Эксплуатация скважин УЭЦН

Пример расчета: при выводе на режим УЭЦН работает на частоте 40 герц.

В течении первого часа работы УЭЦН выводится на режим в соответствии с инструкцией по выводу на режим. В конце первого часа работы необходимо определить достаточность притока из пласта для охлаждения электродвигателя при данной загрузке (и тепловыделении соответственно).

Для чего по номинальным характеристикам погружного электродвигателя узнаем его номинальную мощность W1 при номинальной частоте.

Для более точного расчета замеряем, данные по току и напряжению при работе с измененной частотой, подсчитываем потребляемую мощность по формуле:

W₁=V*A*3^1/2 (Ват).

Для получения расчетных значений можно использовать формулу:

W₂=W₁*(f/50гц)³

Определяем приток скважинной жидкости из пласта (по замеру подачи жидкости в АГЗУ и изменению динамического уровня). По полученному притоку и площади кольцевого пространства определяем скорость охлаждающей жидкости вокруг ПЭД V₁=Q/(((D_{кол.внутр})² *)/4 - ((D_{внеш.ПЭД})² * )/4))*10^-6*86400 (м/с) при данном режиме работы. Далее по формуле W₂/W₁=V₂/V₁ находим V₂ м/с и, умножая ее на площадь в кольцевом пространстве между ПЭД и эксплуатационной колонной, получаем минимально необходимый объем притока из пласта охлаждающей жидкости для охлаждения погружного двигателя Q=(((D_{кол. внутр})²*)/4-((D_{внеш.ПЭД})² * )/4))*10^-6*86400* V₂ (м³/сутки).

При снижении фактически полученного притока менее расчетного минимально необходимого притока, необходимо принимать решение об изменении режима работы УЭЦН на автоматический повторный режим для отключения УЭЦН на необходимое ему охлаждение.

Из всего выше изложенного можно сделать вывод: данный метод очень прост и не требует значительных математических расчетов, одновременно он позволяет провести достаточно точные расчеты, не нарушая правил расчетов по охлаждению погружных электродвигателей проведенных разными конструкторскими отделами разных заводов изготовителей погружных электродвигателей. Данная методика одинаково эффективна как для всех типов двигателей российского производства, так и для импортных двигателей. Расчеты могут производиться простым калькулятором без наличия компьютера.

Так же нужно отметить, что расчеты будут иметь незначительную погрешность в области частот менее 35 герц в меньшую сторону (необходимо вводить поправку в сторону увеличения объема охлаждающей жидкости) но работа двигателей с такими частотами запрещается инструкциями заводов изготовителей погружного оборудования.

Пользуясь данными расчетами и учитывая минимально необходимое охлаждение ПЭД, технологические службы НГДУ смогут вовремя предотвратить перегрев и выход из строя УЭЦН при их эксплуатации в комплекте с частотными преобразователями.

Кроме того, для увеличения межремонтного периода работы скважин необходимо следующее:

Закупка пробных партий УЭЦН износостойкого исполнения с рабочими колесами для скважин с высоким содержанием КВЧ, чтобы предотвратить заклинивание насосов и увеличить срок службы рабочих органов насосов, для избежания снижения производительности УЭЦН.

Жесткий контроль со стороны геологической службы, за информацией предоставляемой службой ООО «Контроль-Сервис». Во-первых, не верные динамические уровни приводят к ошибкам при определении потенциала скважины и как следствие неверный подбор УЭЦН и недостаточный приток жидкости из пласта. Во-вторых, слабый контроль геологической службы за работой скважин работающих с УЭЦН приводит к эксплуатации УЭЦН с динамическими уровнями 100-300 м. над приемом насоса.

Дополнительная закупка частотных преобразователей или С.У. «Электон-05» токовой нагрузкой 800 ампер со встроенными частотными преобразователями для осуществления плавного запуска УЭЦН и снижения электрических нагрузок на кабель и обмотку ПЭД. Применение частотных преобразователей позволит избежать остановок скважин в накопление при ВНР, регулируя частоту вращения ПЭД для поддержания стабильного динамического уровня, и тем самым не создавая нагрузок на ПЭД (исключение явления регулирования динамического уровня методом штуцирования).

5.7 Определение технической эффективности предлагаемых мероприятий

По пункту 5.1. Обеспечив стабильное электроснабжение питания оборудования УЭЦН, исключатся все частые остановки погружного оборудования УЭЦН. Тем самым будут созданы условия для предотвращения преждевременных отказов УЭЦН по R-0, заклинивание УЭЦН в скважинах после ГРП, отказы погружных электродвигателей по причине перекосов напряжения по фазам электропитания (и токов соответственно).

По пункту 5.2. Технический эффект от применения фильтра только в одной скважине после ГРП следующий:

· Устойчивая динамика добычи нефти, а это:

· а) постоянная и зафиксированная на достигнутом при ГРП величина притока пластовой продукции в скважину (дополнительная добыча нефти).

· б) отсутствие отказов УЭЦН в процессе их эксплуатации по причине снижения притока из пласта и связанной с этим работой за левой границей рабочей зоны ЭЦН.

· в) добыча нефти без последующего снижения типоразмера УЭЦН.

· Ввиду отсутствия засорения проппантом УЭЦН не будут происходить столь частые отказы УЭЦН (заклинивание валов, R-0) и отпадает необходимость проводить дополнительные (в среднем - 2,2 ремонта после ГРП) ремонта скважин.

