также возможно, при:

- несоблюдении технологии приготовления, остановка перемешивания после введения в АКОР-Б100 воды, низкой скорости подачи воды;

- нарушении в АКОР-Б100 исходных составов;

- несоответствии технологических свойств состава пластовым условиям, технологии обработки, приемистости скважины.

4.5 Анализ эффективности применения АКОР - Б100 на

Южно - Сургутском месторождении .

Цель применения АКОР - Б100 ликвидация заколонных перетоков и ограничение водопритоков в добывающих скважинах.

Закачка АКОР - Б100 осуществлялась на Южно - Сургутском месторождении в 1994 - 1997 гг. Результаты оценки технологической эффективности представлены в таблице 4.5.1. Как видно из таблицы, оценка эффективности АКОР-Б100 проведена по 86 скважинам. Скважина 5549 была обработана дважды в 1995 и в 1996 гг., остальные - по одному разу.

Характерной особенностью реализации технологии АКОР - Б100 является то, что сразу после обработки в 60 % случаев дебит скважин по жидкости снижается в 3 - 7 раз и начинает возрастать лишь через 2 - 3 месяца, зачастую не достигая того уровня, что был до закачки АКОР - Б100. Так, например, по скважине 924 (пласт БС10) дебит после АКОР - Б100 упал со 126 до 16 т\сут, через 3 месяца он увеличился до 58 т \ сут., а ещё через полгода до 88 т\сут. Из 86 скважин 34 пробурены на 2 пласта - БС101 и БС102, в 1994 - 1997 гг. отбор нефти и воды осуществлялся одновременно из обоих пластов по 28 скважинам. По пласту БС101 проанализировано 60 скважин, обработанных АКОР - Б100, а по пласту БС102 - 54. На рис.4.5.1-4.5.1.0. приведены динамики показателей работы наиболее характерных скважин. Результаты оценки эффективности применения АКОР - Б100 следующие.

Пласт БС101.

Дополнительная добыча нефти за счет увеличения нефтеотдачи

пласта составила 3,96тыс.т., за счет интенсификации разработки - минус 7,51 тыс.т., что соответствует удельной эффективности 66 и - 125,2 т\скв. Потери в добыче жидкости от применения АКОР-Б100 составили 8,85 тыс.т. или 147,5 т\скв.

Успешность влияния АКОР-Б100 на нефтеотдачу составила по пласту 35%, на интенсификацию разработки - 23,3%.

Пласт БС102

Дополнительная добыча нефти за счет увеличения нефтеотдачи пласта составила 31,455 тыс.т., за счет интенсификации разработки - минус

3,55 тыс.т., что соответствует удельной эффективности 572,5 и -65,7 т\скв. Потери в добыче жидкости после АКОР-Б100 составили 122,95 тыс.т. или - 2277 т\скв. Успешность положительного влияния АКОР-Б100 нефтеотдачу составила 43,9%, на интенсификацию разработки - 28%.

В целом по месторождению за счет АКОР-Б100 получено 35,415тыс.т.

дополнительной нефти от повышения нефтеотдачи ( 411,8 т\скв. операций) и потеряно 11,06 тыс.т. нефти из-за снижения темпов отбора жидкости (-128,6 т\скв. операций). Снижение отборов жидкости составило 131,8тыс.т. (- 1532,6 т\скв. операций).

Более эффективно применение АКОР-Б100 проявило себя на пласте

БС102. Обрабатываемые скважины можно классифицировать на следующие группы:

малодебитные (дебит по жидкости < 10 т/сут),

среднедебитные (дебит 10-50 т\сут.),

высокодебитные (обводнённость > 95%),

средне-обводнённые ( < 95% )

В таблице 4.5.2. приведены результаты анализа эффективности

АКОР-Б100 по группам скважин. Как видно из таблицы, наблюдается зависимость эффективности АКОР-Б100 от характеристики скважин, причём эта зависимость носит одинаковый характер по пластам БС101 и БС102. Основным параметром, от которого зависит эффективность АКОР-Б100, является дебит скважины, наибольший эффект получен при дебитах 10-50 т\сут (991,8 т\скв. по пласту БС101 и 465 т\скв по пласту БС102). При дебитах <10 т\сут. эффективность АКОР-Б100 либо незначительна (пласт БС101 ) либо близка к 0 (пласт БС102), а при дебитах >50 т\сут отрицательна (пласт БС103 ). При реализации АКОР-Б100 на высокодебитных скважинах АКОР-Б100 приводит к потерям в добыче жидкости (-12000 т\скв на пласте БС101 и - 7500 т\скв на пласте БС102), а на скважинах с дебитами менее 50 т\сут, наоборот, и приросту добычи жидкости в объёмах от 2000 до 4000 т\скв.

Различие в уровне эффективности АКОР-Б100 между пластами БС10 и БС10 связано прежде всего с различием в проницаемости коллекторов по пласту БС10 она составляет 0,24-039 мкм, а по пласту БС10 - 0,12 мкм. В высокопроницаемых пластах (>0,2мкм) не производит качественной изоляции высокопроницаемых водопромытых пропластков полимерным составом. Он достаточно свободно фильтруется по водопромытым высокопроницаемым пропласткам, и кроме того, отключает менее проницаемые (0,050-0,2 мкм) нефтенасыщенные интервалы пласта, приводит к потерям в добыче нефти и жидкости. В пластах средней (0,05-0,15 мкм) проницаемости происходит изоляция водопромытых пропластков.

