Магистерская диссертация на тему: Зарубежных установках фирмы SТRЕАМLINЕ имеется сис обезвоживания, так зываемый блок флокуляции

Введение

1. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В КРАСНОДАРСКОМ КРАЕ

1.1. Общие сведения о Анастасиевско-Троицком газонефтеместорождении

Краснодарский край - один из старейших нефтедобывающих регионов России. В крае учтено 98 месторождений углеводородного сырья (63 нефтяных, 24 газонефтяных, 11 нефтегазоконденсатных) с суммарными извлекаемыми запасами нефти категорий А+В+С1 - 44,363 млн. т, категории С2 - 13,430 млн. т, из которых запасы распределённого фонда недр составляют категории А+В+С1 - 34,241 млн. т (77 %), С2 - 5,799 млн. т (43 %).

Освоением месторождений в Краснодарском крае заняты более 20 предприятий нефтегазодобывающего комплекса страны.

Государственным балансом учтено 127 месторождений горючих газов, в том числе 93 - с запасами свободного газа, включая газ газовых шапок (35 - газовых, 23 - газоконденсатных, 24 - газонефтяных, 11 нефтегазоконденсатных) - всего категорий А+В+С1 - 0,102 млрд. м³ и категории С2 - 0,009 млрд. м³.

Из общего количества запасов свободного газа к распределенному фонду недр относится 0,095 млрд. м³ категорий А+В+С1 и 0,007 млрд. м³ - категории С2.

Запасы растворенного газа учтены на 69 месторождениях - категорий А+В+С1 -0,012 млрд. м³, категории С2 - 0,0045 млрд. м³.

По величине запасов свободного газа категорий А+В+С1+С2 из 93 месторождений одно месторождение (Анастасиевско-Троицкое) относится к средним (52 % разведанных запасов края), остальные - к мелким.

На территории Краснодарского края освоением месторождений со свободным газомзаняты 2 основных предприятия: ОАО "НК "Роснефть" и ООО "Газпром добыча Краснодар".

Учтены 28 месторождений, из них 19 газоконденсатных и 9 нефтегазоконденсатных с суммарными извлекаемыми запасами конденсата категорий А+В+С1 - 0,0048 млн. т, категории С2 - 0,0016 млн. т.

В распределенном фонде недр учтено 4,802 млн. т категорий А+В+С1 и 1,658 млн.т категории С2.

Анастасиевско -Троицкое нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Славянском районе Краснодарского края РФ, в 125 км к западу от г Краснодар.

Было открыто в 1953, разрабатывается с 1954.

К 1989 г общее число скважин на месторождении достигло 1517.

Месторождение входит в Северо-Кавказско-Мангышлакскую нефтегазоносную провинцию.

Ceвepo-Кавказско-Мангышлакская НГП простирается на площади более 530 тыс км2 на территории РФ ( Ростовская обл, Краснодарский и Ставропольский края, Калмыкия, Кабардино- Балкария, Северная Осетия, Чечня, Ингушетия, Дагестан), Украины, Казахстана, Узбекистана.

Месторождение приурочено к брахиантиклинали в пределах Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны.

Складка осложнена 2мя сводовыми поднятиями.

Месторождение многопластовое, с широким стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности - от киммерийского яруса до чокракского включительно.

Стратиграфия Анастасиевско-Троицкого района, начатая в 1952 г изучено довольно детально, на Анастасиевско-Троицкой площади скважинами был вскрыт разрез осадочных образований от майкопских отложений до антропогена включительно.

Установлены 10 залежей в плиоцене и миоцене на глубине 750-1770 м. Горизонты 1, 1а, 2, 3 содержат газ, 4- нефть с газовой шапкой, 5, 6, 7а, 7 - нефть.

Отложения нижнего сармата, караганского и чокракского горизонтов дали небольшие, непромышленные притоки нефти.

Залежи - пластовые сводовые, некоторые литологически ограниченные.

Основной продуктивный горизонт - 4 с эффективной толщей до 50 м.

Газонефтяной контакт 1502 м, водонефтяной - 1521-1532 м.

Высота газовой шапки 100 м.

Коллекторы поровые (пески и песчаники); пористость 20-30%, проницаемость до 900 мД.

Начальное пластовое давление соответствует гидростатическому, t 38-66°С.

Состав газа (%): CH4 - 91- 98; С2Н6 + высшие - 3,5-0,80; СО2 - 5,0-0,2; N2 - до 1,3.

Рисунок 1. Анастасиевско-Троицкое газонефтяное месторождение [9]. Геологический разрез: 1 - нефть; 2 - газ; 3 - диапировое ядро

Предыдущая лицензия на добычу нефти, газа и газового конденсата на Анастасиевско-Троицком НГКМ была выдана Роснефти в 2006 г сроком до 31 декабря 2034 г.

Теперь же лицензия продлена до 31 декабря 2073 г.

В 2013 г на месторождении были проведены 3 операции гидравлического разрыва пласта (ГРП) с использованием мобильного комплекса, спроектированного Санкт -петербургским ПКБ Автоматика по заказу Министерства образования и науки ( Минобрнауки ) РФ.

Месторождение является основным для РН-Краснодарнефтегаза, дочки Роснефти.

В 2015 г РН-Краснодарнефтегаз добыл 100 млрд м3 газа с начала своей производственной деятельности.

И почти 50% этого объема обеспечило Анастасиевско-Троицкое НГКМ.

Добыча нефти в регионе идет с 1864 г и месторождения в Краснодарском крае сильно истощены.

Ресурсную базу нефти и газа в регионе в целом сформировали в 1950-1960е гг.

В 1м полугодии 2016 г объем добычи нефти, включая газовый конденсат, в Краснодарском крае снизился на 1,5% и составил 463 тыс т.

Нефтегазовая залежь IV меотического горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения в течение длительного времени обеспечивала основной объём добычи нефти в Краснодарском крае. И сегодня, по истечении более 50 лет разработки, находясь на завершающей стадии разработки, доля добываемой из залежи нефти достигает 31,6 % в общем балансе ООО "РН - Краснодарнефтегаз". Месторождение по своим свойствам уникально, т.к. при полувековой истории разработки на сегодняшний день 356 скважин работают фонтанным способом.

1.2 Воздействие на окружающую среду

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяются методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны.

По мере разработки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается. Причина этого заключается в "засорении" призабойной зоны - заполнении пор твердыми и разбухшими частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина, гидратами (в газовых пластах) и т.д.

Для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) относятся к механическим методам.

Гидроразрыв пласта производится путем закачки в него под давлением до 60 МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазута, керосина, дизельного топлива) и других жидкостей. В результате этого в породах образуются новые или расширяются уже существующие трещины. Чтобы предотвратить их последующее закрытие, в жидкость добавляют песок, стеклянные и пластмассовые шарики, скорлупу грецкого ореха.

Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны, и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в 2...3 раза.

Проведение ГРП приводит к увеличению добычи нефти, но так же увеличивает количество жидкого бурового шлама который состоит из воды, нефти, песка, стеклянных и пластмассовых шариков, скорлупы грецкого ореха.

Гидроразрыв пласта (ГРП) - один из методов интенсификации работы нефтяных, газоконденсатных, газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин.

Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины.