Вывод: применение фильтров с установкой на зону перфорации скважины вызвано особенностями эксплуатации скважин после гидроразрыва пласта. Их применение значительно снизит количество необходимых работ по ремонту скважин, увеличит коэффициент продуктивности скважин и создаст условия для устойчивой добычи нефти и получения дополнительной прибыли как для НГДУ, так и в форме налоговых отчислений государственному бюджету России.

По пункту 5.3. Используя вставные или самоочищающиеся шламоуловители в комплекте с УЭЦН на скважинах после ГРП с большим карманом для осадконакопления проппанта и мех. Примесей или будут созданы условия для предотвращения засорения и заклинивания исполнительных механизмов ЭЦН при необходимости их отключения обратным течением флюида (даже через обратный клапан) под действием столба жидкости.

По пункту 5.4. Установка кожуха для уменьшения кольцевого пространства вокруг ПЭД в эксплуатационные колонны 168 и 194 мм создаст реальные возможности для эксплуатации в эксплуатационных колоннах большого диаметра погружных электродвигателей габарита 117мм с не допущением их перегрева и выхода из строя в виду недостаточного охлаждения. Тем самым будет создана сама возможность организации механизированной добычи пластовой продукции посредством УЭЦН в скважинах с большим диаметром эксплуатационной колонны и не достаточным коэффициентом продуктивности.

По пункту 5.5. Руководствуясь проведенными расчетами ТТНД ЦДНГ10 сможет предотвращать перегревы электродвигателей и удлинителей кабельной линии.

По пункту 5.6. Производя расчеты по представленной методике, специалисты обслуживающего персонала ЦДНГ смогут реально оценивать минимально необходимый приток из пласта для охлаждения погружных электродвигателей при работе УЭЦН на частоте питающего напряжения отличающегося от номинального значения для недопущения перегрева и преждевременного отказа погружного оборудования. Данная методика проста и позволяет производить расчеты обычным калькулятором без применения компьютера, что очень важно в полевых условиях. При этом проведенные вычисления будут иметь достаточно высокую точность без нарушения всех правил расчетов конструкторских бюро различных заводов производителей погружного оборудования.

Вывод

Необходимость во внедрении предлагаемых разработок и методик обусловлена совершенно новыми технологиями работы с погружным оборудованием УЭЦН, осуществлением программы ИДН (ГРП), конструкциями скважин и осуществляемым проектом разработки Крапивинской группы месторождений.

6. Экономическая часть

Произвести точный подсчет экономической эффективности в цифрах от внедрения всех рассмотренных выше предложений и методик просто не представляется возможным. Ясно одно: суммы экономической выгоды будут исчисляться в сотнях миллионов рублей.

Рассмотрим, к примеру экономическую эффективность пункта 5.2.

Затраты на изготовление в подрядной организации элементов фиксирующих фильтр при установке в скважине, переводников, герметизирующих устройств и основ для фильтра не будут составлять значительные суммы. А эффект (по ценовой статистике НК «ЮКОС») от применения фильтра только в одной скважине после ГРП будет следующий:

Устойчивая динамика добычи нефти, а это:

а) постоянная и зафиксированная на достигнутом при ГРП величина притока пластовой жидкости в скважину (дополнительная добыча нефти).

б) отсутствие отказов УЭЦН в процессе их эксплуатации по причине снижения притока из пласта и связанной с этим работой за левой границей рабочей зоны ЭЦН (экономия 0,7 млн.руб. + добыча во время вынужденного ремонта скважины).

в) добыча нефти без последующего снижения типоразмера УЭЦН (дополнительная добыча нефти).

Ввиду отсутствия засорения проппантом УЭЦН не будут проводиться дополнительные (в среднем - 2,2 ремонта после ГРП) ремонты скважин, а значит НГДУ сэкономит на этом 1,5 млн. руб. (оплата в среднем работы бригады подрядчика и ремонта УЭЦН) + добыча во время вынужденного ремонта скважины.

Вывод: применение фильтров с установкой на зону перфорации скважины вызвано особенностями эксплуатации скважин после гидроразрыва пласта. Их применение значительно снизит количество необходимых работ по ремонту скважин, увеличит коэффициент продуктивности скважин и создаст условия для устойчивой добычи нефти и получения дополнительной прибыли как для НГДУ, так и в форме налоговых отчислений государственному бюджету России.

7. Охрана труда и техника безопасности при эксплуатации УЭЦН

Первостепенное значение при охране труда и техники безопасности при эксплуатации УЭЦН уделяется соблюдению «Правил безопасности при эксплуатации электроустановок». С этой целью весь обслуживающий персонал ЦДНГ10 проходит ежегодный специальный курс подготовки по промышленной электробезопасности. На кустах скважин в местах расположения станций управления и наземных силовых кабельных линий, находящихся под высоким напряжением вывешены предупреждающие таблички согласно правил безопасности. Для предотвращения не санкционированного доступа в силовые шкафы, обеспечивающие электроснабжение погружного оборудования последние снабжены запорными устройствами (согласно правил безопасности при эксплуатации электроустановок). Доступ к обслуживанию силовых частей наземного оборудования УЭЦН имеют только специально обученные и имеющие группы допуска не ниже 4-й по элекробезопасности специалисты организаций, обслуживающих данное оборудование.

