ФНГ / РЭНГМ / Курсовой проект "Павловская площадь"
(автор - student, добавлено - 30-03-2013, 12:48)
Скачать:
1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика площади В промышленную разработку Павловская площадь введена с 1954 года. До 1957 года на площади было пробурено 3 ряда добывающих скважин по сетке 1000×600 м. Внешний нагнетательный ряд по проекту ВНИИ пробурен на расстоянии 2000 м от первого добывающего. В 1957 году МНП приняло решение о бурении нулевого добывающего ряда на расстоянии 1300 м от внешнего нагнетательного. В 1960 году по проекту, составленному ТатНИПИ, предлагалось осуществить центральное разрезание, создать высокое давление на отдельных участках площади и довскрыть нижние пласты. Разрезание площади позволило увеличить темпы отбора нефти до 3,5-3,5% от начальных извлекаемых запасов. Однако, отсутствие насосов высокого давления и невыполнение рекомендаций по довскрытию “ГД” не позволило выйти на проектный уровень. В 1965 году был составлен уточненный проект разработки, в котором было предложено организовать очаги заводнения в зонах, не охваченных закачкой воды и дополнительно пробурить 100 скважин, в том числе дополнительный ряд между 1 и 2 добывающими рядами. Затем разработка площади осуществлялась согласно утвержденным проектам. Максимальный уровень добычи нефти с площади был, достигнут в 1968 году, и составил 3,868 млн.т. До следующего проектного документа (1978 г) происходило снижение темпов отбора нефти, при увеличении обводненности продукции. Структура запасов изменилась в сторону увеличения доли трудноизвлекаемых. Отложения кристаллического фундамента достаточно полно были изучены при бурении до глубины 5100м скв. 20000, заложенной на своде Южного купола. Пройденные толщи относятся к архейскому возрасту и представлены глиноземистыми гнейсами, розовыми и зеленовато-серыми гнейсами с гранитом и биотитом, гранит - пироксеновыми породами с повышенным содержание железа. Породы кристаллического фундамента метаморфизированны, прорваны по разломам. Основным структурным элементом, которому подчинено распределение нефтяных залежей Ромашкинского месторождения является южный купол Татарского свода – структура первого порядка. Для современного рельефа кристаллического фундамента характерно блоковое строение, он состоит из трех блоков: Миннебаевского, Павлово-Сулеевского и Азнакаевского; разделенных неглубокими прогибами (10 – 20 м.) глубиной, меридионального простирания. Отложения терригенного девона в сглаженном виде повторяют структурные формы кристаллического фундамента и нивелируют частично или полностью существование в девонское время прогибы. В отложениях карбонатного девона и нижнего карбона отмечается резкое усложнение структурного плана по отношению к отложениям терригенного девона. В пределах сводовой части купола выделяется ряд террас, Павлово – Сулеевская терраса, на которой находится Зеленогорская площадь, окаймляет Альметьевскую и Миннебаевскую террасы, отделяясь от них Березовско – Абдрахмановским уступом на западе. На севере Павлово – Сулеевская терраса обрывается хорошо выраженным Сармановским прогибом, глубиной около 30 м. С востока и юга она ограничевается Азнакаевской и Бугульминской флексурами, переходящими в одноименные террасы и располагающимися соответственно к востоку и югу от Павловско-Сулеевской. 1.2 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов Основным объектом на Павловской площади являются терригенные коллекторы пашийского горизонта верхнего девона, в разрезе которого выделяются 8 пластов (сверху – вниз) “а”, “б ”, “б ”, “б ”, “в”, “г ”, “г ”, “д”. Параметр нефтеносности пластов, то есть соотношение количества скважин, вскрывших коллектор, уменьшится вниз по разрезу от 1,0 до 0,182. Средняя абсолютная отметка ВНК на площади составляет – 1488,6 м и по блокам изменяется незначительно. В целом по площади пласты с подошвенной водой вскрыты 303 скважинами, из них в 2 – х скважинах вскрыт ВНК в пласте “в”, в 99 – и в пласте “г ”, в 184 – х в пласте “г ” и в 18 – и в пласте “д”. Согласно принятой для коллекторов Ромашкинского месторождения классификации, породы по емкостным свойствам подразделяются на 