После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает. Метод позволяет "оживить" простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна. Кроме того, в настоящее время метод применяется для разработки новых нефтяных пластов, извлечение нефти из которых традиционными способами нерентабельно ввиду низких получаемых дебитов. Также применяется для добычи сланцевого газа и газа уплотненных песчаников.

Технология осуществления ГРП при добыче углеводородов включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосных станций жидкости разрыва (гель, в некоторых случаях вода, либо кислота) при давлениях выше давления разрыва продуктивного пласта. Для поддержания трещины в открытом состоянии, как правило, в терригенных коллекторах используется расклинивающий агент - проппант, в карбонатных - кислота, которая разъедает стенки созданной трещины. Однако и в карбонатных коллекторах может быть использован проппант.

При добыче нетрадиционного газа ГРП позволяет соединить поры плотных пород и обеспечить возможность высвобождения природного газа. Во время проведения гидроразрыва в скважину закачивается специальная смесь. Обычно она на 99% состоит из воды и песка (либо проппанта), и лишь на 1% - из химических реагентов. Состав химических веществ открыт. Среди них, например, ингибитор коррозии, понизители трения, стабилизаторы глин, химическое соединение, сшивающее линейные полимеры, ингибитор образования отложений, деэмульгатор, разжижитель, биоцид (химреагент для разрушения водных бактерий), загуститель.

ГРП является высокоэффективной технологией интенсификации притока, повышения отдачи углеводородов. Эффективность достигается за счет устранения скин - фактора и увеличения площади дренирования скважины посредством создания крыльев трещины при условии обеспечения плановой проводимости трещины. Концептуально, в пластах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) проектируются длинные трещины с несколько меньшей проводимостью, чем в пластах с высокими ФЕС, когда для оптимального отбора запасов углеводородов требуются более короткие, но широкие трещины.

Планирование ГРП на скважине начинается с изучения геологического потенциала объекта инициации, технического состояния скважины, опыта проведенных ранее работ по интенсификации, статистических данных результатов ГРП по данному пласту. Далее составляется дизайн проект - программа работ по ГРП с учетом получения оптимальной по геометрии трещины разрыва, даются рекомендации по подготовке скважины к ГРП и дальнейшему освоению.

Важным значением для качества ГРП является выполнение дизайн-проекта ГРП, в том числе соблюдение программы ввода деструктора в жидкость разрыва, обеспечивающей наиболее полное разложение геля в пласте и получение плановой проводимости трещины. Наибольший технологический результат от ГРП следует ожидать при минимальном времени разрыва между временем окончания ГРП и временем очистки трещины от жидкости ГРП (освоением). С использованием технологии ГРП добиваются увеличения дебита углеводородов в несколько раз, продолжительность эффекта может сохраняться от 2 до 5 лет.

Рисунок 2. Метод гидроразрыва пласта

Схема работ:

В состав комплекса входят:

1. Машина контроля и управления МКУ - 1 шт.

2. Насосный агрегат (с подпитывающим насосом) - 1 шт.

З. Насосный агрегат - 3 и более шт.

4. Агрегат приготовления смеси - 1 и более шт.

5. Машина манифольдов - 1 шт.

б. Агрегат сыпучих компонентов - 1 шт.

7. Агрегат транспортно-установочный - 1 шт.

8. Вертикальные цистерны - (по заказу)

Комплекс размещается на грунтовой площадке на территории нефтегазовых промыслов. Комплекс может работать в любое время года и суток.

Основные эксплуатационные характеристики комплекса ГРП:

1. Максимальное рабочее давление, создаваемое на устье скважины - 995 кг/см2

2. Максимальная подача рабочей жидкости или смеси на устье скважины до - 8 м3/мин.

3. Максимальная плотность (концентрация) ТСК в смеси - 1500 кг/м3

Комплекс ГРП применим для разрыва пластов с различной литологией, как в терригенных, так и карбонатных породах, имеющих проницаемость от долей миллидарси до дарси. Возможно проведение ГРП в эксплуатационных, нагнетательных и поисково-разведочных скважинах глубиной от 500 до 5000 метров с применением геля на углеводородной и водной основах.

Особенности применения

ГРП является технологией радикального воздействия на залежь и имеет ряд граничных условий, когда применение разрыва возможно и оправдано. К ограничивающим геолого-техническим условиям относится:

- близкое расположение водоносных горизонтов и отсутствие надежных геологических экранов;

- отсутствие или низкое качество цементного кольца за обсадной колонной.

При принятии решения о производстве ГРП в условиях близких к граничным условиям в каждом конкретном случае учитывается возможность проведения альтернативных технологий интенсификации, риски и масштабы ГРП, возможные сценарии развития трещин и их последствия.

Применение технологии ГРП достаточно обширно - от низко до высоко проницаемых коллекторов в газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах. Кроме того, с использованием ГРП можно решать специфические задачи, например, ликвидировать пескопроявления в скважинах (см.презентацию), получать информацию о ФЕС объектов испытания в поисково-разведочных скважинах (см. презентацию) и др.

В последние годы развитие технологий ГРП в России направлено на увеличение объемов закачки проппанта, производство азотных ГРП, а также многостадийных ГРП в горизонтальных стволах скважин.

1.3 Проблемы защиты недр и окружающей среды в нефтегазовой отрасли. Источники воздействия

Согласно статье 1 Федерального закона " Об охране окружающей среды 18", под загрязнением окружающей среды понимается поступление в нее вещества и (или) энергии, свойства , местоположение или количество которых оказывают негативное воздействие на окружающую среду. При этом загрязняющим веществом считается вещество или смесь веществ, количество и (или) концентрация которых превышают установленные для химических веществ, в том числе радиоактивных, иных веществ и микроорганизмов, нормативы и оказывают негативное воздействие на окружающую среду.

В естественных науках различные подходы к понятию "загрязнение окружающей среды".

Одно из определений этого термина в экологии звучит как "неблагоприятное изменение нашего окружения, являющееся полностью или в основном побочным результатом деятельности человека" (Б. Небел, 1994). Также к загрязнению относят внесение в ту или иную экологическую систему несвойственных ей живых и (или) неживых компонентов, физических или структурных изменений, прерывающих или нарушающих процессы круговорота и обмена веществ, потока энергии с непременным следствием в виде снижения продуктивности или разрушения этой экосистемы 19.

Французский ученый Ф. Рамад определял загрязнение как "неблагоприятное изменение окружающей среды, которое целиком или частично является результатом человеческой деятельности, прямо или косвенно меняет распределение приходящей энергии, уровни радиации, физико -химические свойства окружающей среды и условия существования живы х существ" [20].

Естественнонаучный словарь определяет загрязнение как привнесение в среду или возникновение в ней новых (не характерных для нее) физических, химических или биологических агентов, или превышение естественного среднемноголетнего уровня концентрации тех же агентов в рассматриваемый период [21].

В науке различают следующие виды загрязнения окружающей среды: химическое, физическое и биологическое. Обратим внимание на то т факт, что применительно к недрам основным видом загрязнения будет являться химическое: например, загрязнение недр веществами и материалами в случае их захоронения, осуществленного с нарушением правил, или загрязнение недр (в частности подземных вод) при разработке их ресурсов.