8. Охрана окружающей среды при эксплуатации УЭЦН

8.1 Принципы нарушения правил охраны окружающей среды при эксплуатации УЭЦН и возможные экологические последствия

К основным принципам нарушения правил охраны окружающей среды относятся разливы нефтепродуктов и стравливание попутного газа при проведении работ по ремонту скважин (смены погружного оборудования), проведении комплекса ГДИС, осуществлении контрольно-измерительных мероприятий.

8.2 Анализ состояния охраны окружающей среды

8.2.1 Природная характеристика района, территории

В аэрографическом отношении территория месторождения представляет собой залесенную равнину. Лес мешанный сосново-березовый. Крапивинское месторождение расположено в междуречье несудоходных рек Крапивной и Ягылъ-Яха, притока крупной реки Васюган. Северо-восточная и южная части территории месторождения заболочены до 60-70 %.

Характерной особенностью климата является большая междусуточная изменчивость температуры воздуха, составляющая в среднем за год 3,1-3,2 °. Этому способствуют открытость территории с севера и юга, приводящая к сравнительно частой смене западного переноса меридиональными, интенсивное развитие процессов фронтогенеза и быстрая смена циклонов и антициклонов. Прозрачность атмосферы за год в районе около 0,75, вероятность ясного неба до 28 %.

Максимальное число ясных дней отмечается с февраля по апрель и составляет 42 %. Суммарная радиация за год около 85 ккал/см². Основной ее рост наблюдается в марте-апреле, а наибольшей величины он достигает в июне. Температура воздуха от -55°С зимой до +35°С летом. Промерзаемость грунта зимой составляет 0,4-1,6 м и зависит от гранулометрического состава почвы, степени заболоченности. По количеству выпадаемых осадков район относится к зоне избыточного увлажнения. Количество годовых осадков составляет 350-550 м, снежный покров достигает 1 м. В году бывает в среднем 241 день с осадками. В июле и августе часто наблюдаются ливневые дожди большой интенсивности. Согласно СНиП 2.01.01.- 82 территория подзоны относится к 1 климатическому району, подрайону Д.Па территории Крапивинского нефтяного месторождения протекают реки Ягыль-Ях (протяженностью 130 км), река Крапивная - 50 км и Большой Юнкуль - 20 км. Северо-восточная и южная части территории месторождения заболочены до 60 %. Болота покрывают большую часть водораздельного пространства. Преобладают выпуклые сфагновые болота лесной таежной зоны. Характерные для месторождений является весенний подъем уровня грунтовых вод в результате таяния снега. В зоне выпуклых сфагновых болот весенний подъем начинается водо-охранная зона.

При размещении кустовых площадок, необходимо иметь в виду, что вблизи водо-охранной зоны их размещение не желательно, так как к этой зоне предъявляются особые требования, а именно: запрещена производственная деятельность, заправка топливом, мойка и ремонт автотранспорта, размещение ядохимикатов, химреагентов, вырубка лесов.

Мероприятия по рациональному использованию и охрана водных ресурсов

С целью защиты водных объектов от возможного их загрязнения предусматриваются следующие мероприятия:

установка канализационных емкостей на кустах скважин и ТЗУ для сбора загрязненных стоков с последующие их вывозов или перекачкой на очистные сооружения;

промышленные воды на территории всех проектируемых объектах по системам канализации собираются и закачиваются на очистные сооружения для последующего использования их в системе ППД;

пластовые воды, добываемые вместе с нефтью, отделяются от нефти и после их очистки и подготовки используются в системе ППД;

все трубопроводы, оборудование и аппаратура подвергаются гидравлическому испытанию и контролю стыков на их прочность и герметичность;

для предупреждения попадания нефти в водоемы должны устанавливаться боны.

Намечаемые мероприятия по защите от возможного загрязнения окружающей природной среды исключают сброс стоков на рельеф и в поверхностные водоемы.

8.2.2 Охрана атмосферного воздуха от загрязнения

Фоновые концентрации вредных веществ приняты в соответствии с данными Западно-Сибирского ЦГН от 18.02.94г. составляют:

Взвешенные вещества - 0,2 мг/м³

Окись углерода -- 0,4 мг/м³

Двуокись азота -- 0,008мг/м³

Двуокись серы -- 0,02 мг/м³

Добыча нефти на Крапивинской группе месторождении ведется ЦДНГ-10 ОАО «ТН» ВНК с 18 кустовых площадок. Запроектирована герметизированная система сбора и подготовки, транспортировки нефти и газа.

Действующий фонд на апрель 2004 год составил 194 скважин, из них 121 добывающих, 53 нагнетательных и 20 водозаборных. Добываемый флюид проходит процесс сепарации, отделившийся газ поступает на факел и сжигается.

Основные углеводороды поступающие в атмосферу: метан, этан, пропан, бутан. Предельно допустимые концентрации для населенных мест составляют: метан - 50 мг/м³, бутан - 200 мг/м³, пентан - 100 мг/м³.

Расчетный суммарный годовой выброс составил 2032,31 т/год загрязняющих веществ следующих наименований: СО - 1330,52 т/год, углеводороды - 437,467 т/год, NO2 - 52,213 т/год, сажа - 212,138 т/год. 22,33% от валового выброса загрязняющих веществ составляют углеводороды и 65,49% -- оксид углерода.

По делению предприятий на категории опасности в зависимости от массы и состава выбрасываемых веществ Крапивинское месторождение относится ко второй категории опасности.