Технология закачки АКОР-Б100 в добывающие скважины Южно-Сургутского месторождения зарекомендовала себя как эффективный способ ограничения водопритока, увеличения темпов добычи нефти и нефтеотдачи пласта. Эффективность технологии

АКОР-Б100 зависит прежде всего от величины проницаемости и проницаемостной неоднородности коллектора в призабойной зоне скважины. Наиболее эффективным оказалось ее применения на скважинах пласта БС10 с дебитами от 10 до 50 т\сут.

Количество этих скважин составило 26,7% общего количества скважин, обработанных АКОР-Б100. Эти скважины дали 93% всей дополнительной добычи нефти, полученной на месторождении за счет АКОР-Б100. Остальные обработки в сумме дали нулевую добычу дополнительной нефти. В среднем одна обработка АКОР-Б100 дала 284т. дополнительной нефти и 1532,5т. потерянной добычи жидкости, что в сумме по месторождению за 2 года составило 24,355 тыс.т. и 131,8 тыс.т. дополнительно соответственно. В дальнейшем рекомендуется реализацию АКОР-Б100 проводить на следующих скважинах :

1. Дебиты 10 - 50 т\сут;

2. Обводненность > 75%.

Эффективность технологии может быть увеличена за счет комбинирования с технологиями по интенсификации притока (СКО, ПАВ, ИХН и другие).

Объем закачки АКОР-Б100 должен определяться для скважин с учетом их геолого-физических характеристик.

4.6 Рекомендуемая новая технология при РИР

На ряду с традиционными методами по изоляции пластов и ремонтным работам, связанным с изоляцией скважин с 1996 года на Южно-Сургутском месторождении была применена новая технология по отключению обводнившихся пропластков с использованием углеводородного раствора синтетического каучука со сшивателем ("Нефрас в каучуке"). Эта технология была разработана Казанским НПО "Союзнефтепромхим" и внедрена впервые на Южно-Сургутском месторождении. Результаты проведённых работ отражены в таблице 4.6.1.

Технология отключения обводнившихся пропластков с использованием углеводородного раствора синтетического каучука со сшивателем предназначена для отключения обводнившегося пропластка БС10 Южно- -Сургутского месторождения. В качестве изолирующего состава использован состав СНПХ - 8600, представляющий собой углеводородный раствор изопренового каучука со сшивателем.

При закачке в пласт углеводородного раствора синтетического

изопренового каучука в присутствии сшивателя под воздействием пластовой температуры образуется сшитая резиноподобная структура, снижающая проводимость пористой среды. В качестве сшивателя используется серосодержащая система, состоящая из серы, смеси цинка, диэтилкарбоната натрия. Варьируя содержанием компонентов сшивателя, концентрацией каучука и типом растворителя достигается время начала вулканизации, достаточное для проведения закачки исходного реагента.

Необходимые реагенты и спецтехника для реализации технологии:

1. Углеводородный раствор синтетического каучука (состав СНПХ-8600).

2. Компоненты сшивателя:

сера техническая;

окись цинка;

диэтилдитиокарбонат натрия.

3. Цементировочные агрегаты типа ЦА-320А или цементировочные гидроразрывные агрегаты АСГ-700, АС-400 -импортные.

4. Автоцистерны АЦ-11-257, АЦ-10, АЦН-8с-5337, АЦН-12с-250, оборудованные под перевозку легковоспламеняющейся жидкости.

5. Подъемник нефтепромысловый, применяемый на предприятии.

Требования к выбору объектов:

1. Пластовая температура в интервале изоляции должна быть не менее 65С.

2. Эксплуатационная колонна должна быть герметичной.

3. В скважине не должно быть заколонных перетоков в нижележащие пласты.

4. Приемистость изолируемого интервала должна быть не менее 200 м\сут.

В случае меньших значений известными методами ОПЗ добиться

необходимой приемистости.

Приготовление рабочего раствора.

Рабочий раствор готовится на скважине только после определения приемистости и готовится из расчета 1,5-2 м на 1м перфорированной толщины изолируемого пропластка.

Для проведения работ с реагентом '' нефрас в каучуке '' нужно определить дебит и обводненность продукции скважины. После этого поднимают подземное оборудование, промывают скважину с доспуском пера до забоя, определяют техническое состояние колонны. С целью определения пласта обводнителя, а также технического состояния заколонных перетоков проводят ГИС (СК, ЛМ, Т, РГД, ДГД, СТД). Отсекают нижележащий пласт (любыми известными способами- взрывной пакер, засыпка забоя песком, цементный мост). Если по результатам ГИС принимает только отключаемый интервал, то при отсутствии перетоков, возможна закачка реагента без отсечения нижележащего пласта. Определяют приемистость изолируемого интервала (при необходимости методами ОПЗ добиваются приемистости не менее 200 м\сут). Воронку устанавливают на 10-15 м выше изолируемого интервала.