Роль минерально-сырьевого комплекса в социальной и экономической жизни Российской Федерации переоценить невозможно. Он является главным конкурентным преимуществом нашей страны на мировой арене, донором государственного бюджета, двигателем, который способен обеспечить модернизацию российской промышленности и ее переход на новый технологический уклад. И в среднесрочной перспективе позиция России в глобальной экономике и геополитике будет в значительной мере зависеть от себестоимости, количества и качества извлекаемого из недр минерального сырья [17]. Все это указывает на то, что на недра оказывается огромная антропогенная нагрузка, которая со временем будет только увеличиваться. Ввиду чего, вопросы, связанные с загрязнением и повреждением недр, являются одними из самых важных и актуальных на сегодняшний день как в России, так и в мире.

Недра определяются как часть земной коры, расположенной ниже почвенного слоя, а при его отсутствии - ниже земной поверхности и дна водоемов и водотоков, простирающейся до глубин, доступных для геологического изучения и освоения. Вопросы владения, пользования и распоряжения недрами находятся в совместном ведении Российской Федерации и субъектов Федерации.

Несмотря на то, что недра - это объект неживой природы, и ка к таковой жизни в них нет, от их состояния во многом зависят различные показатели всех существующих природных сред, поскольку недра в прямом смысле слова являются основой жизнедеятельности на Земле. Кроме того, загрязнение из недр может распространиться на любую составляющую окружающей среды (морскую среду, почвы, поверхностные воды, атмосферный воздух и т.п.).

Например, подземные воды поддерживают питание родников, обеспечивают по дачу влаги корням растений, оберегают реки и озера от обмеления, используются в хозяйственно -питьевых и иных нуждах человека, применяются для лечебных целей. Растущая техногенная нагрузка на окружающую среду привела к тому, что подземные воды подверглись загрязнению. Стремительно уменьшаются запасы питьевой воды на планете, ухудшается ее качество.

Все э то сказывается на здоровье людей, разнообразии животного и растительного мира. В напорные водоносные горизонты химические загрязнения поступают из подземных вод по стволу водозаборной или разведочной скважины при ее плохой изоляции от смежных водоносных горизонтов.

Одним из источников загрязнения недр являются предприятия нефтегазового комплекса. Газо- и нефтепромысловое бурение скважин, изменение естественного газо -, гидро- и термодинамического режимов месторождений в процессе их эксплуатации, а также их прежде временное истощение могут быть причиной нарушения инженерно-геологического баланса. Серьёзным источником загрязнения недр являются буровые растворы, зона проникновения которых в пласт бывает весьма значительной, а также буровой шлам, содержащий различные химические реагенты, применяемые в бурении, в том числе и весьма токсичные [22].

Каждый гидроразрыв является, по сути, микроземлетрясением, вызываемым на огромной глубине. Но разрыв пласта и загрязненная химикатами вода, которую часто закачивают нефтгазодобывающие компании обратно под землю, чтобы избежать расходов на утилизацию, могут стать причиной и настоящего землетрясения. Так, в штате Оклахома до 2008 года, в котором была начата активная разработка месторождений сланцевого газа, в среднем ежегодно регистрировалось одно землетрясение магнитудой более 3.0 балла. После 2008 года подобные землетрясения такой силы стали сотрясать штат постоянно. Только с начала 2014 года было зарегистрировано свыше 240 случаев.

Похожая ситуация наблюдалась и в Великобритании, где в 2011 году произошло землетрясение в районе добычи газа. Этот случай вынудил власти страны наложить запрет на разработку месторождений сланцевого газа. Подобные факты также используются противниками сланцевого газа в качестве аргумента против данного источника энергии.

Ученые утверждают, что благодаря сейсмическому моделированию, которое проводится перед бурением каждой скважины, можно предугадать сейсмическую активность после проведения гидроразрыва и минимизировать риск возникновения землетрясения.

Эта технология постоянно совершенствуется, к примеру, в 2012 году ученые Калифорнийского университета разработали первую компьютерную модель сегмента разлома землетрясения. Эта технология позволит изучать не только сам динамический разрыв, который производит сотрясение земли, но и всю историю сброса и взаимодействия между быстрыми и медленными фазами деформации.

Возможно, именно подобные усовершенствования технологии сейсмического моделирования стали причиной снятия в 2014 году запрета на разработку месторождений сланцевого газа правительством Великобритании. Причем в зону, в которой будут буриться скважины, входят не только безлюдные местности, но и густонаселенные города вроде Манчестера и Ливерпуля.

Протяженность трещин, образовавшихся после проведения ГРП, может достигать нескольких сотен метров при средней ширине до 5 мм. Они становятся новыми проводниками нефти, значительно улучшая контакт скважины с пластом и расширяя площадь притока жидкости в скважину. В среднем однократный гидроразрыв пласта позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в два-три раза. В горизонтальной скважине может быть одновременно проведено несколько гидроразрывов. В этом случае говорят о многостадийном гидроразрыве пласта (МГРП). На сланцевых месторождениях счет стадий в горизонтальных скважинах идет уже на десятки. В общем случае количество стадий определяется исходя из экономической целесообразности и геологических особенностей коллектора.

Химические загрязнения в водоносных горизонтах могут распространяться на огромные расстояния [23].

Загрязнение подземных вод при добыче нефти может происходить не только в результате ее разлива , но также и при откачке попутных вод, закачке во д для поддержания пластового давления и других причин. Оно продолжается и захватывает огромные площади при транспортировке и переработке нефти и использовании нефтепродуктов в различных областях человеческой деятельности. На пути технологической цепочки от добычи до использования нефти образуется множество соединений с различными свойствами. Поэтому загрязнение подземных вод нефтью и нефтепродуктами на всех этапах движения их по технологической цепочке представляет собой разнообразные схемы взаимодействия воды с какими -либо органическими соединениями [24].

Суть проблемы заключается в том, что при проведении ГРП (гидравлический разрыв пласта) могут возникнуть микротрещины, через которые метан и жидкости для ГРП могут мигрировать в вышележащие во доносные горизонты, предназначенные для отбора питье вой воды. Практически единственным способом загрязнения подземных источников питьевых вод может быть плохое цементирование за трубного пространства обсадных колонн. В настоящее время существует широкий круг мероприятий, позволяющий определить качество цементирования и решить подобную проблему. Постоянный контроль и тестирование также позволят производителям и регулирующим органам предотвращать такие катастрофы [25].

Рассмотрение вопроса повреждения недр следует начать с определения понятия "повреждение", под которым можно понимать как процесс, направленный на негативное изменение свойств ка кого-либо объекта, так и результат деятельности, в результате которой объект утрачивает частично или полностью свои естественные свойства.

Для осуществления одного гидроразрыва требуется гигантское количество песка (порядка 200 тонн) и воды (порядка 4000 тонн ). Для того чтобы минимизировать расходы, газодобывающие компании обычно берут их непосредственно в районах добычи.

В гидроразрывных жидкостях содержится множество опасных веществ. Для одного гидроразрыва требуется примерно 300 тонн химических веществ. Список химических добавок включает до 700 наименований. В ходе добычи вода загрязняется метаном и радиоактивными веществами, которые вымываются из вмешающих пород.