Санитарно - защитная зона для объектов Крапивинской группы месторождений - 300 м. Согласно санитарной классификации СН 245-7413, предприятия, осуществляющие разработку месторождения - УНП «Крапивинское» относятся к II классу.

Источниками выбросов загрязняющих веществ в атмосферу являются соединения, запорно-регулирующая арматура, нефтегазосепаратор, факел, нефтесборные сети, напорный нефтепровод. Причинами выбросов служат негерметичность запорно-регулирующей арматуры и фланцевых соединений скважин, сепараторов, насосов перекачки, сжигание газа при сепарации нефти, микротрещины стенок трубы, работа двигателей внутреннего сгорания.

Охрана атмосферного воздуха от загрязнений сводится к выполнению следующих мероприятий:

полная герметизация системы сбора и транспортировки нефти,

стопроцентный контроль швов сварных соединений трубопроводов,

защита оборудования от коррозии,

оснащение предохранительными клапанами арматуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований,

сбор нефти и газа с предохранительных клапанов в аварийные емкости или на факел аварийного сжигания газа,

оснащение резервуаров очистных сооружений непромерзающими клапанами типа КДС--3000,

утилизация попутного нефтяного газа,

оборудование факельных стояков устройствами против затухания пламени,

установка дистанционного розжига факела,

ликвидация шламовых амбаров, нефтеловушек, открытых очистных сооружений,

перевод автомобилей работающих на бензине, на газовое топливо,

очистка газов, отходящих от котельных агрегатов, от пыли, сажи, сернистого ангидрита и окислов азота.

8.2.3 Охрана поверхностных и грунтовых вод

К основным характеристикам гидросети следует отнести высокий коэффициент извилистости (особенно в среднем и нижнем течении р. Ягылъ-ях) - 3,6. Ширина поймы р. Ягылъ-ях в среднем течении до 300 м, скорость течения -0,3 м/с. Ширина русла 13 м, в нижнем течении ширина поймы увеличивается до 500 м, дно вязкое. Река Ягылъ-ях является равнинной таежной рекой, наименьшая величина стока - зимой, наибольшая - в период половодья. В период весеннего половодья проходит примерно 71% (в Среднем Васюгане - 65%) годового стока, за летне-осенние месяцы - 24% (20%) и за зиму - 5% (15%) соответственно.

На малых реках, таких, как Малый и Большой Юнкуль внутригодовое распределение имеет более неравномерный характер: Увеличивается доля весеннего стока и уменьшается доля летнего. Это обуславливается тем, что при увеличении площади бассейна увеличивается глубина вреза русла. Территория, сток рек которых рассматривается, начала осваиваться в последние годы (поиски нефти и газа, их добыча, лесозаготовки). В дальнейшем освоение территории месторождения будет проходить еще интенсивнее, что окажет влияние на величину стока. Надо отметить, что на величину нормы стока влияние хозяйственной деятельности будет незначительным и скажется только на малых реках, не полностью дренирующих подземных вод. Величина стока увеличивается с юга на север, достигает 5-6 м/(секкм²). На реках происходит почти ежегодное затопление поймы. Продолжительность стояния воды на пойме 50-80 дней.

Наличие мелкой речной сети, отводящей сток с месторождения в р. Ягылъ-ях при аварийных ситуациях, может послужить причиной нефтяного загрязнения на всем расстоянии от верховий до низовий р. Ягылъ-ях. Загрязнение водоемов на территории месторождения обуславливается следующими факторами:

прямое загрязнение в результате технологических потерь и утечки нефти на рельеф с последующей ее миграцией,

прямое загрязнение в результате аварийных выбросов нефти в водоемы,

миграция загрязнителей в весенний паводок.

8.2.4 Водопотребление и водоотведение

Вода на месторождении в большом количестве используется с целью ППД, а также для технологических целей (приготовление растворов, охлаждение и нагревание оборудования), теплоэнергетических, хозяйственно - питьевых и других целей.

В настоящее время на Крапивинском месторождении действует 20 водозаборных скважин. Конструкция водозаборных скважин соответствует плановому проекту на бурение водозаборных сеноманских скважин. Эксплуатируются отложения водоносных горизонтов алымской и новомихайловской свит.

Отбор подземных вод для закачки в пласт для ППД на апрель 2003 года составляет в среднем 1880 м3/сут.

Анализ пластовой воды скважины 3Б (сеноман) показал, что Cl содержится - 335мг/экв.л, КВЧ - 122мг/л. На БКНС-1 плотность воды равна 1,015 г/см3, рН - 8,2, жесткость - 42 мг/экв.л, минерализация - 18197.

Объем водопотребления зависит от нескольких факторов:

района расположения скважин и обеспеченность водой,

геологических особенностей месторождения,

времени года,

степени водоснабжения (вода местная, привозная),

качества и свойства применяемой воды,

Показатели водопотребления и водоотведения не должны превышать нормативных. Для этого необходимо:

предотвращать утечки воды через не плотности соединений в водоводах.

Применять антикоррозийные покрытия трубопроводов и ингибиторную защиту.

Хозяйственно-питьевое водоснабжение на месторождении осуществляется из подземных водозаборных скважин.

8.2.5 Водо-охранная зона

На территории Крапивинского месторождения протекает р. Ягылъ-ях, протяженность которой - 130 км. Водо-охранная зона для нее составляет 400 м.