Закачку реагента производят по следующей схеме:

- реагент закачивают при открытой затрубной задвижки до нижнего конца НКТ;

- закрыть затрубную задвижку;

- закачивают реагент в пласт на максимальной скорости при давлении, не превышающем 15,0-16,0 МПа;

- продавливают реагент в пласт соленой водой (плотность 1180 кг\м ) в объеме, превышающем объем НКТ на 2-3 м;

- закрывают скважину на реагирования на 4-6 часов. После этого повторяют операцию сначала и закачивают оставшийся объем реагента;

- закрывают скважину на реагирование на 48 часов.

После этого спускают пусковые муфты, определяют профиль притока, спускают подземное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию.

Мероприятия по предупреждению осложнений при закачке СНПХ-8600. Перед началом работы обслуживающий персонал должен пройти инструктаж по ознакомлению с основными свойствами и правилами безопасной работы с данными химическими продуктами. Запорная арматура и нагнетательные линии должны быть герметичны и исключать попадание химреагентов на землю. Жидкости, извлеченные из скважины в процессе подготовки, должны быть утилизированы. Компоненты сшивателя (серу, диэтилдитиокарбонат натрия и окись цинка) доставляют только после определения наличия необходимой приемистости и после доставки на скважину продавочной жидкости в полном объеме.

В комплекс оборудования для закачки реагентов должен входить 1 резервный насосный агрегат типа ЦА-320, АСГ-700, АС-400, УН-1-160 700А (4АН-700). В случае неисправности закачивающего насосного агрегата немедленно переключаться на закачку резервным агрегатом.

4.7 Выводы и рекомендации

Основными причинами обводнения скважин на Южно-Сургутском месторождении являются:

нарушение герметичности эксплуатационных колонн;

выработка запасов;

зональная и слоистая неоднородность коллекторов;

высокие давления нагнетания и большие объемы закачки воды.

Кроме этого к факторам, способствующим быстрому обводнению месторождения, можно отнести 2 группы:

а) геологические: большая доля водонефтяных залежей (более 40%);

низкая начальное нефтенасыщенность (0,53-0,55) по пластам БС10 Южно-Сургутского месторождения; доля балансовых запасов с низкой начальной нефтенасыщенностью составляет более 50%; на юге и юго-востоке запасы пласта БС10 контактируют с большими объектами воды;

б) технологические: (касаются горизонта БС10): быстрый перевод добывающих скважин под закачку в поперечных разрезающих рядах; организация блочно-замкнутого заводнения на ранней стадии разработки месторождения;

неширокие первые полосы - 600м от основных рядов и 400м от дополнительных;

совместная разработка чисто нефтяного объекта БС10 с водонефтяным БС10.

К факторам замедляющим темп роста обводнения, можно отнести перевод в 1992 году пластов БС10 и БС10 в разработку как отдельных объектов и ввод после этого большого числа раздельных добывающих скважин.

В данной части дипломного проекта сделан анализ метода ограничения водопритоков. Указано, что на Южно-Сургутском месторождении основным методом борьбы с обводнением скважин через наиболее проницаемые пропластки и участки пластов является селективная изоляция с применением водоизолирующих составов АКОР-Б100. В работе рассмотрена работа скважин после их обработки составом АКОР-Б100.

Характерной особенностью реализации технологии АКОР-Б100 является то, что сразу после обработки в 60% случаев дебит скважин по жидкости снижается в 3-7 раз и начинает возрастать лишь через 2-3 месяца. Наибольшая продолжительность эффекта отмечена в скважинах, где изолировались пропластки мощностью до 2метров. В более мощных пластах происходит огибание водоизоляционного экрана водой. Эффективность технологии АКОР зависит, прежде всего от величины проницаемости и проницаемостной неоднородности коллектора в призабойную зону скважин.

6. Безопасность и экологичность проекта

6.1 Меры безопасности при работе с селективным тампонажным материалом АКОР-Б-100

Для проведения ремонтно-изоляционных работ по ограничению водопритоков в скважинах необходимо выполнение ряда требований безопасности условий труда.

К работе, связанной с приготовлением и закачкой состава

АКОР-Б-100, допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинскую комиссию, инструктаж и проверку знаний и получившие допуск к самостоятельной работе. Работники, принимающие участие в приготовлении и закачке реагента, должны быть ознакомлены с технологическими процессами, применяемыми при этом оборудованием, инструментом, механизмами и безопасной их эксплуатацией.

Каждый работник, приступающий к выполнению работ по обработке скважин составом АКОР-Б-100, должен быть предварительно проинструктирован в соответствии с существующим положением.

Члены бригад обязаны хорошо знать:

- принципы действия наземного оборудования и контрольно-измерительных приборов, применяемых при обработке;

- физико-химические свойства исходных и полученного реагента, используемых при обработке скважины;

- опасные моменты и вредности, которые могут возникнуть при работах с составом АКОР-Б-100 и меры предосторожности для предотвращения несчастных случаев.

Все члены бригады должны уметь оказывать первую помощь при несчастных случаях, пользуясь медикаментами и перевязочными средствами из аптечки, имеющейся на рабочем месте.