1, (1) и (2) группы коллекторов. Наиболее высокими значениями пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по всем пластам характеризуются высокопродуктивные неглинистые коллекторы. В целом по горизонту средние значения пористости по группам коллекторов составляет 0,207 – по высокопродуктивной неглинистой группе 0,188 – по глинистой высокопродуктивной и 0,151 – по малопродуктивной группе. Среднее значение проницаемости по горизонту 0,463 мкм². По высокопродуктивным неглинистым коллекторам оно составляет 0,580 мкм², по глинистым высокопродуктивным 0,293 мкм² и по малопродуктивным 0,117 мкм². По нефтенасыщенности пород коллекторы также различают по группам. Наиболее высокими значениями нефтенасыщенности характеризуется высокопродуктивные неглинистые коллекторы – 0,832; самые низкие значения нефтенасыщенности по группе малопродуктивных коллекторов – 0,652. Глинистые высокопродуктивные коллекторы занимают промежуточное положение, значение нефтенасыщенности составляет – 0,779. В целом по горизонту среднее значение нефтенасыщенности - 0,798. Общая толщина горизонта Д1 по блокам изменяется незначительно от 38,5 м (4 блок) до 40,8 м (1 блок). Эффективные максимальные толщины вскрыты на 1 блоке (21,7м) и на 3 блоке (20,3 м). В целом по горизонту эффективная средняя толщина составляет 19,8 м, при интервале изменения от 6,0 до 41,6 м. Нефтенасыщенные толщины по горизонту колеблются от 1,0 до 30,4 метров и составляют в среднем 13,9 м. По блокам средняя нефтенасыщенная толщина изменяется от 13,5 (1 и 3 блоки) до 15,4 м (4 блок). Средние нефтенасыщенные толщины по пластам горизонта Д1 изменяются от 2-х м (пласты “б ” и “б ”) до 4,1 м (пласт “г ”), глинистые разрезы между ними от 2,6 до 3,1 м. 1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов Физико-химические свойства нефти на Павловской площади характеризуются 68 пластовыми пробами из 53-х скважин и 49-ю поверхностными пробами из 49-и скважин. Результаты исследования нефти и газа приведены в таблице 1. Параметры пластовых нефтей пашийского горизонта изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 5,8 до 9,8 МПа, среднее 8,6 МПа; газовый фактор равен 50,8 м³/т, плотность изменяется от 789 до 831 кг/м³, средняя 805,2 кг/м³. Вязкость изменяется от 2,7 до 6,4 мПа•с; объемный коэффициент изменяется от 1,101 до 1,179, средний 1,141. Плотность дегазированной нефти равна 848,4 кг/м³. Параметры поверхностной нефти изменяются в следующих пределах: вязкость при 20 °С от 12,2 до 27,1 мПа•с, средняя 18,0 мПа•с, содержание серы от 1,1 до 1,9%, среднее 1,4%. Выход светлых фракций составил 6,3% при разгонке до 100 °С, 24,5% до 200 °С, 47,2% до 300 °С. Поверхностные нефти Павловской площади девонского горизонта относятся к группе малосмолистых, малопарафинистых и малосернистых нефтей. Таблица 1 – Свойства пластовой нефти и газа Наименование Пласт Кол-во исследованных Диапазон изменения Среднее значение Скважин Проб Нефть Давление насыщения газом Мпа 26 36 5,8 – 9,8 8,6 Газосодержание, м³/т 28 41 54,0 – 69,4 64,0 Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м³/т Р1=0,5 МПа Т1=9°С - - - 40,0 Р2=0,1 МПа Т2=9°С - - - 10,8 Суммарный газовый фактор, м³/т - - - 50,8 Плотность, кг/м³ 43 57 789,0-831,0 805,2 Вязкость, МПа•с 42 54 2,7-6,4 3,7 Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. 37 49 1,101-1,179 1,1414 Пластовая температура, °С - - - 35 Плотность дегазированной нефти при дифразгазировании, кг/м³ 53 68 841,0-872,0 848,4 Таблица 2 – компонентный состав нефтяного газа при дифразгазировании, % моль . Наименование Выделившийся газ 1 2 Сероводород 0,01 Углекислый газ 0,41 Азот + редкие В т.ч. гелий 10,66 Метан 47,44 Этан 20,36 Пропан 13,92 Изобутан 1,53 Продолжение таблицы 2 1 2 Н – бутан 3,53 Изопентан 0,70 Н – пентан 0,79 Гексаны 0,57 Плотность газа, кг/м³ 1,1534 Таблица 3 – Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Наименование Пласт Кол-во исследованных Диапазон изменения Среднее значение Скважин Проб Месторождение, площадь Павловская Горизонт Пашийский Вязкость, мПа•с при 20°С 44 44 12,2-27,1 18,0 50°С 49 49 5,1-9,4 7,4 Температура застывания, °С -15 Содержание, % Смол селикагелевых Сера Асфальтенов Парафинов 1 14 13 1 1 14 13 1 1,1-1,9 1,4-6,1 15,1 1,4 2,7 2,6 Выход фракций, % Н.