Подобную технологию активно применяли компании "Сургутнефтегаз", "КАТКО нефть", "Роснефть", "ТатРемСервис", Trican Well Service и Weatherford, ведущие добычу газа и нефти в России. А после введения Западом санкций против Российской Федерации ряд представителей российских энергетических компаний, в частности президент "Лукойла" Вагит Алекперов , прогнозировали, что ограничения, введенные западными странами, станут очень болезненным ударом для РФ, поскольку это сделает невозможным поставки в страну оборудования для проведения ГРП.

2. СОВРЕМЕННЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ЭКОЛОГИЗАЦИИ ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ

2.1 Защита недр и окружающей среды

"Нефть - природный продукт, который всегда попадал в биосферу естественным путем. В естественном углеродном цикле нефть не является загрязнителем. Загрязнение начинается тогда, когда в окружающую среду привносятся вещества в концентрациях, выводящих экосистему из состояния равновесия и приводящих к негативным последствиям. Иными словами: загрязнение - это то, что находится не в том месте, не в то время и не в том количестве. Загрязнителем, например, может выступать даже чистая вода, если в экосистеме она является лишней по отношению к природной норме. Проблема заключается в том, что нефть в огромных количествах распространяется далеко за пределы промыслов, и отходы ее использования попадают в воздух, почву и воду" [2].

В составе нефти всегда есть легкие фракции и тяжелые. К легким относятся фракции, представленные метановыми, циклическими (нафтеновые и ароматические) углеводородами. Наиболее токсичные из них - ароматические углеводороды (арены). Бензол оказывает наиболее быстрое влияние. С ПАУ связаны отдаленные последствия, включая канцерогенные. Опасны и сернистые соединения, присутствующие в нефти, особенно сероводород и меркаптаны.

Проводимый при бурении скважины комплекс природоохранных мероприятий должен быть направлен на предупреждение загрязнения пресных и пластовых вод, почв, предотвращение разливов нефтепродуктов, а также на предотвращение аварийных ситуаций, связанных с выбросом пластовых флюидов. Основными мерами по охране недр при строительстве скважин являются:

- обеспечение качества цементирования эксплуатационной колонны, исключающего перетоки между горизонтами;

- выбор режимов бурения, исключающих загрязнение недр компонентами буровых растворов;

- контролируемое изъятие грунтов для строительства.

С целью предупреждения попадания в почву, в поверхностные и подземные воды отходов бурения и испытания скважин, хоз. бытовых стоков, загрязненных дождевых стоков с площадки буровой до начала бурения скважин организуется система сбора-накопления и учета отходов бурения. Она включает: отсыпку и планировку рабочей площадки под строительство скважины, обвалование по контуру отведенного участка; строительство амбара для сбора шлама, амбара для хранения запаса бурового раствора-амбара для сбора ливневых стоков, буровых сточных вод и амбара для противовыбросового оборудования.

Размеры амбаров определяются объемом образующихся отходов бурения; подсчет объема отходов бурения производится в соответствии с "Инструкцией по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше". Сооружение амбаров производится с обваловкой, с гидроизоляцией дна и откосов амбара путем трамбования глины и тяжелых суглинков. В качестве химических реагентов для буровых растворов используются нетоксичные вещества, обеспечивающие 4 класс опасности по буровому шламу. В процессе бурения отработанные буровые растворы могут применяться для приготовления новых растворов.

При использовании земель под объекты бурения предусматриваются мероприятия по восстановлению нарушаемых земель, минимизации и нейтрализации техногенного воздействия, восстановлению растительного покрова. Отсыпка, планировка и обвалование площадки скважин; строительство обвалованных амбаров и площадок с емкостями под ГСМ позволяет снизить воздействие на почвенный покров от химического загрязнения. С учетом результатов буровых работ скважины консервируются или ликвидируются в соответствии с "Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов". Рекультивация земель проводится в соответствии с требованиями ГОСТ-17.5.3.04-83 "Охрана природы". Земли. "Общие требования к рекультивации земель". Направление рекультивации - природоохранное.

Образующиеся в период разработки месторождения отходы (выбуренный шлам, отработанные буровые растворы, сточные буровые воды) подлежат переработке, обезвреживанию или захоронению в соответствии с требованиями нормативных документов и природоохранных органов государственного контроля.

Объемы образующихся отходов при строительстве скважин определены расчетным путем в соответствии с объем выбуренной породы (бурового шлама). Объем выбуренной породы (бурового шлама) ориентировочно составит 1174 м3, объем жидких отходов бурения - 714 м3.

Проектом разработки Анастасиевско-Троицкого нефтегазоконденсатного месторождения предусмотрена технология строительства эксплуатационных скважин с применением амбаров для сбора, накопления и обезвреживания отходов бурения на кустовых площадках, размещаемых за пределами прибрежных защитных полос поверхностных водных объектов. Для предотвращения утечек токсичных загрязнителей и фильтрации в грунт при строительстве шламовых амбаров устраивается противофильтрационный экран по периметру амбаров из глинистого грунта.

По окончании бурения скважин шламовые амбары подлежат рекультивации. Для этого жидкая фаза отходов бурения откачивается и вывозится на очистные сооружения производственно-дождевых стоков, далее используется в системе ППД. Захоронение твердой фазы отходов бурения проводится в шламовом амбаре засыпкой грунтом из обваловки амбара.

Предусмотренные в процессе строительства и освоения скважин природоохранные мероприятия позволят минимизировать ущерб, наносимый окружающей среде строительством эксплуатационных скважин.

Открытый земляной котлован (амбар) одиночной скважины может содержать более 60 м3 бурового шлама и до 300 м3 бурового раствора, в составе которых может присутствовать до 20 м3 нефти, а также реагенты.

"Содержание в буровых растворах отдельных компонентов (например, хромпика), может превышать существующие нормативы в 20 тыс. раз. Приведение таких высоких концентраций ядовитых веществ к экологически безопасному уровню требует их разбавления огромным количеством воды. Для нейтрализации загрязненных стоков одной буровой установки необходима площадь водосбора до 2 тыс. км2"[2].

Охрана в процессе эксплуатации месторождения сводится к:

- контролю, за работой эксплуатационных скважин в установленных технологических режимах, обеспечивающих сохранность скелета продуктивных пластов;

- контролю, за рациональной выработкой запасов;

- предупреждению преждевременного обводнения скважин и разгазирования нефтяных пластов;

- проведению профилактических мероприятий по предупреждению ситуаций при эксплуатации добывающих скважин.

При дальнейшем обустройстве и эксплуатации месторождения мероприятия по охране водных ресурсов должны являться составной частью всех основных технологических процессов, направленных на обеспечение безаварийности производства и рациональное использование природных ресурсов.

Проседание земной поверхности над нефтяными месторождениями отмечается при разработке с падением пластового давления продуктивных пластов-коллекторов рыхлых или слабосцементированных песчаных пород мощностью в несколько сотен метров, залегающих на глубине не более 2000 м, и возрастом не старше эоцена. Просадка земной поверхности является результатом снижения давления флюидов, содержащихся в поровом пространстве горных пород (пластовое давление противодействует горному давлению, стремящемуся уплотнить горные породы; снижение пластового давления приводит к увеличению эффективного напряжения, равного разности между горным и пластовым давлением, что и вызывает уплотнение горных пород; уменьшение мощности уплотняющихся пород передается по земной поверхности, вызывая ее оседание).