В связи с технологией процесса обработки скважин применяются едкие реагенты и реактивы (соляная кислота, кремнийорганический эфир, хлорное железо) и используется оборудование, находящееся под давлением, следовательно, возможны разрывы коммуникаций установки, химические ожоги, отравления и некоторые другие опасности.

При обработке могут быть пропуски в соединениях трубопроводов, заливочной головке и разрывы отдельных узлов установки. Применяемые исходные материалы токсичны и оказывают раздражающее действие на кожу и слизистые оболочки. Пары соляной кислоты вредно влияют на организм человека. Попадая в легкие при дыхании, пары кислоты раздражают дыхательные пути и могут вызвать отравление. Особенно опасна крепкая концентрированная кислота. По степени токсичности - относится к 3 классу опасности. Кремнийорганический эфир оказывает токсическое действие на слизистые оболочки глаз, затрудняют дыхание. При кратковременном воздействии на кожу человека раздражающее действие незначительное. Относится к 4 классу опасности - вещества малоопасные.

Кристаллогидрат хлорного железа при нормальных условиях при попадании на кожу или слизистые оболочки действуют прижигающе. Пораженное место необходимо промыть водой или 3% водным раствором питьевой соды.

6.1.1 Требования безопасности при подготовке оборудования и механизмов к обработке скважины составом АКОР-Б-100

Необходимо содержать в надлежащем порядке оборудования и механизмы, применяемые при обработке скважин, уход за ними со стороны

водителей и машинистов агрегатов имеет важное значение для безопасного и безаварийного ведения работ.

Перед выездом на скважину следует предварительно проверить исправность отдельных узлов агрегатов и другого оборудования, а именно:

- узлов насосов;

- ограждение движущихся частей агрегатов;

- предохранительных клапанов;

- исправных манометров на насосах;

- трубопровод высокого и низкого давления;

- гибких шлангов;

- мерников для разведения и смешивания реагентов и др.

6.1.2 Требования безопасности при погрузке, выгрузке, транспортировки и переноске химических реагентов

Химические реагенты нужно хранить в герметически закрытых емкостях с соответствующей изоляцией и в специальных складских помещениях. На открытых площадках они должны находиться под навесом. Перевозить кремнийорганические эфиры нужно в сухих емкостях, исключающих попадание воды. Степень заполнения емкости 0,85. Автомобили при перевозке кремнийорганических эфиров должны быть обеспечены средствами пожаротушения (2 огнетушителя ОУ-8, кошма и другие средства на машину). Хлорное железо транспортируется в таре завода - изготовителя, в полиэтиленовых мешках, помещенных в деревянные цилиндрические емкости, весом 28кг. Перевозить ингибрированную соляную кислоту можно в обычных металлических емкостях. Люки и отверстия на емкостях должны иметь крышки с кислотно-упорными прокладками, а вентили должны быть кислотно-устойчивыми. Резиновые шланги для опорожнения цистерны или мерника в расходную емкость и места соединения должны быть исправными и не иметь течи.

Прежде чем приступить к приготовлению рабочего реагента, необходимо надеть предохранительные очки, рукавицы НМС, резиновые сапоги и спецодежду, чтобы защитить глаза и руки от брызг состава.

Размещение рабочих, занятых приготовлением реагента и находящихся в этой зоне, должно происходить с наветренной стороны. В случае отсутствия ветра необходимо пользоваться респиратором.

6.1.3 Требования безопасности при подготовке скважин, подлежащих обработке составом типа АКОР-Б-100

До начала работы все рабочие должны быть ознакомлены:

- с характером предстоящих работ и технологией процесса;

- со схемой размещения оборудования и механизмов, предназначенных для данного вида работ;

- с расположением коммуникаций трубопроводов, манифольдов по закачке реагента в скважину.

В целях безопасности при обработке скважин составом АКОР-Б-100

необходима тщательная подготовка всех объектов. Подъезд агрегатов к скважине должен быть свободным. Рабочее место у устья скважины нужно содержать в чистоте и порядке, пол рабочей площадки должен иметь сплошной настил и не быть загроможденным посторонними предметами (трубами, оборудованием и др.), не имеющими непосредственного отношения и ведению процесса. Следует тщательно проверять исправность соединений у устья скважины.

На скважине необходимо иметь противопожарный инвентарь, чистую воду или 3 % раствор питьевой соды, для смывания химических компонентов в случае попадания их на кожные покровы или глаза.

При проведении обработок запрещается присутствие посторонних лиц на территории скважин.

6.1.4 Требования безопасности при установке

оборудования у устья обрабатываемой скважины.

Для правильного размещения оборудования и агрегатов необходимых при обработке скважин, следует в первую очередь расчистить территорию вокруг скважины. Для удобного обслуживания и безопасности работ при размещении агрегатов и другого наземного оборудования надо учесть необходимость удобных подходов к ним и свободных проходов между ними.

Агрегаты нужно устанавливать на расстоянии не ближе 10 м от устья скважины, с наветренной стороны при этом кабины агрегатов должны быть обращены в противоположную от устья скважины сторону. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1,5 м.

Нельзя прокладывать трубопроводы вблизи кабельных линий, работающих механизмов, ограждении кривошипно - шатунных механизмов работающих станков - качалок и др. Устанавливать агрегаты под линиями электропередачи строго запрещается.