Малые реки Большой Юнкуль -- протяженность 22 км, водо-охранная зона -100м, и Малый Юнкуль - протяженность менее 10 км, водо-охранная зона не определена ввиду малой протяженности. Ввиду того, что все кусты Крапивинского месторождения находится в водо-охранной зоне, необходимо соблюдение особых требований к охране водных объектов, а именно: запрещены автостоянка, заправка топливом, мойка и ремонт транспорта, размещение ядохимикатов, химреагентов, вырубка лесов. Наиболее тщательно необходимо следить за состоянием обваловки кустовой площадки.

8.2.6 Мероприятия по рациональному использованию и охране водных ресурсов

С целью защиты водных объектов от возможного их загрязнения предусматривается следующие мероприятия;

1. Использование для технологических целей вместо пресной воды других дополнительных источников водоснабжения (минерализованной воды и др.)

2. Ограждение водных объектов обваловками, отсыпкой защитных валов и т.д.

3. Строительство нефтеловушек внизу по течению от источника загрязнения на р. Ягылъ-ях.

4. Строительство берегоукрепительных и защитных сооружений.

5. Обеспечение аварийного запаса сорбентов (текстильный горошек «ТГ» из расчета 0,8 т. «ТГ» на 1 т. нефти).

6. Использование очищенных и отработанных сточных вод; в системе ППД,

7. В системе оборотного водоснабжения для мойки автотранспортных средств.

8. Укрепление имеющихся обваловок технологических площадок, на которых возможны аварийные сбросы сточных вод и жидких продуктов, с созданием системы для сброса дождевых смывных вод с этих площадок.

9. Герметизация системы подготовки и откачки нефтепромысловых сточных вод.

10. Внедрение системы аварийных отключений оборудования на случай выхода его из строя.

8.2.7 Охрана почв

Почвы территории Крапивинского месторождения не однородны. Преобладание по большей части отрицательных и близких к нулю температур в почве, продолжительный период ее оттаивания, высокая влажность воздуха создают условия для развития подзолистого и болотного типов почвообразования, которые формируют почвы: болотные верховые торфяные на мелких и средних торфах, болотные переходные торфяные на мелких и средних торфах, дерново-подзолистые среднеуглистые. Почвы, расположенные на территории месторождения принадлежат Гослесфонду Каргосокского лесхоза Томской области.

По состоянию на 1.01.2001 г. площадь занимаемая Крапивинским месторождением равна: всего - 798,14 га, в том числе под лесом 186,9 га, болотами - 521,5 га, поймой - 89,9 га. В постоянном использовании - 889,81 га, во временном 909, 13 га. Земли, отведенные в постоянное пользование на период эксплуатации месторождения, используются для размещения:

Эксплуатационных и нагнетательных скважин (кустовые площадки)

Площадки под объекты обустройства (УПСВ, БКНС и др.)

Автомобильных дорог и др.

Земли, отведенные во временное пользование на период обустройства месторождения предназначены для размещения: нефтепроводов, газопроводов, водоводов, линий связи. Линий электропередач, карьеров, осваиваемые территории не принадлежат к сельскохозяйственным угодьям.

Рекультивации подлежат все земли, загрязненные нефтью. Очередность проведения рекультивационных работ должна быть определена в проекте по рекультивации земли каждого месторождения. Нефть, попадая в почву, существенным образом трансформирует природные экосистемы и способствует образованию битуминозных солончаков, гидролизации, цементизации почвы. Эти изменения влекут за собой ухудшение состояния растительности и биопродуктивности земель. В результате нарушения почвенного покрова и растительности усиливаются нежелательные природные процессы - эрозия почв, криогенез. Естественное восстановление исходного состояния почв происходит крайне медленно (10 и более лет). Это обусловлено специфическими природно-климатическими условиями в районе месторождения. Тенденция к увеличению общей площади загрязненных земель и значительные издержки в виде штрафных санкций, придают проблеме рекультивации и восстановления нарушенных земель актуальный характер. Существующие методы рекультивации применяются преимущественно для пахотных земель и имеют ограниченную применимость на подзолистых и болотных почвах, характерных для Крапивинского месторождения.

Сотрудниками института ТомскНИПИнефть разработана блок-схема рекультивации замазученых почв, которая представляет собой сочетание нескольких методов, каждый из которых в блоке является этапом восстановления плодородия.

В зависимости от начальной концентрации нефти в почве, характера рельефа, типа почв решается вопрос о целесообразности применения какого-либо этапа и их последовательности. Техническая рекультивация начинается со сбора пролитой нефти. Для ее сбора используется следующие способы: откачивание нефти, сбор ее с помощью сорбентов (пенополиуритан, перлит, резиновая крошка, текстильный горошек и др.). Отмыв верхнего слоя почвы нетоксичными растворителями, является перспективным направлением. Наиболее эффективно нефть отмывается составом - превоцел -1%, NaOH-1%, вода из расчета 1:3.

Биологическая рекультивация осуществляется непосредственно после завершения технического этапа или на ее заключительном и заключается в проведении комплекса микробиологических, агротехнических и фитомелиоративных мероприятий, направленных на восстановление плодородия земель.



Микробиологический этап рекультивации нефтезагрязненых и замазученых почв является составной частью комплексной технологии рекультивации земель. Это, прежде всего снижение концентрации нефтепродуктов в почве до уровня, достаточного для возобновления жизнедеятельности растений, восстановления исходных микробиологических показателей почвы, необходимых для нормальной жизнедеятельности почвенного биогенеза. Наиболее эффективным вариантом применения микроорганизмов для рекультивации почв является использование естественной активной нефтеусваивающей почвенной культуры.