К. - 100°С До 150°С До 200°С До 300°С 15 22 17 15 22 17 2,5-10,0 15,0-30,0 38,0-54,0 6,3 24,5 47,2 В разрезе пашийских отложений на данной площади водоносными являются песчано-алевролитовые породы. Дебит скважин в этих отложениях колеблется от 1-15 до 280-410 м³/сут при динамических уровнях 500-1300 м от устья. Статический уровень устанавливается на абсолютных отметках – минус 25-33 м. По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину). Результаты исследования пластовых вод приведены в таблице 4. Общая минерализация составила 261,6-278,5 г/л среднее 269,1 г/л, плотность 1180,0 -1191,0 кг/м³, среднее 1186 кг/м³; вязкость – 1,83-1,97 мПа•с, среднее 1,88 мПа•с, рН равняется 4,1-5,4, среднее – 4,8. Пластовое давление составило 18,6-19,2 МПа. Температура пластовых вод 37-40°С. Состав газа азотно-метановый. Газонасыщенность составляет 0,31-0,36 м³/т. Упругость газа 2,0-6,0 мПа. Объемный коэффициент 1,0013. Таблица 4 – Физические свойства пластовых вод пашийских отложений Наименование Пласт Кол-во исследованных Диапазон изменения Среднее значение Скважин Проб Пластовая вода Вязкость, мПа•с 18 20 1,80-1,97 1,88 Газосодержание, м³/т 18 20 0,31-0,36 - Объемный коэффициент, доли ед. 18 20 1,0013 - Общая минерализация, г/л 18 20 261,5596 278,5201 269,1408 Плотность, кг/м³ 18 20 1180 1191 1186 1.4 Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин Таблица 5 – Фонд скважин Состав фонда 01.01.2005 г. 01.01.2006 г. 1 2 3 1) действующий фонд, всего в том числе а) фонтанные с дебитом более 5 т/сут б) фонтанные с дебитом менее 5 т/сут в) ЭЦН г) СКН 354 0 0 179 175 360 0 0 178 182 2) бездействующий фонд, всего в том числе а) после эксплуатации б) в освоении после бурения 34 34 - 28 28 - 3) эксплуатационный фонд, всего 389 388 4) нагнетательный фонд, всего в том числе 190 192 Продолжение таблицы 5 1 2 3 а) под закачкой б) в освоении в) бездействие после закачки 180 - 10 175 - 17 5) контрольные 5 6 6) пьезометрические 26 23 7) в консервации 0 0 8) переведены на другие горизонты 80 89 9) ликвидированные 133 132 10) в ожидании ликвидации 20 18 11) дающие техническую воду 0 0 12) переведены с других горизонтов 2 2 13) поглотительные 0 0 14) пробурено, всего 841 846 3 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНОЙ ТЕХНИКЕ (ЗАЩИТЕ) И ОХРАНЕ ТРУДА 3.1 Вредности и опасности в нефтяной промышленности Эксплуатационная колонна должна быть рассчитана на максимальное давление, ожидаемое при испытании и эксплуатации скважины. Превышать давление в эксплуатационной колонне и межколонном пространстве выше допустимого для данной марки обсадных труб запрещается. До ввода в эксплуатацию законченной бурением скважины должно быть демонтировано оборудование, произведена планировка территории возле скважины. При освоении, а также текущем и капитальном ремонтах скважин соответствующие бригады должны быть обучены и проинструктированы безопасному ведению работ на случай открытого нефтегазовыброса в соответствии с планом мероприятий по ликвидации нефтегазовыброса, который должен быть разработан для каждой бригады. Рабочая площадка у устья скважины должна иметь размер не менее 4×6 м при оборудовании скважины вышкой и не менее 3×4 м при оборудовании скважины мачтой. Мостки должны быть шириной не менее 1 м. Стеллажи должны иметь размеры, обеспечивающие возможность укладки труб и штанг, необходимым для данной скважины. Длина мостков и стеллажей должна обеспечивать свободную укладку труб и штанг без свисания их концов. В случае возвышения мостков над уровнем земли более чем на 0,5 м с них должны быть устроены сходни. Для предотвращения раскатывания труб стеллажи должны оборудоваться предохранительными стойками. Толщина досок настила площадки и мостков должна быть не менее 50 мм. Допускается применение передвижных мостков и стеллажей. В воздух производственных объектов нефтяной и газовой промышленности основной объём вредных веществ поступает из нефти и газа, продуктов их переработки и сгорания. Опасные выбросы вредных веществ в воздух возможны при всех технологических процессах бурения, добычи, подготовки, транспортирования