6.1.5 Требования безопасности при приготовлении состава

АКОР-Б100

Осреднительная ёмкость для приготовления водного раствора хлорного железа должна находиться на ровной площадке, позволяющей свободно подавать воду (пар), подносить кристаллогидрат хлорного железа и готовить раствор. Подача разведённого катализатора в мерник агрегата осуществляется с помощью автономного насоса.

Рабочие, участвующие в приготовлении должны находиться с наветренной стороны мерника, работать с применением средств индивидуальной защиты.

При приготовлении и работе составом АКОР-Б100 курить и разводить открытый огонь строго запрещается.

Вблизи места приготовления и закачки состава АКОР-Б100 должна находиться ёмкость с чистой водой для смывания реагента при попадании

на тело или одежду рабочего.

6.1.6 Меры безопасности при обработке скважин

Обработку скважин должна проводить бригада, обученная этому

процессу, под руководством ответственного лица из числа ИТР. Перед опрессовкой коммуникации следует тщательно проверить надёжность крепления всех узлов трубопровода и других соединений агрегатов со скважиной, докрепив слабые узлы, не допуская провисаний, во избежание резких колебаний во всей коммуникации установки. Вся коммуникация, связанная с закачкой жидкости в пласт, должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление, которое выше допустимого для данной эксплуатационной колонны.

Соединение насоса заливочного агрегата со скважиной должно быть жестким и выполнено из труб высокого давления.

Во избежание несчастных случаев, весь обслуживающий персонал как перед опрессовкой трубопроводов (от агрегата до устья скважины), так и перед началом работ по закачке, должен быть удалён от всех коммуникаций, находящейся под давлением, в безопасное место. Лишь после этого и только по команде руководителя работ можно приступить к опрессовке трубопроводов и начать работы по обработке скважины и закачки в пласт.

При определении дозировки и химических реагентов, замере количества прокачиваемого состава необходимо работать в индивидуальных средствах защиты.

При закачке реагента запрещается без остановки этого процесса выполнить какие-либо работы, связанные с ремонтом коммуникаций и агрегатов (подтягивание или крепление соединений и сальников для устранения течи и пропусков жидкостей или другие ремонтные работы). Если необходимо исправить отдельные узлы установки, закачку раствора следует приостановить (давление должно быть доведено до нуля), а линию промыть водой.

Работа насоса заливочного агрегата без манометра или при неисправном манометре запрещается.

Запрещается производить закачку состава АКОР-Б100 при силе ветра 12 м\сек., при тумане и в темное время суток.

6.1.7 Требования безопасности при выполнении заключительных работ

После окончания работ по закачке состава АКОР-Б100 в пласт оборудование и коммуникации должны быть тщательно промыты водой. После стравливания давления нагнетательные и приемные линии разбираются и укладываются на агрегат.

Захоронение остатков исходных химпродуктов и их смесей с другими реагентами осуществляется в специально отведенных местах: амбаре на кусте скважин, специально вырытой яме. Запрещается закачка состава АКОР-Б100 в нефтесборный коллектор, слив в водоемы, реки, почву.

6.1.8 Меры противопожарной безопасности при обработке скважин составом типа АКОР-Б100

До начала работ необходимо проверить комплектность противопожарного инвентаря в бригаде и на автомашинах согласно перечня.

Категорически запрещено пользование открытым огнем и курение в зоне нахождения реагентов. Курить разрешается в специально отведенном месте.

Вскрытие емкостей с кремнийорганическим эфиром проводить инструментом, не дающим искр.

Для осмотра цистерн и других емкостей, где транспортировался или находился кремнийорганический эфир или его растворы, разрешается пользоваться только взрывобезопасными электролампами напряжением до 12в или специальными взрывобезопасными аккумуляторными фонарями.

Средствами пожаротушения кремнийорганических эфиров является тонкораспыленная вода, углекислотная и химическая пена, песок. При возникновении пожара немедленно надо сообщить через диспетчера в пожарную охрану и до ее прибытия приступить к тушению, используя для этого первичные средства пожаротушения.

Соблюдение и выполнение перечисленных требований помогут избежать аварии, пожара, травматизма и профессиональных заболеваний при

работе с АКОР-Б100.

6.2 Экологичность проекта

В процессе своей хозяйственной деятельности человек оказывает влияние на состояние водных ресурсов, почвы, атмосферного воздуха, возобновляемых и не возобновляемых природных ресурсов. В результате антропогенного воздействия на природную среду в ней могут произойти необратимые изменения.

Создание и внедрение на нефтяных месторождениях экологически чистых и малоотходных технологий добычи, сбора и подготовки нефти является важнейшей отраслевой проблемой. Успешное решение данной проблемы немыслимо без ориентации на научно обоснованные прогрессивные экологические нормативы, опережающие разработку соответствующих технических решений, и повышение материальной заинтересованности и юридической ответственности предприятий п\о "Юганскнефтегаз" за реализацию природоохранных мероприятий ещё в большей степени относится к объектам сбора, подготовки нефти и воды.