До начала работ по фитомелиорации проводится оценка состояния естественного растительного покрова и устанавливается порог фитотоксичности для каждого рекультивируемого участка. Порог фитотоксичности устанавливается первоначально в лабораторных условиях путем пробного посева разных трав на фоновых почвах, взятых вблизи от участков, подлежащих рекультивации. В почве искусственно загрязненной нефтью в разных дозах, оценивается всхожесть и развитие проростков. Полученные значения порогов фитотоксичности уточняются натуральными испытаниями. Установлено, что наиболее пригодными для фитомелиорации являются многолетние травы: тимофеевка луговая, овсяница луговая.

8.2.8 Сбор, хранение и утилизация отходов при строительстве, эксплуатации и устранении аварийных ситуаций

При строительстве, эксплуатации объектов месторождения возможны следующие отходы: порубочные остатки, остатки цементного раствора, обрубки металла, остатки свай, кабельной продукции, строительный мусор, отработанные масла, бытовые отходы и прочее.

Отходы, образующиеся в процессе строительства и эксплуатации нефтепромысловых объектов, должны сортироваться, либо утилизироваться и вывозиться на полигон отходов. Полигоны отходов размещаются на площадках дожимных насосных станций, котлован для бытовых отходов отрывается в виде траншей в не фильтрующем суглинистом грунте. По мере заполнения отходы подвергаются соответствующей санитарной обработке и засыпаются вынутым грунтом.

Вышедшие из строя металлоконструкции, металлолом вывозят с территории месторождения и сдают по договору во вторчермет.

Отходы технологических процессов при бурении собираются и хранятся в специально сооруженных для этих целей котлованах - шламовых амбарах (ША). В ОАО «Томскнефть» строительство и ликвидация шламовых амбаров осуществляется в соответствии со стандартом объединения (СТП - 27.000-039-86).

Ликвидация шламовых амбаров обычно осуществляется путем засыпки их техногенным грунтом. Недостатком этого способа является низкая эффективность санитарной защиты, т.к. процесс засыпки сопровождается вытеснением буровых отходов и растекание их по поверхности ландшафта, а также последующим вымыванием и миграцией оставшихся в котловане загрязняющих веществ с поверхностными или грунтовыми водами. В настоящее время для рекультивации шламовых амбаров ТомскНИПИнефть разработаны и рекомендованы две технологические схемы.



Обе рекомендуемые схемы предполагают реагенную очистку (осветление) жидкой фазы ША с последующей откачкой жидкости в нефтесборные коллектора и различаются способами отработки бурового шлама перед его захоронением. По схеме I буровой шлам отверждают консолидирующими добавками, складируют в амбаре и засыпают грунтом. По схеме II буровой шлам после откачки из амбара осветленной жидкой фазы, извлекается из амбара, подвергается термическому обжигу с целью утилизации шлама в виде обжиговых строительных материалов.

Сроки работ по рекультивации нарушенных земель под шламовые амбары устанавливаются с учетом ценности их проведения, требований землепользователей, календарного плана строительства. Охрана почвенного покрова сводится к выполнению следующих мероприятий:

Рациональное размещение оборудования на территории месторождения.

Снижение расхода земли на обустройство скважин и других объектов.

Прокладка дорог к производственным объектам с учетом минимального разрушающего действия на почву.

Обваловывание скважин, резервуаров и поддержание их в исправном состоянии.

Обустройство специальных помещений для хранения сыпучих материалов и хим. реагентов.

Применение новых эффективных средств для ликвидации загрязнения почв нефтью и нефтепродуктами.

Внедрение установок по сбору и обезвреживанию производственных отходов (нефти, мазута и др.)

Переработка отходов сырой нефти, бурового шлама и осадков бурового раствора, а также отходов с установок подготовки нефти в строительные материалы и дорожные покрытия.

Сбор нефти на водной поверхности шламового амбара с помощью сорбентов.

Откачивание плавающей нефти и нефтепродуктов из амбаров и нефтеловушек.

Своевременный ремонт обваловок с учетом механического состава почв, укрепление ее срубленной древесиной. В местах значительного уклона обязательное сооружение дополнительной обваловки за амбаром.

Проведение физико-химического контроля за загрязнением почвы.

Инвентаризация нарушенных земель с последующим почвенным картированием М 1:25000;1:10000;1:5000.

8.2.9 Мероприятия по повышению надежности, герметичности оборудования и трубопроводов

1. Модернизация производственного оборудования в целях повышения его экологической безопасности.

2. Применение в производстве реагентов, не содержащих токсичных и опасных химических веществ, замена вредных веществ безвредными или менее вредными веществами.

3. Герметизация процессов транспортирования, расфасовки и разлива токсичных и вредных веществ.

4. Сбор разлитой нефти при порывах нефтепроводов и ремонт оборудования системы сбора нефти.

5. Оснащение насосов кустовых и дожимных станций выключателями для остановки насосов при падении давления на выкидных линиях.

6. Оборудование скважин клапанами-отсекателями для отключения их при порыве выкидных линий.

7. Повышение надежности оборудования и трубопроводов:

Ремонт и замена задвижек фонтанной арматуры скважин.

Контроль за коррозийной стойкостью оборудования и трубопроводов.

8. Защита оборудования и коммуникаций от коррозии:

Покрытие внутренних поверхностей резервуаров технологических аппаратов и емкостей для агрессивных жидкостей антикоррозионными материалами.