Добывающие скважины рассчитаны на длительный срок эксплуатации. Нарушение герметичности эксплуатационных колонн может привести к образованию грифонов, межпластовых перетоков и открытому фонтанированию. На случай аварийного состояния коллекторов в групповых замерных установках предусматривается устройство автоматической блокировки скважин. Причиной потери герметичности обсадных колонн может быть электрохимическая коррозия наружной поверхности труб. Защита промыслового оборудования проводится с применением оборудования из коррозионностойких сталей и защитных металлических и неметаллических покрытий, для предотвращения коррозионного разрушения применяется цементирование колонн до устья скважин.

В процессе эксплуатации скважин приповерхностная зона ствола скважин подвержена максимальным нагрузкам на верхние секции эксплуатационных колонн и интенсивным температурным напряжениям, ухудшающим условия крепления ствола скважин и герметичность обсадных колонн. Строительство скважин предусмотрено с теплоизолированными устьевыми арматурами.

В целях охраны недр при эксплуатации скважин контроль, за условиями крепления ствола скважин и герметичностью обсадных колонн проводится на уровне обязательных технологических решений, выполняемых нефтедобывающим управлением. Своевременное выполнение изоляционно-ликвидационных работ в скважинах, подлежащих ликвидации или консервации, предупреждает их негативное влияние на сохранность и рациональное использование природных ресурсов.

В соответствии с масштабом техногенного воздействия нефтепромысла на окружающую среду, программа комплексного экологического мониторинга предусматривает проведение наблюдений за состоянием воздушной среды, поверхностных вод (гидрохимический мониторинг, мониторинг донных отложений, гидробиологический мониторинг), почв, локальный объектный мониторинг геологической среды (гидрохимический мониторинг подземных вод питьевого качества), мониторинг за радиационной обстановкой.

Перечисленный комплекс работ выполняется 4 раза в год, в постоянные сроки.

Предусматриваемые мероприятия по охране окружающей среды и недр направлены на обеспечение эффективной и безаварийной разработки месторождения и рациональное использование природных ресурсов.

Мероприятия, обеспечивающие безопасное ведение работ при пользовании недрами, включают в себя обеспечение полной герметизации всего технологического оборудования, защиту оборудования от коррозии и испытание оборудования и трубопроводов на прочность и герметичность после монтажа. Кроме того периодически проводится контроль швов сварных соединений трубопроводов, а так же оснащена предохранительными клапанами вся аппаратура, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное. Сброс газ с предохранительных клапанов производится на факел.

Под влиянием углеводородов отмечается гибель неустойчивых видов растений. Вследствие этого происходит обеднение видового состава растительности, формирование ее специфических ассоциаций вдоль технических объектов, изменение нормального развития водных организмов. Отмечается олуговение, формирование болотной растительности, появление галофитных ассоциаций. Изменяется химический состав растений, в них происходит накопление органических (включая ПАУ) и неорганических загрязняющих веществ. Растения в результате погибают.

Происходят изменения в структуре биоценозов: в почвах изменяется состав почвенных обитателей, в водоемах обедняется видовой состав и численность ихтиофауны вплоть до полного замора рыб, в наземных экосистемах изменяется численность птиц и млекопитающих.

"Нефть и нефтепродукты оказывают влияние на природные воды. Несмотря на низкую растворимость в воде, небольшого количества нефти достаточно, чтобы резко ухудшилось качество воды. Обычно нефтяные компоненты образуют с водой эмульсию, которую трудно разрушить. Чаще всего нефть плавает на поверхности воды в виде пленки, обволакивая взвешенные частицы, оседая с ними на дно. Поверхностные воды в районах нефтедобычи загрязнены минеральными солями, органическими загрязняющими веществами, в частности различными ПАУ" [2].

"Одновременно с загрязнением поверхностных вод меняется состав и почвенно-грунтовых вод. Содержание отдельных веществ может повышаться на 1-2 порядка. Основными солями в этих водах являются хлориды. Обнаруживаются и органические поллютанты, в том числе ПАУ"[2].

"Загрязнение может затрагивать (продолжительностью 3-4 года) пласты подземных вод питьевого назначения. Минерализация их под влиянием загрязнения может повышаться на 1-2 порядка. В ряде нефтедобывающих районов загрязнение подземных вод отмечается по всей глубине геологического разреза" [2].

"Любая из форм серы, находящейся в нефти (сероводород, сульфиды, меркаптаны, свободная сера), оказывает токсичное воздействие на живые организмы. С увеличением сернистости увеличивается опасность сероводородного заражения нефтезагрязненных почв с избыточным увлажнением (оглеенных, болотных, луговых)" [2].

Следствием загрязнения нефтью является деградация растительного покрова. Происходит замедление роста растений, хлороз, некроз, нарушение функции фотосинтеза и дыхания. Обволакивая корни растений, тяжелые нефти и нефтепродукты резко снижают поступление влаги, что приводит к гибели растения. Эти вещества малодоступны микроорганизмам, процесс их деструкции идет очень медленно, иногда десятки лет. Наблюдается недоразвитие растений вплоть до отсутствия генеративных органов.

Мероприятия по охране подземных вод от загрязнения должны соответствовать требованиям санитарных правил "СП 2.1.5.1059-01. Гигиенические требования к охране подземных вод от загрязнения", утверждённым Главным государственным санитарным врачом РФ 16 введённым в действие с 1 октября 2001 года. В целях снижения негативного воздействия на водную среду в период разработки месторождения предусматриваются следующие мероприятия:

- строительство обвалованных кустовых площадок и амбаров с гидроизоляцией тела кустовых площадок, обваловок дна и стенок амбаров глинистым грунтом;

- повторное (оборотное) использование воды при бурении эксплуатационных скважин;

- изъятие подземных вод в количествах, обеспечивающих сохранность основных свойств используемых водоносных горизонтов;

- организация зон санитарной охраны артезианских скважин;

- сбор и обезвреживание отходов бурения;

- сбор производственно-дождевых стоков на кустовых площадках по водоотводным лоткам в дренажно-канализационные ёмкости с последующим вывозом на очистные сооружения.

Реализация перечисленных мероприятий обеспечит рациональное использование водных ресурсов и позволит снизить до минимума негативное воздействие на подземные воды.