и хранения нефти, газа и газового конденсата. В большинстве случаев ядовитые вещества при дыхании проникают в кровь и разносятся по всему организму, попадая в жизненно важные органы. Глубина и тяжесть действия вредных веществ на человека зависят от их вида. Существенное влияние на токсичность веществ оказывают их агрегатное состояние и физические свойства. Газы (пары) и аэрозоли при прочих равных условиях токсичнее, чем твёрдые вещества и жидкости. Токсические свойства выше у кипящих при низких температурах и легко испаряющих жидкостей (бензин, бензол, эфиры более токсичны, чем масла и мазуты). Некоторые свойства, проникая в организм, накапливаются в отдельных органах (например, ртуть в печени). По мере накопления они усиливают своё вредное биологическое действие на организм. Особенно опасна функция кумуляция (свинец, мышьяк, ароматические углеводороды), вызывающая изменения в функциях отдельных органов и повышающая чувствительность их к другим не опасных до этого веществ. Высокая температура, шум, вибрация улучшают всасывание ядовитых веществ и усиливают их давление на организм человека. Воздух производственных объектов современной нефтяной и газовой промышленности обычно загрязняется природным и попутным нефтяным газом, парами сырой нефти, её фракций, конденсата, метилового спирта, ПАВ, полимерных добавок, а также сероводородами, меркаптанами, углекислым газом, окисью и двуокисью азота и большим числом химически активных веществ, используемых в технологических процессах. Также атмосфера объектов нефтяной и газовой промышленности загрязняется промышленной пылью. Опасность пыли как профессиональной вредности зависит от её химического и дисперсного состава, физико-химической активности, растворимости, адсорбционных и других свойств, а также от концентрации и времени пребывания, работающих в запылённой атмосфере. Особо опасными ядами при разработке нефтяных и газовых месторождений являются неуглеводородные газообразные, парообразные и жидкие вещества, содержащиеся в относительно больших объёмах в сернистой нефти, природного газа и продуктах их переработки. Большую опасность для человека представляют кислоты и щёлочи, которые могут обезвоживать, разрушать верхние слои кожи, вызывать тяжёлые ожоги. Ожоги могут быть вызваны также действием хлорной извести, фенола, аммиака и др. веществ. Основными источниками этих ядов в структуре крупных газодобывающих комплексов являются: факелы на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) и газоперерабатывающих заводов, дымовые трубы, установки для получения серы, продувка скважин, выпуск газа из трубопровода и ёмкостей перед ремонтом и производством сварочных работ, ямы жидкой серы. Объёмы этих выбросов достигают иногда 5 – 6% всего добываемого газа и создают большую опасность для людей и окружающей среды. На промыслах основное количество вредных веществ поступает в воздух из резервуаров, скважин, находящихся в стадии проходки и ремонта, факелов, при разливах и утечках нефти, паров и газов, при аварийном повреждении ёмкостей, нефтепродуктов, через сальники и задвижки, вентили, краны и др. запорную, регулируемую арматуру, пропуски во фланцевых соединениях, через не плотности в швах. Важнейшими профилактическими мероприятиями следует считать разработку и внедрение современных схем безотходной технологии, новых закрытых процессов и более герметичного, надёжного оборудования, ограничение применения вредных веществ. На производственных объектах нефтяной и газовой промышленности, где в больших объёмах используются кислоты и щёлочи, необходимо исключать переливы кислот при заполнении ёмкостей. Рекомендуется транспортировать эти опасные жидкости по специальным трубопроводам с автоматическим контролем за перекачкой; слив кислоты из железнодорожных цистерн выполнять при помощи гибких шлангов. Для наполнения мелкой тары необходимо применять сифоны; при разбавлении кислоты наливать в воду, а не наоборот. Разлившуюся кислоту необходимо нейтрализовать каустической содой или известью. Основные методы первой помощи: при отравлении – искусственное дыхание, внешний массаж сердца; при химических ожогах – удаление одежды, наложение стерильной повязки, промывание места ожога большим количеством воды, удаление кислоты фильтрованной бумагой, вынос пострадавшего на свежий воздух. 