До последнего времени считалось нецелесообразным в ежегодных отчётных данных НГДУ отражать количество нефтесодержащих отходов (нефтешламов), образующихся при подготовке нефти и воды и хранящихся в открытых илонакопителях или нефтеловушках. Появление же труднообрабатываемых эмульсионных нефтей на установках подготовки нефти (УПН) в основном объясняли субъективными причинами (нарушением технологического режима). Обработку таких нефтей пытались провести путём подбора определённого типа или композиций деэмульгаторов, способов их применения, увеличением удельного расхода реагентов, повышением температуры, времени отстаивания и др. В результате до сих пор при проектировании объектов подготовки нефти не учитываются реальные (объективные) причины появления стойких промежуточных эмульсионных слоёв в аппаратах подготовки нефти и воды и, как следствие, на УПН не предусматриваются необходимые мощности по автономной их обработке и утилизации.

В связи с этим на многих центральных нефтесборных пунктах вынуждены отводить значительные площади под сооружения для сбора и частичного разделения промежуточных эмульсионных слоёв на нефть и воду, концентрирования и накопления образующихся осадков (нефтешламов) в иловых картах (шламонакопителях).

В настоящее время отечественная нефтяная промышленность не располагает экологически чистой технологией и техникой по переработке нефтешламов и утилизации образующихся остатков. Работы в данном направлении ведутся в некоторых отраслевых институтах, как правило небольшими силами. Они пока не вышли из стадии опытно-промышленных испытаний и в ближайшее время вряд ли получат широкое распространение на промыслах. Отсюда вполне закономерно стремление производственных объединений для ускорения решения назревших вопросов, связанных с переработкой и утилизацией нефтесодержащих отходов, привлечь имеющийся опыт и технические возможности ведущих зарубежных фирм.

Очевидно, что в данном случае без предварительных сведений о количестве накопленного нефтешлама, выявления основных источников его формирования, прогнозной оценки ежегодного прироста нефтешлама на конкретном объекте нефтегазодобычи преждевременно решать остальные задачи.

При сложившейся системе подготовки нефти и воды с периодическим сбросом вместе с ними промежуточных слоёв в резервуары или нефтеловушки с последующей откачкой отстоявшейся нефти и воды на повторную обработку непосредственно показатель загрязнения механическими примесями уловленной нефти с установкой очистки сточных вод и трудноразрушаемые промежуточные слои определить невозможно. Нельзя установить этот показатель и в процессе откачки труднообрабатываемых остатков из промежуточной ёмкости (резервуара или нефтеловушки) в шламонакопитель, поскольку вместе с нефтешламом будет перекачиваться и значительная масса свободной воды.

Из известных методов автономной обработки стойких промежуточных слоёв (ловушечных нефтей) на практике наибольшее распространение получил термохимический метод. Он связан с предварительным (перед отстаиванием) интенсивным диспергированием ловушечных нефтей с избытком водной фазы при повышенных расходах деэмульгатора (или специально подобранных композиций реагентов), температура, добавлении специальных растворителей и т.п. Внедрение данной технологии позволяет сократить количество новообразуемого нефтешлама на ЦПС, но не может полностью исключить его появление.

При внедрении соответствующих организационно-технических мероприятий, связанных с повышением надёжности применяемого оборудования, общей технологической дисциплины производства источник накопления всевозможных нефтяных загрязнений может быть сокращён до минимума.

6.2.1 Промысловые сточные воды при эксплуатации скважин

Увеличение добычи нефти и газа, широкое применение при этом разнообразных химических реагентов повышают вероятность и степень воздействия первичных и вторичных антропогенных факторов на природные комплексы. Нефть, углеводороды нефти, нефтяной и буровой шлам, сточные воды, содержащие различные химические соединения, могут загрязнять природную среду в процессе нефтедобычи (при бурении, добычи, подготовке и транспорте нефти).

Сточные воды имеют разнообразный химический состав. Исследования показали, что физико-химические свойства буровых сточных вод зависит от состава разбуриваемых пород, химических реагентов, применяемых для обработки раствора и т.д. Сточные воды нефтепромыслов образуются в процессе подготовки нефти на установках обезвоживания, обессоливания и стабилизации. Основными загрязнителями в них являются взвешенные частицы, нефть, соли и растворенные газы (азот, сероводород, двуокись углерода и т.д.).

Сточные воды как наиболее существенный загрязнитель на нефтепромыслах, перекачивающих станциях и наливных пунктах, подразделяются на пластовые, подтоварные, промывочные воды резервуаров, атмосферные, производственные сточные, балластные и промывочные воды на нефтеналивных судов, хозяйственные стоки и осадки, образующиеся в резервуарах и очистных сооружениях.

В состав пластовых входят воды, образующие при бурении, опробовании и испытании скважин, добываемые совместно с нефтью, отделяемые от нее на центральных пунктах сбора и подготовки нефти, где сбрасывается основной объем пластовых вод из емкостей термохимических установок, электрообессоливающих установок и установок комплексной подготовки нефти. В общем объеме сточных вод пластовые воды составляют 82-84%. По мере увеличения срока эксплуатации нефтяного месторождения объем пластовых вод непрерывно растет.

Предприятия нефтяной промышленности осуществляют комплекс мероприятий по охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов. Одним из основных забот нефтяников является охрана водных объектов от загрязнения. Законом запрещается сброс в водные объекты производственных, бытовых и других отходов и отбросов.