Обработка водонефтяных жидкостей, промысловых сточных вод перед их транспортировкой ингибиторами коррозии, де эмульгаторами комплексного действия

8.2.10 Мероприятия по охране недр

Мероприятия по охране недр предусматривают предотвращение загрязнения при захоронении вредных веществ и отходов производства, сброс сточных вод.

8.2.11 Растительный покров

Район нефтедобычи относится к подзоне тайги, основным зональным типом которой является кедр, ель, пихта, сосна и мелко-травные леса, отличающиеся хорошо развитым древостоем (II и III класса) достигающие высоты 25-28 м. и в диаметре 50-60 см. Для этих лесов характерен обильный подлесок из темнохвойных и лиственных пород. Среди производных типов преобладают березовые и осиновые породы. На песках господствуют сухие брусничные и лишайниковые сосновые боры характерные для подзоны.

Травяной ярус неоднороден. Главную роль в травяном ярусе играют вейниково-осочковые. На более осветленных местах им сопутствует примесь высокотравных видов: сныть, борец, папоротник мужской.

Болота на территории месторождения занимают 29% площади. По характеру растительности их можно разделить на сосново-кустарниково-сфагновые болота. Среди низинных болот широко распространены осочковые, занимающие склоны водораздела, мощность торфа в которых достигает 2-3м. Степень разложения торфа 20-30 %. Переходные болота представлены гипново-осочковыми и осоко-гипново-сфагновыми мхами. Мощность таких мхов 1,5-2м, степень разложения очень низкая - 7-15%. Среди болот верхового типа большой интерес представляют грязевые с первичными озерами. Торф состоит из слабо разложившегося сфагна. Мощность залегания достигает в отдельных местах 6м. Такие болота характеризуются максимальной насыщенностью водой и почти полным отсутствием стока.

8.2.12 Животный мир и охотничье-промысловые ресурсы

Животный мир Крапивинского месторождения весьма разнообразен. На территории месторождения стали реже встречаться такие виды птиц, как глухарь, рябчик, дятел, сойка, кедровка, свиристель, чиж и другие. Однако появились 15 новых видов, из них 8 видов связаны место обитанием с открытыми пространствами и водоемами. Резко возросла численность трясогузки, длиннохвостой синицы. В целом плотность на 1 км2 возросла главным образом за счет представителей воробьиных и ржанкообразных почти в 1,5-2 раза. Появились такие виды, как домовой воробей и скворец, отсутствовавшие ранее в данной местности. Орнитофауна нарушенной территории испытывает этап интенсивного преобразования популяций, расчленения вдоль дорог и коридоров коммуникаций.

Численность охотничье-промысловой фауны также снизилась в районе нефтедобычи. В этом районе обитает 10 основных видов пушных зверей и копытных и более 20 видов водоплавающих. Плотность популяции соболя достигает 5 особей на 10 км² и лося до 5 особей на 100 км². По берегам Ягылъ-ях и другим притокам обитает самая многочисленная в Томской области популяция бобра.

В целях предотвращения ущерба животному миру предусмотрены следующие меры:

Подземная прокладка трубопроводов, исключающая гибель от бескормицы, болезней и прочих нарушений условий обитания диких животных.

Избежание проектирования дорог и любых строительных работ в местах расположения массовых гнездовий, питания и отдыха перелетных птиц.

Предупреждение разливов нефти и вызываемой ими гибели рыб и водоплавающих птиц.

Утилизация попутного газа, ликвидация факелов.

8.2.13 Рыбохозяйственная характеристика водоемов

Все водоемы по рыбохозяйственному значению относятся ко второй категории. Из рыбы в речной системе обитают обычные виды, относящиеся к группе частиковых (плотва, елец, окунь). Малые реки, такие как Малая и Большая Бобровки имеют важное значение для зимовий рыбы. В реке Ягылъ-ях наряду со щукой и окунем обитают постоянно язь, плотва.

Промысловый лов рыбы в водоемах не ведется в связи с труднодоступностью. Вблизи вахтового поселка осуществляется любительский лов рыбы в довольно ограниченных масштабах, не превышающих величину оптимального вылова.

8.2.14 Отвод земель под объекты строительства

Предполагаемая площадь занятости месторождения равна 332,92 га, из них промплощадка - 156 га, 3 кустовые площадки -6,48 га, инженерные сети - 170,5 га. Заболоченный лес составляет 28 %, суходольщий лес - 12 %, болота - 60 %.

Земли, отведенные в постоянное пользование на период эксплуатации месторождения, будут использоваться для размещения:

эксплуатационных и нагнетательных скважин (кустовые площадки);

площадок под объекты обустройства (УПСВ, ВКНС и др.);

автомобильных дорог, ЛЭП и др.

Земли, отведенные во временное пользование, на период обустройства месторождения, предназначены для размещения нефтепроводов, газопроводов, водоводов, временных зданий и сооружений.

Сбор, хранение и утилизация отходов при строительстве, эксплуатации и устранении аварийных ситуаций

При строительстве, эксплуатации объектов месторождения возможны следующие отходы: порубочные остатки, остатки цементного раствора, обрубки металла, остатки свай, кабельной продукции, строительный мусор, отработанные масла, бытовые отходы и прочее.

Отходы, образующиеся в процессе строительства и эксплуатации нефтепромысловых объектов, должны сортироваться и утилизироваться.