3.3 Обеспечение пожарной безопасности Работа по технологическому процессу приготовления и закачки композиции должны проводиться согласно требованиям следующих основных нормативно технических документов: Федеральный закон “Об охране окружающей среды” от 10.01.2002 г, “Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности”, утверждённого постановлениями Госгортехнадзора РФ от 09.04.1998 г (РД 08-20098), с дополнениями и изменениями от 11.08.2000 г, “Правила безопасности при проведении погрузочно-разгрузочных работ” ГОСТ 12.2-009.76. Инструкции о мерах пожарной безопасности в НГДУ должны разрабатываться по основным правилам пожарной безопасности, нормативно-технических, нормативных и др. документов, содержащих требования пожарной безопасности, исходящих из специфики пожарной безопасности зданий, сооружений, технологических процессов, технологического производственного оборудования. В инструкциях о мерах пожарной безопасности необходимо отражать следующие вопросы: а) порядок содержания территории, зданий и помещений, в том числе эвакуационных путей; б) мероприятия по обеспечению пожарной безопасности при проведении пожароопасных работ; в) порядок и нормы хранения и транспортирования взрывопожароопасных веществ и пожароопасных веществ и материалов; г) места курения, применения открытого огня и проведения огневых работ; д) содержания и хранения спецодежды; Обязанности и действия работников при пожаре, в том числе: 1) правила пожарной службы; 2) порядок остановки технологического оборудования; 3) порядок отключения вентиляции и электрооборудования; 4) правила применения средств пожаротушения и установок пожарной автоматики; 5) порядок эвакуации горючих веществ и материальных ценностей; 6) порядок осмотра и проведения пожаровзрывобезопасное состояние помещений, территорий и оборудования. Скважины, предназначенные для обработки, должны отвечать требованиям, изложенным в протоколе “О требованиях к состоянию скважин для методов повышения нефтеотдачи пластов”, утвержденного управлением Приволжского округа Госпроматомнадзора от 29.11.1998 г, т.е. запрещается проведение работ в следующих случаях: а) эксплуатационная колонна не герметична; б) наличие заколонных перетоков; в) в скважине не проводилось цементирование кондуктора и цементный камень за эксплуатационной колонной ниже “башмачка” кондуктора; г) в скважине не разобщены достаточно надежно минерализованные и пресные воды. При работах следует строго соблюдать правила пожарной безопасности. Выхлопные трубы двигателей передвижных агрегатов должны быть оборудованы глушителями и нейтрализаторами выхлопных газов (искрогасителем) или выведены на высоту не менее 2 м от платформы агрегата. Обогревать устьевую арматуру, оборудование, трубопроводы следует только горячей водой или паром. Запрещается применять открытый огонь. Для пожаротушения использовать огнетушители пенные марки ОХП-10, углекислотные, сухой песок, водяной пар и другие. Во избежание разрушения от вибрации выкидные линии в ёмкость и коллектор (амбар) должны быть закреплены и заякорены. Нагнетательные и выкидные трубопроводы обвязки устья скважины нужно располагать таким образом, чтобы не мешать доступу к установкам и оборудованию. В местах переезда автотранспорта через трубопроводы их укладывать в стальные патроны и заглублять в землю. 4 ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 4.1 Мероприятия направленные на охрану недр и окружающей среды в НГДУ “Азнакаевскнефть” Воздух. Под загрязнением окружающей среды понимается всякое искусственное или естественное изменение физических, химических и биологических характеристик атмосферы, земли и воды, ухудшающее условия жизнедеятельности растительных или животных организмов немедленно, а также в будущем. В нефтяной промышленности множество объектов и различных технологических процессов, служащих источниками утечек углеводородов (или других рабочих агентов) и загрязнения окружающей среды. Наиболее губительны для здоровья людей токсичные соединения