Сброс сточных вод допускается лишь в случаях, если он не приведет к увеличению содержания в водном объекте загрязняющих веществ сверх допустимых норм при условии очистки водопользователем сточных вод до пределов, установленных органами регулирования, использования и охраны вод.

Учреждения водного контроля выявляют источники загрязнения поверхностных и подземных вод и разрабатывают меры по устранению их вредного влияния на водоемы и водотоки; участвуют в обосновании размещения различных объектов при условии обеспечения охраны природных вод; организуют исследования по очистке промышленных и бытовых стоков, изменению количества и степени загрязнения сточных вод в зависимости от совершенствования технологических процессов; разрабатывают и проводят организационные мероприятия по охране вод; контролируют проектирование и строительстве очистных сооружений.

В настоящее время назрела необходимость введения единых нормативов расходования вод для промышленных целей и оплаты за воду. Для всех предприятий нефтяной и газовой промышленности разработаны нормы водопотребления на основные технологические процессы, комплекс мер по водообеспечению и более эффективному использованию природных и возвратных вод, охране водоемов от загрязнений. Внедрение научно обоснованных норм позволило ежегодно экономить до 1млрд. м пресных вод.

Подсчёты показывают, что 200 тыс.т. нефти достаточно, чтобы превратить Балтийское море в биологическую пустыню. В Мировой океан ежегодно попадает от 5 до 10 млн.т. нефти. К 2000 году, если не будут приняты эффективные меры защиты, эта цифра может достичь 60 млн.т. Загрязнение водоемов нефтью уже в 20веке может достичь, как видно, катастрофических размеров.

6.2.2 Способы и методы утилизации сточных вод

В настоящее время известны механические, физико-химические, химические и биологические методы очистки сточных вод. Выбор метода или методов обуславливается характером и степенью загрязнения сточных вод, санитарно-гигиеническими, технологическими и экономическими требованиями, которые определяются при решении вопроса о дальнейшим использовании сточных вод в системах оборотного водоснабжения технологических процессов, либо при выборе способа ликвидации сточных вод.

Механические методы очистки сточных вод для отделения загрязнителей используют гравитационные и центробежные силы.

При процеживании сточных вод через решётки и сетки задерживаются крупные предметы и частицы с размерами соответственно 15-20 и 0,5 - 0,8 мм. Решётки бывают вертикальными и наклонными, неподвижными и механизированными. Для дробления крупных загрязнителей применяют специальные дробилки, совмещённые с решётками (типа РД - 200). Более мелкие загрязнители улавливают процеживание сточных вод через сетки (сита). Площадь сечения ячеек сетки обычно не превышает 0,5 * 0,8 мм.

Для улучшения очистки и удаления с сетки мелких загрязнителей, последней придаётся вращательное или возвратно-поступательное движение. На таком принципе работают вибросита (СВ-2 . СМ 2Б), широко используемые для грубой очистки промывочных жидкостей от выбуренной породы.

Отстаиванием выделяются минеральные и органические частицы, плотность которых больше или меньше плотности воды.

Предварительная очистка сточных вод от минеральных примесей организуется до поступления их на очистные сооружения.

Физико-химическая очистка сточных вод находит всё более широкое применение в качестве самостоятельного метода и в сочетании с другими видами очистки. Обусловлено это всё возрастающим использованием на нефтегазовых предприятиях оборотных систем водоснабжения,требующих глубокой очистки и кондиционирования сточных вод с жёсткими санитарно-гигиеническими ограничениями состава сточных вод при сбросе их в водоёмы, а также стремлением и максимальному извлечению из стоков полезных продуктов и веществ с целью их повторного использования. Известные физико-химические методы позволяют интенсифицировать отделение взвешенных или суспенсированных минеральных и органических загрязнителей (методы флотации, коагуляции), извлекать из стоков необходимые компоненты (экстрация, сорбция, электродиализ, гиперфильтрация эвапорация и др.), увеличивать концентрацию веществ для последующего их отделения выпариванием или кристаллизацией.

В практике очистки сточных вод в нефтяной и газовой промышленности наиболее широко используются методы коагуляции, флотации, экстракции и некоторые другие.

К химическим методам относятся такие, при которых в сточные воды вводятся специальные реагенты, вступающие с загрязнителями в химические реакции и обезвреживающие их или создающие условия для их удаления. В нефтяной и газовой промышленности используются озонирование, хлорирование и умягчение снижение жесткости воды. Планируется широкое внедрение опреснительных установок, в которых предполагается использовать большой комплекс химических методов очистки.

Для удаления из сточных вод растворённых в них органических веществ часто применяют биологическое окисление в природных или искусственно созданных условиях. В первом случае используются почвы, проточные и замкнутые водоемы, во втором - специально построенные для очистки сооружения (биофильтры, аэротенки и другие окислители различных конструкций). Для извлечения из воды тонкодисперсных растворённых органических веществ используются различные микроорганизмы, способные ''поедать'' содержащиеся в сточных водах органические вещества.