2.2 Требования к экологической безопасному ведению работ

Все работы, связанные с повышенной опасностью при пользовании недрами, проводятся на основании лицензий на соответствующий вид деятельности. Пользователи недр, ведущие подземные горные работы, должны обслуживаться профессиональными горноспасательными службами, а ведущие суровые работы при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений - профессиональными службами по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов на основе договоров, заключаемых пользователями недр с такими службами. Руководители предприятий, ведущих работы, связанные с пользованием недрами, иные уполномоченные на то должностные лица при возникновении непосредственной угрозы жизни и здоровью работников этих предприятий обязаны немедленно приостановить работы и обеспечить транспортировку людей в безопасное место. При возникновении непосредственной угрозы жизни и здоровью населения в зоне влияния работ, связанных с пользованием недрами, руководители соответствующих предприятий обязаны незамедлительно информировать об этом соответствующие органы государственной власти и органы местного самоуправления. Основными мероприятиями по обеспечению безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами, являются:

- обучение и проведение специальной подготовки лиц, допускаемых к работам;

- обеспечение лиц, занятых на буровых работах, специальной одеждой, средствами индивидуальной и коллективной защиты;

- применение машин, оборудования и материалов, соответствующих требованиям правил безопасности и санитарным нормам;

- правильное использование взрывчатых веществ и средств взрывания, их надлежащий учет, хранение и расходование;

- проведение комплекса геологических, маркшейдерских и иных наблюдений, достаточных для обеспечения нормального технологического цикла работ и прогнозирования опасных ситуаций, своевременное определение и нанесение на планы работ опасных зон;

- прогнозирование и предупреждение внезапных выбросов газов, прорывов воды, полезных ископаемых и пород;

- обеспечение охраны работников предприятий, ведущих работы, связанные с пользованием недрами, и населения в зоне влияния указанных работ от вредного влияния этих работ в их нормальном режиме и при возникновении аварийных ситуаций.

Проводимый при бурении скважины комплекс природоохранных мероприятий должен быть направлен на предупреждение загрязнения пресных и пластовых вод, почв, предотвращение разливов нефтепродуктов, а также на предотвращение аварийных ситуаций, связанных с выбросом пластовых флюидов. Основными мерами по охране недр при строительстве скважин являются:

- обеспечение качества цементирования эксплуатационной колонны, исключающего перетоки между горизонтами;

- выбор режимов бурения, исключающих загрязнение недр компонентами буровых растворов;

- контролируемое изъятие грунтов для строительства.

С целью предупреждения попадания в почву, в поверхностные и подземные воды отходов бурения и испытания скважин, хоз. бытовых стоков, загрязненных дождевых стоков с площадки буровой до начала бурения скважин организуется система сбора-накопления и учета отходов бурения. Она включает: отсыпку и планировку рабочей площадки под строительство скважины, обвалование по контуру отведенного участка; строительство амбара для сбора шлама, амбара для хранения запаса бурового раствора-амбара для сбора ливневых стоков, буровых сточных вод и амбара для противовыбросового оборудования.

Размеры амбаров определяются объемом образующихся отходов бурения; подсчет объема отходов бурения производится в соответствии с "Инструкцией по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше". Сооружение амбаров производится с обваловкой, с гидроизоляцией дна и откосов амбара путем трамбования глины и тяжелых суглинков. В качестве химических реагентов для буровых растворов используются нетоксичные вещества, обеспечивающие 4 класс опасности по буровому шламу. В процессе бурения отработанные буровые растворы могут применяться для приготовления новых растворов.

При использовании земель под объекты бурения предусматриваются мероприятия по восстановлению нарушаемых земель, минимизации и нейтрализации техногенного воздействия, восстановлению растительного покрова. Отсыпка, планировка и обвалование площадки скважин; строительство обвалованных амбаров и площадок с емкостями под ГСМ позволяет снизить воздействие на почвенный покров от химического загрязнения. С учетом результатов буровых работ скважины консервируются или ликвидируются в соответствии с "Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов". Рекультивация земель проводится в соответствии с требованиями ГОСТ-17.5.3.04-83 "Охрана природы". Земли. "Общие требования к рекультивации земель". Направление рекультивации - природоохранное.

Образующиеся в период разработки месторождения отходы (выбуренный шлам, отработанные буровые растворы, сточные буровые воды) подлежат переработке, обезвреживанию или захоронению в соответствии с требованиями нормативных документов и природоохранных органов государственного контроля.

Объемы образующихся отходов при строительстве скважин определены расчетным путем в соответствии с объем выбуренной породы (бурового шлама). Объем выбуренной породы (бурового шлама) ориентировочно составит 1174 м3, объем жидких отходов бурения - 714 м3.

Проектом разработки Анастасиевско-Троицкого нефтегазоконденсатного месторождения предусмотрена технология строительства эксплуатационных скважин с применением амбаров для сбора, накопления и обезвреживания отходов бурения на кустовых площадках, размещаемых за пределами прибрежных защитных полос поверхностных водных объектов. Для предотвращения утечек токсичных загрязнителей и фильтрации в грунт при строительстве шламовых амбаров устраивается противофильтрационный экран по периметру амбаров из глинистого грунта.

По окончании бурения скважин шламовые амбары подлежат рекультивации. Для этого жидкая фаза отходов бурения откачивается и вывозится на очистные сооружения производственно-дождевых стоков, далее используется в системе ППД. Захоронение твердой фазы отходов бурения проводится в шламовом амбаре засыпкой грунтом из обваловки амбара.

Предусмотренные в процессе строительства и освоения скважин природоохранные мероприятия позволят минимизировать ущерб, наносимый окружающей среде строительством эксплуатационных скважин.

Открытый земляной котлован (амбар) одиночной скважины может содержать более 60 м3 бурового шлама и до 300 м3 бурового раствора, в составе которых может присутствовать до 20 м3 нефти, а также реагенты.

"Содержание в буровых растворах отдельных компонентов (например, хромпика), может превышать существующие нормативы в 20 тыс. раз. Приведение таких высоких концентраций ядовитых веществ к экологически безопасному уровню требует их разбавления огромным количеством воды. Для нейтрализации загрязненных стоков одной буровой установки необходима площадь водосбора до 2 тыс. км2"[2].

"Основой миграции поллютантов является водная среда. Само понятие нейтрализация стоков разбавлением означает вынос загрязнителей с конкретного участка. В итоге загрязнители аккумулируются в конечных звеньях миграционной цепи-биологических объектах и донных отложениях. Например, в донных отложениях Печорского моря, которые являются депонирующей средой, обнаружены повышенные уровни содержания УВ - 25 мг/дм3, бенз(а)пирена - 120 мг/дм3, меди - 90 мг/дм3. ванадия, бария, свинца и никеля. Подобный перечень поллютантов говорит об их техногенном происхождении, связанном с процессом бурения"[2].

"Объем снятого плодородного слоя под бурение одной скважины достигает 15 тыс. м3. Дополнительные площади для размещения снятой почвы не входят в территорию земельного отвода. Недостаточно полно внедряются в практику реабилитационных работ методы биологической рекультивации за счет жизнедеятельности почвенных микроорганизмов и внесения биопрепаратов, содержащих нефггеокисляющие микроорганизмы. Эти методы дают хороший эффект в комплексе с агротехническими мероприятиями" [2].

Охрана недр в процессе эксплуатации месторождения сводится к:

- контролю, за работой эксплуатационных скважин в установленных технологических режимах, обеспечивающих сохранность скелета продуктивных пластов;

- контролю, за рациональной выработкой запасов;

- предупреждению преждевременного обводнения скважин и разгазирования нефтяных пластов;

- проведению профилактических мероприятий по предупреждению ситуаций при эксплуатации добывающих скважин.

Контроль за, выработкой запасов обеспечивается учетом добываемой продукции, и ее потерь контролем за, состоянием над продуктивной части в процессе всего периода эксплуатации месторождения. Для замера дебита добывающих скважин рекомендуется автоматическая замерная установка АГЗУ (типа "ОЗНА Импульс 40-1М-300" или аналогичная).

При дальнейшем обустройстве и эксплуатации месторождения мероприятия по охране недр должны являться составной частью всех основных технологических процессов, направленных на обеспечение безаварийности производства и рациональное использование природных ресурсов.