свинца и серы. Атмосфера в районах добычи нефти загрязняется сернистыми соединениями в результате сжигания минерального топлива в стационарных установках. Сера может содержаться в виде соединений в угле, нефти, природном и нефтяном газе некоторых месторождений. При сжигании газа в факелах сернистые соединения улетучиваются в атмосферу. При эксплуатации нефтегазовых месторождений воздух загрязняется главным образом при подготовке, транспорте и хранении нефти и газа из-за неисправности элементов оборудования замерных установок, системы сбора продукции скважин и испарений нефти из ёмкостей, отстойников, резервуаров, открытых амбаров и др. Общее количество вредных выбросов в районах добычи нефти и газа можно снизить совершенствованием технологических процессов и широким внедрением различных методов утилизации и очистки газа. Почва и растительный мир. В процессе разработки нефтегазовых месторождений почва загрязняется нефтью, нефтепродуктами, различными химическими веществами и высокоминерализованными сточными водами. При разработке и эксплуатации нефтегазовых месторождений предотвратить загрязнение почвы и сохранить растительный мир можно в результате следующих мероприятий: 1. Разработки и внедрения эффективных методов и средств отделения выбуренной породы (шлама) от буровых сточных вод и вывоза его в специально отведённые места. 2. Уменьшение объёмов использования промывочных растворов за счёт повторного использования буровых сточных вод, улучшения техники и технологии их очистки. 3. Закачки отходов бурения в поглощающие и под продуктивные пласты и внедрения новых способов передвижения буровых вышек. 4. Строительства ледовых дорог с учётом особенностей северных районов. 5. Разработки и внедрения микробиологической очистки почв от загрязнений нефтью и нефтепродуктами. 6. Ускорения строительства систем сбора и переработки нефтяных газов и газоконденсата. 7. Прокладки трубопроводов (в высоких широтах) наземным способом на опорах или насыпном основании. 8. Строгого регламентирования передвижения транспортных средств в зонах промышленных и сельскохозяйственных земель. Недра. В процессе бурения и эксплуатации нефтяных месторождений создаются условия для нарушения экологического равновесия недр. Так, длительная практика заводнения продуктивных пластов на некоторых нефтяных месторождениях показывает, что с ростом объёмов закачки существенно уменьшаются минерализация пластовой воды и концентрация хлоридов и увеличивается концентрация сульфатов. Закачка в пласты пресных, промысловых, сточных и морских вод и смещение их в различных сочетаниях изменяют химический состав пластовых вод. К закачке сточных вод в поглощающие горизонты нефтяных месторождений предъявляются повышенные требования, и допускается она в определенных гидрогеологических условиях, а именно – при достаточной толщине и значительном простирании пласта, его высокой проницаемости, значительной глубине залегания и наличии надёжных водоупорных слоёв, изолирующих поглощающий горизонт от горизонтов с пресными или целебными водами, достаточном удалении от области питания данного горизонта. Предотвратить загрязнение недр и подземных водных источников можно при выполнении следующих мероприятий: 1. Широкое внедрение в районах добыче нефти замкнутых систем водоснабжения с ограниченным забором свежей воды и максимальным использованием для заводнения пластов промысловых сточных вод. 2. Внедрение эффективных методов и способов подготовки нефти, газа и пластовых вод с целью снижения потерь углеводородов. 3. Замена водяного охлаждения действующих систем (УКПН, газокомпрессорных станций и др.) воздушным. 4. Использование передвижных металлических ёмкостей для сбора нефти при освоении, глушении и подземном ремонте скважин с последующей транспортировкой её на нефтесборные пункты. 5. Внедрение надёжных методов защиты оборудования и коммуникаций от коррозионного воздействия. 