В настоящее время основными направлениями утилизации сточных вод являются: повторное использование их в бурении и заводнении продуктивных пластов после соответствующей подготовки; закачка в поглощающие горизонты; сброс в земляные амбары, на поля испарения и открытые водоемы и водотоки. Подготовка сточных вод для закачки их в продуктивные и поглощающие горизонты сводится к удалению из них механических примесей и нефти, а также и снижению коррозионной активности. Качество подготовляемой пластовой воды зависит от местных условий и коллекторских свойств пласта, поэтому содержание в закачиваемой сточной воде нефтепродуктов и механических примесей для различных нефтяных месторождений колеблется в широких пределах. Обработка сточных вод производится на очистных сооружениях: нефтеловушках, прудах, отстойниках, фильтрах, гидроциклонных и флотационных установках.

6.2.3 Мероприятия по снижению загрязнения поверхностных и подземных вод

Человеческая деятельность преобразует природу значительно быстрее, чем происходит эволюционное восстановление её и конкретных экологических объектов, на которые она воздействует (темпы потребления нефти и газа, например, несопоставимы со скоростью их образования). Этот вывод особенно характерен для недр, загрязнение которых - масштабный, во многих случаях необратимый процесс.

В период научно-технической революции недра нельзя рассматривать только как источник полезных ископаемых, необходимых для жизни и деятельности человека. Загрязнение недр и их нерациональное использование немедленно отрицательно отражается на всей геологической среде, состоянии и качестве поверхностных и подземных вод, атмосферы, почвы, леса, режиме рек и водоёмов, растительности и условиях обитания многих биологических видов. Загрязнение окружающей среды нефтью происходит в основном при утечке или повреждении нефтепроводов. В результате фонтанирования нефти- выброса из добывающих скважин или скважин, находящихся в состоянии бурения, загрязняются сотни гектаров почв.

В процессе проводки скважин предусматривается и реализуется комплекс мер по предотвращению выбросов, открытого фонтанирования, грифонообразования, обвалов стенок скважин, поглощений промывочной жидкости и других осложнений. Для этого нефтяные, газовые и водоносные интервалы в скважинах изолируется друг от друга, обеспечивается герметичность колонн, крепления ствола скважины кондуктором, промежуточными эксплуатационными колоннами с высоким качеством их цементирования.

Большое количество мероприятий следует осуществлять для охраны недр в процессе разработки месторождений. В основном эти меры сводятся к выбору рациональной системы разработки нефтяных, газовых или газоконденсатных месторождений, и контролю и регулированию разработки месторождений, внедрению эффективных методов повышения нефте-газо-конденсатоотдачи.

Выбор конкретного способа ликвидации загрязнения или их комбинации на начальной стадии работ подчинён основным целям - локализации нефтяного загрязнения, недопущения его распространения.

6.2.4 Расчёт и плата за сбросы загрязняющих веществ в окружающую среду и размещения отходов

Источником выделения и выброса вредных веществ в атмосферу являются объекты технического обеспечения бригад КРС необходимым оборудованием, инструментом, материалами, включающие: кузнецу, сварочный участок, механический цех, пилорама, химлаборатория. Характеристика источников выделения и выброса определяется замером и лабораторными анализами.

Количество выделяемых и выбрасываемых видов веществ сведены в таблицу.

Устанавливается два вида нормативов платы:

-за предельно допустимые выбросы загрязняющих веществ в природную среду:

-за превышение предельно допустимых выбросов загрязняющих

веществ в природную среду.

Плата за выбросы загрязняющих веществ представляет собой

компенсацию за экономический ущерб от загрязнения окружающей среды и производится за счёт себестоимости, если выбросы в пределах норм и за счёт прибыли, если производится загрязнение природной среды, превышающие допустимые нормы. Общий размер платы за загрязнение природной среды равен суммам платы за допустимые и превышения допустимых загрязнений природной среды, а также за выбросы загрязняющих веществ от передвижных источников с учётом коэффициентов экологической ситуации и экологической значимости региона и бассейнов рек. Перечисление средств осуществляется ежеквартально в срок, устанавливаемый местными природоохранными органами. В случае несвоевременного перечисления средств взимается пеня в размере 0,1% от суммы платежа за каждый просроченный день. При уклонении от внесения платы местные природоохранные контролирующие органы вправе потребовать взыскание суммы и пени в принудительном порядке через органы арбитража или суда.

В случае аварийных выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, водные объекты и на рельеф местности по вине природопользователей, размещение промышленных и бытовых отходов на не отведенной для этой цели территории, устанавливается десятикратный штраф к нормативам платы за допустимые выбросы загрязняющих веществ.

Настоящие базовые нормативы платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ в окружающую природную среду, размещения отходов разработаны в соответствии с постановлением Правительства Российской

Федерации от 28 августа 1997 года ''Об утверждении порядка определения платы и её предельных размеров за загрязнения окружающей среды, размещение отходов, другие виды вредного воздействия''.

Базовые нормативы включают:

- нормативы платы за выбросы в атмосферу загрязняющих веществ от стационарных и передвижных источников;

- нормативы платы за сброс загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты;

- нормативы платы за размещения отходов.

Расчёт платы производится по формуле:

Nплаты количество Кэкол.ситуац.5( за аварию )= плата ( тонн )