Проседание земной поверхности над нефтяными месторождениями отмечается при разработке с падением пластового давления продуктивных пластов-коллекторов рыхлых или слабосцементированных песчаных пород мощностью в несколько сотен метров, залегающих на глубине не более 2000 м, и возрастом не старше эоцена. Просадка земной поверхности является результатом снижения давления флюидов, содержащихся в поровом пространстве горных пород (пластовое давление противодействует горному давлению, стремящемуся уплотнить горные породы; снижение пластового давления приводит к увеличению эффективного напряжения, равного разности между горным и пластовым давлением, что и вызывает уплотнение горных пород; уменьшение мощности уплотняющихся пород передается по земной поверхности, вызывая ее оседание).

Добывающие скважины рассчитаны на длительный срок эксплуатации. Нарушение герметичности эксплуатационных колонн может привести к образованию грифонов, межпластовых перетоков и открытому фонтанированию. На случай аварийного состояния коллекторов в групповых замерных установках предусматривается устройство автоматической блокировки скважин. Причиной потери герметичности обсадных колонн может быть электрохимическая коррозия наружной поверхности труб. Защита промыслового оборудования проводится с применением оборудования из коррозионностойких сталей и защитных металлических и неметаллических покрытий, для предотвращения коррозионного разрушения применяется цементирование колонн до устья скважин.

В процессе эксплуатации скважин приповерхностная зона ствола скважин подвержена максимальным нагрузкам на верхние секции эксплуатационных колонн и интенсивным температурным напряжениям, ухудшающим условия крепления ствола скважин и герметичность обсадных колонн. Строительство скважин предусмотрено с теплоизолированными устьевыми арматурами.

В целях охраны недр при эксплуатации скважин контроль, за условиями крепления ствола скважин и герметичностью обсадных колонн проводится на уровне обязательных технологических решений, выполняемых нефтедобывающим управлением. Своевременное выполнение изоляционно-ликвидационных работ в скважинах, подлежащих ликвидации или консервации, предупреждает их негативное влияние на сохранность и рациональное использование природных ресурсов.

В соответствии с масштабом техногенного воздействия нефтепромысла на окружающую среду, программа комплексного экологического мониторинга предусматривает проведение наблюдений за состоянием воздушной среды, поверхностных вод (гидрохимический мониторинг, мониторинг донных отложений, гидробиологический мониторинг), почв, локальный объектный мониторинг геологической среды (гидрохимический мониторинг подземных вод питьевого качества), мониторинг за радиационной обстановкой.

Перечисленный комплекс работ выполняется 4 раза в год, в постоянные сроки.

Предусматриваемые мероприятия по охране окружающей среды и недр направлены на обеспечение эффективной и безаварийной разработки месторождения и рациональное использование природных ресурсов.

Мероприятия, обеспечивающие безопасное ведение работ при пользовании недрами, включают в себя обеспечение полной герметизации всего технологического оборудования, защиту оборудования от коррозии и испытание оборудования и трубопроводов на прочность и герметичность после монтажа. Кроме того периодически проводится контроль швов сварных соединений трубопроводов, а так же оснащена предохранительными клапанами вся аппаратура, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное. Сброс газ с предохранительных клапанов производится на факел.

Под влиянием углеводородов отмечается гибель неустойчивых видов растений. Вследствие этого происходит обеднение видового состава растительности, формирование ее специфических ассоциаций вдоль технических объектов, изменение нормального развития водных организмов. Отмечается олуговение, формирование болотной растительности, появление галофитных ассоциаций. Изменяется химический состав растений, в них происходит накопление органических (включая ПАУ) и неорганических загрязняющих веществ. Растения в результате погибают.

Происходят изменения в структуре биоценозов: в почвах изменяется состав почвенных обитателей, в водоемах обедняется видовой состав и численность ихтиофауны вплоть до полного замора рыб, в наземных экосистемах изменяется численность птиц и млекопитающих.

Ликвидация и консервация скважин производится по инициативе недропользователя силами специализированных предприятий по строительству скважин (либо капитальному ремонту), имеющих соответствующие лицензии, на договорной основе в соответствии с проектной документацией, разработанной, согласованной и утверждённой в порядке, установленном нормативными и законодательными актами.

Работы по ликвидации и консервации осуществляются в соответствии с порядком, установленным в инструкции по ликвидации и консервации. Инструкция определяет технические требования по переводу консервируемых или ликвидируемых скважин в состояние, обеспечивающее сохранность месторождений, безопасность жизни и здоровья персонала, охрану окружающей среды, зданий и сооружений в зоне влияния объектов, а при консервации - также сохранность скважин на всё время консервации.

Консервация скважины подразумевает проведение работ по консервации ствола и соответствующее оборудование устья скважины.

По состоянию скважины технологические и технические решения по консервации разделяются на следующие варианты:

- консервация скважин в процессе строительства;

- консервация скважин, законченных строительством (испытанием);

- консервация скважин в процессе эксплуатации.

По окончании работ по консервации требуется укрепить на устье скважины металлическую табличку с указанием номера скважины, месторождения (площади), времени начала и окончания консервации скважины и организации-владельца. Провести планировку прискважиннои территории.

Необходимость ликвидации скважины может возникнуть как на стадии ее строительства (бурения) так и на стадии эксплуатации. Все ликвидируемые скважины, в зависимости от причин ликвидации, подразделяются на 4 категории:

I - скважины, выполнившие своё назначение;

II - скважины, ликвидируемые по геологическим причинам;

III - скважины, ликвидируемые по техническим причинам;

IV - скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам.

В каждой категории причины ликвидации скважины детализируются.

Ликвидация скважин подразумевает проведение изоляционно-ликвидационных работ в стволе скважины и оборудование устья скважины.

На устье ликвидированной скважины устанавливается бетонная тумба размером 1x1x1 м с металлическим репером высотой не менее 0,5 м и металлической таблицей, на которой электросваркой указывается номер скважины, месторождение (площадь), предприятие-недропользователь, дата ликвидации скважины. Затем проводятся рекультивационные работы, оформленные соответствующим актом.

Охрана недр на всех этапах разработки месторождения обеспечивается пользователями недр и контролируется органами государственного технологического и экологического надзора.

Предусмотренный комплекс природоохранных мероприятий обеспечит достаточный уровень охраны недр от негативного воздействия при разработки Анастасиевско-Троицкого нефтегазоконденсатного месторождения.

Рабочие проекты на строительство кустовых оснований, скважин, на обустройство месторождения содержат разделы по охране окружающей среды, в которых рассмотрены все аспекты природоохранной деятельности; определены объёмы выбросов, сбросов в окружающую среду; установлены нормативы и определена плата за негативное воздействие и нанесённый обустройством месторождения ущерб.

Охрана окружающей среды предусматривает мероприятия, направленные на обеспечение безопасности населенных пунктов, рациональное использование земель и вод, предотвращение загрязнения поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна, сохранения лесных массивов, заповедников, охранных зон и т.п.

Уменьшение сброса загрязняющих веществ в водоемы возможно:

- при рациональном водопользовании;

- за счет повышения уровня очистки сбрасываемых вод;

- за счет применения замкнутых систем водоснабжения (бессточные технологии).