6. Использование эффективных диспергирующих средств, для удаления нефти и нефтепродуктов с поверхности водоёмов. Поверхностно-активные вещества (ПАВ). ПАВ при закачке в пласт адсорбируется на поверхности поровых пространств, на границах раздела нефть – вода и понижает поверхностное натяжение. Некоторые ПАВ даже при небольшой концентрации значительно снижают поверхностное натяжение на границе с нефтью и твёрдой поверхностью. ПАВ представляют собой органические вещества, получаемые обычно из углеводородов, входящих в состав нефти, а также из спиртов, фенолов, жирных кислот и щелочных солей – мыл и выпускаемых нефтехимической промышленностью синтетических жирозаменителей и моющих веществ. Некоторые ПАВ помимо уменьшения поверхностного натяжения способствуют гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, т.е. ухудшают их способность смачиваться водой. При закачке ПАВ в пласт, поверхность после адсорбции становится гидрофобной. Плёночная нефть, отрываясь от твёрдой поверхности, превращается в мелкие капельки, уносимые фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину. Гидрофобизация стенок поровых каналов породы пласта также способствует повышению водоотдачи и снижению водонасыщенности призабойной зоны. В результате обработки призабойной зоны раствором ПАВ проницаемость породы для нефти увеличивается, а для воды уменьшается. Следовательно, при этом восстанавливается дебит скважин по нефти и уменьшается дебит воды. Раствор ПАВ способствует удалению из поровых каналов твёрдых тонко- и мелкодисперсных частиц. Преимущество применения водных растворов ПАВ для увеличения нефтеотдачи – малый объём капитальных вложений, простота изготовления и обслуживания установок по приготовлению и дозировке, возможность их быстрого использования на нефтедобывающих предприятиях. Таким образом, применение ПАВ – один из наиболее простых методов, повышающих эффективность разработки нефтяных месторождений. При разработке месторождения для обеспечения безопасности населения должны руководствоваться с действующими законами, постановлениями и положениями. При бурении и эксплуатации скважин проводятся следующие мероприятия, направленные на охрану недр и окружающей среды: 1. Рациональная схема снятия и сохранения плодородного слоя почвы при строительстве нефтяных скважин и восстановление земель по окончании строительства. 2. Замкнутая система водоиспользования на буровой. 3. Переход на стационарную ёмкостную циркуляционную систему для бурового раствора по мере поступления соответствующего оборудования. 4. Реализация комплекса мероприятий по обеспечению герметичности цементного кольца за колонной в условиях повышенных перепадов давлений между разобщёнными пластами. 5. Изоляция поглощающих горизонтов в необсаженном стволе скважины до крепления колонны. 6. В ликвидированных скважинах против интервалов продуктивных пластов устанавливают цементные мосты, а устья скважин должны быть оборудованы цементной тумбой. 7. В эксплуатационных скважинах при необходимости производить термометрирование и исследование резистивиметром для определения состояния колонны и заколонного пространства. 8. Нагнетательные скважины, закачивающие сточные воды оборудуются пакером, футерованным НКТ, а межтрубное пространство заполняется антикоррозионной жидкостью. 9. В скважинах, оборудованных ШГН, применяют самоуплотняющийся сальник СУСГ-2. 10. В нагнетательных скважинах исследуется герметичность колонн. 11. Сбор продукции скважины осуществляется в герметизированной системе. 12. Предусматривается максимальная утилизация газа. 13. Сбор и подготовка нефти и воды осуществляется в соответствии с “Унифицированными технологическими схемами и комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды в нефтедобывающих районах”. 14. Предусматривается очистка сточных вод, используемых в системе ППД, до установленных кондиций. 15. Строительство установок для предварительного сброса попутной воды, добываемой с нефтью. 16. Территория скважины оборудуются бетонированной площадкой. 17. Для технологической жидкости (глинистый раствор, пластовая вода и другие промывочные жидкости) применяют оборудование с герметизированной системой. 18. Производят обвалование территории вокруг нефтепромысловых объектов и скважин. 19. Осуществляется проверка и ревизия скважин с целью выявления и ликвидации пропусков нефти и газа. 20. Контролируется состояние родников и колодцев. Похожие статьи:
|
|