8.3 Общая экологическая характеристика Крапивинской группы месторождений

Экологическая характеристика месторождений Крапивинской группы рассматривается как устойчивая к загрязнению.

Ввиду низкого плодородия почвенного покрова месторождений основное значение при рекультивации отводится технической рекультивации. Биологическая рекультивация целесообразна вблизи вахтового поселка.

Вблизи водо-охранной зоны находятся кусты № 1, 1Б, 5 и разведочная скважина № 208 которые являются источниками загрязнения реки Ягыль-ях.

Отсутствие очистных сооружений приводило к сбросу сточных вод на рельеф, что вело не только к загрязнению почвенного покрова, но и к загрязнению грунтовых вод.

8.4 Рекомендации по предотвращению отрицательного влияния на окружающую среду связанное с работой УЭЦН

При таком способе механизированной добычи скважинной продукции можно порекомендовать:

1. своевременную очистку загрязненных участков поверхности грунта.

2. устройство ниже фонтанной арматуры (на уровне колонной головки скважины) сточных лотков для сбора и утилизации нефтепродуктов.

Заключение

В целом проведенный анализ эффективности эксплуатации скважин на Крапивинской группе месторождений показал, что механизированный способ добычи полезных ископаемых на данных месторождениях является самым эффективным способом.

Но при проведении исследований и анализа выявлено:

Значительное количество внутри суточных отключений УЭЦН по причине не стабильного электроснабжения погружного оборудования и связанные с этим отказы оборудования УЭЦН (R-0, заклинивание исполнительных механизмов ЭЦН ввиду засорения их проппантом и мех. примесями).

Засорение исполнительных механизмов ЭЦН проппантом и мех. примесями в скважинах после проведения ГРП.

Недостаточное количество частотных преобразователей для эксплуатации погружного оборудования в скважинах после ГРП.

Отказы погружных электродвигателей ввиду недостаточного охлаждения при эксплуатации оборудования в эксплуатационных колоннах скважин 168 и 194 мм.

Отсутствие полного сборника справочной информации по охлаждению электродвигатей при эксплуатации оборудования на номинальной частоте питающего напряжения.

Отказы погружных электродвигателей при эксплутации погружного оборудования с частотой питающего напряжения отличным от номинального ввиду отсутствия инструкции по расчету минимально необходимого объема притока охлаждаюжей жидкости при работе УЭЦН с частотой питающего напряжения отличной от номинальной частоты.

Отставание закачки воды в пласт и связанное с этим пониженное пластовое давление, снижение притока пластовой жидкости к скважинам.

Предлагается:

Обеспечить стабильное электроснабжение погружного оборудования.

Исключить вынос проппанта и мех. примесей из призабойной зоны пласта установкой устройства предлагаемой конструкции на зону перфорации эксплуатационной колонны скважины.

Для предотвращения засорения проппантом при вынужденных остановках УЭЦН использовать вставные или самоочищающиеся шламоуловители с большим карманом для осадконакопления проппанта и мех. примесей.

Для достаточного охлаждения погружного оборудования использовать кожуха для уменьшения кольцевого пространства вокруг ПЭД диаметром 146мм.

Использовать в работе представленные в ТТНД расчеты по охлаждения различных типов электродвигателей.

Для расчета минимально необходимого объема притока охлаждаюжей жидкости при работе УЭЦН с частотой питающего напряжения отличной от номинального значения использовать специально разработанную методику.

Увеличить закачку воды в продуктивный пласт.

Внедрение в производство всех предлагаемых разработок и методик позволит значительно увеличить межремонтный период работы скважин оборудованных для механизированной добычи полезных ископаемых УЭЦН. Тем самым увеличить суточную добычу полезных ископаемых на уровень, достойный для Крапивинской группы месторождений.

Список использованной литературы

1. Учебный курс НК «ЮКОС».

2. Справочник инженера по добыче нефти. ООО «Печатник» 2002г.

3. Шуров В.А. ”Техника и технология добычи нефти» М.Недра,1983г.

4. Лысенко В.Д. ”Разработка нефтяных месторождений. Теория ипрактика” М.Недра, 1996г.

5. Бойко В.С. “Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений” М.Недра,1990г.

6. Ш.К. Гиматудинова, Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров идр. “Добыча нефти и газа”. М.Недра,1983г.

7. Проект пробной эксплуатации Крапивинского месторождения. «ТомскНИПИнефть».

8. Паспорта скважин.

9. Технологические режимы работы скважин Крапивинской группы месторождений.

10. Ежедневные и ежемесячные сводки работы скважин Крапивинской группы месторождений.

11. Сборник инструкций (положений) ОАО «ТОМСНЕФТЬ» ВНК по работе с электропогружным оборудованием. Утвержденная 2002г.

12. Регламенты по работе с погружным оборудованием УЭЦН. Утвержденные по ОАО «ТОМСКНЕФТЬ» ВНК.

13. Инструкции заводов изготовителей погружного и наземного оборудования УЭЦН эксплуатируемого на месторождениях Крапивинской группы.

14. Композит каталоги заводов изготовителей нефтедобывающего оборудования с 1993 по 2000 года.

15. Бюллетени изобретений с 1983 по 2003 года.

16. Информационная база Федерального Института Промышленной Собственности (ЦНТИ г. Томска).

17. Положения и организация охраны в нефтяной промышленности. 1992г.

Размещено на Allbest.ru