Последнее направление следует считать приоритетным в системе мер по охране водных объектов от загрязнения.

В настоящее время применяют следующие методы ликвидации нефтяных загрязнений водных объектов:

- механические,

- физико-химические,

- химические,

- биологические.

Запрещается ввод в эксплуатацию зданий, строений, сооружений и иных объектов, не оснащенных техническими средствами и технологиями обезвреживания и безопасного размещения отходов производства и потребления, обезвреживания выбросов и сбросов загрязняющих веществ, обеспечивающими выполнение установленных требований в области охраны окружающей среды. Запрещается также ввод в эксплуатацию объектов, не оснащенных средствами контроля за загрязнением окружающей среды, без завершения предусмотренных проектами работ по охране окружающей среды, восстановлению природной среды, рекультивации земель, благоустройству территорий в соответствии с законодательством Российской Федерации.

По масштабам и физическим особенностям воздействия на природную среду нефтегазовый комплекс (НГК) относится к числу отраслей народного хозяйства, обладающих высокой экологической опасностью.

Объективная оценка возможных экологических последствий - необходимый элемент такой инженерной тактики, которая бы наиболее полно отвечала идее экологической безопасности конкретной природно-технологической геосистемы.

Очистка буровых сточных вод - это комплекс технологических мероприятий, порядок которых определяется техническими требованиями к каждому процессу. В общем случае, этот порядок следующий:

- осветление,

- обеззараживание,

- деминерализация

- нейтрализация.

На первой стадии очистки сточных вод применяются механические методы, такие как процеживание, осветление, фильтрование, выделение твердой фазы под действием центробежных сил. Они используется как предварительная очистка, и освобождают воду только от механических грубодисперсных примесей (осветляют ее).

На следующей стадии используются химические, физические и биологические методы очистки воды. При химических методах применяют различные реагенты для изменения химического состава загрязнителей или формы их нахождения в стоках (коагулирование, флокулирование, нейтрализация, обезвреживание, обеззараживание).

Физические методы - это извлечение и обезвреживание вредных примесей путем изменения агрегатного состояния воды, воздействия на стоки ультразвуком, магнитным полем, ультрафиолетом, и т.п. Биологические методы предназначены для очистки воды, содержащей загрязнения биогенного органического происхождения. Все эти методы применяются для укрупнения коллоидных мелкодисперсных примесей и перевода растворенных загрязнителей в нерастворимые формы для последующего их извлечения с применением методов механической очистки.

Рисунок 3. - Классификация методов очистки буровой сточной воды

Обязательной стадией очистки буровых сточных вод является их обеззараживание перед сбросом в водные объекты, так как согласно санитарным нормам эти воды относятся к сточным водам, опасным в эпидемическом отношении.

Обеззараживание воды проводится различными химическими (хлорирование, озонирование) и физическими (УФ-обработка) методами.

Но перед этим вода проходит Механическая очистка сточных вод - первая ступень качественной очистки, необходимой для сброса буровых сточных вод с производства в водоем или водоем. Сущность проводимого метода механической очистки сточных вод сводится к следующему: сточные воды перед биологической очисткой пропускают через специальные механически очищаемые фильтры. В целом способ механической очистки сточных вод при помощи фильтров применим для поверхностных типов загрязнений. Грубые частицы улавливаются через канализационные септики различных конструкций и специальной решеткой, а поверхностные загрязнения - нефте- и бензо- маслоуловителями.

К сооружениям механической очистки сточных вод, таким образом, относят рабочие отстойники, флотационные и фильтрационные установки. Их преимущество заключается в том, что механическая очистка сточных вод является самым простым дешёвым способом очистки, но необходимо сочетать эту подготовку с другими видами очистки для достижения требуемого качества очистки. Механическая очистка сточных вод, как метод, применима, если очищенные осветлённые воды после этого способа используются в технологических процессах производства, или допускаются к спуску в водоёмы в соответствии с экологическими нормами защиты.

Очистку буровых сточных вод механическим методом применяют специальные устройства - песколовки для выделения крупно дисперсных частиц.

Песколовки, а точнее уловители стеклянных и пластиковых шариков из сточных буровых вод используют горизонтальных и вертикальных конструкций. Самые простейшие - горизонтальные песколовки, представляют собой резервуар с поперечным сечением для очистки. Устройства зависят от количества перерабатываемых сточных вод. Чаще используют горизонтальную аэрируемую песколовку с прямоугольным резервуаром. Устройство содержит смывной трубопровод и гидроэлеватор. На нефтебазах очищение таких песколовок производят не менее раз в двое суток. Однако, устройства для механической очистки сточных вод малого объёма, необходимого для малонаселённых временных посёлков с суровыми климатическими условиями, не существует.

Рисунок 4. Устройства механической очистки буровых сточных вод

Статичные отстойники, как одно из устройств механической очистки сточных вод, применяются на нефтеперерабатывающих и угледобывающих предприятиях. Для этого используют стандартные стальные или железобетонные резервуары, способные работать в режиме накопителей в зависимости от технологии механическая очистка сточных вод. Нефтесборные устройства до 85% отделяют поверхностные нефтяные загрязнения в рабочем периоде, значительно снижая нефтяную концентрацию в воде. Но отделение осадка со дна резервуара не всегда удаётся полностью. Другое устройство механической очистки сточных вод - динамические отстойники, где процесс очистки происходит в резервуаре непрерывного движения жидкости в горизонтальном или вертикальном положении. Однако, при таком методе происходит забивание труб сгустками, повышаются рабочие расходы жидкости , что приводит к ухудшению работы в целом.

Механическая очистка буровых сточных вод имеет ряд недостатков, в следствии отсутствия в конструкциях такого типа специальных защитных приспособлений для извлечения более крупных отходов. В результате, устройства работают навсегда надёжно и эффективно, сохраняя крупные минеральные загрязнения, осаждаемые на стенках установки. Таким образом механическая очистка сточных вод в больших объёмах является труднодоступной.

Таким образом, перед нами стоят следующие задача очистить от взвешенных веществ, нефтепродуктов, железа, меди, марганца до нормативов ПДК рыбохозяйственных водоемов.

Принципиальная технологическая схема водоочистки приведена на рисунке 3.

Рисунок 5. - Принципиальная схема очистки буровых сточных вод

Самой перспективной и актуальной проблемой буровых предприятий и проектных институтов в области охраны окружающей среды является разработка рецептур экологически безвредных самонейтрализующихся и бионейтрализуемых буровых растворов [1]. Возможны различные решения данной проблемы. Но наиболее приемлемым решением в любом случае будет метод, при использовании которого будет наименьший процент трудноутилизированных отходов, а в лучшем случае их вообще не будет. Ликвидация жидких буровых отходов сводится к их уничтожению путем разбрызгивания после нейтрализации на поля орошения, выдерживания в земляных амбарах и засыпке остатков грунтом после испарения влаги [2].

Наиболее распространенный метод частичного обезвоживания является отстаивание отходов в прудах - накопи елях или котлованах. Назвать такую систему удовлетворительной нельзя, так как происходит непрерывное загрязнение окрестности и гидросети, прилегающих к котлованам.

Интересен опыт обезвоживания твердых отходов методом замораживания - отстаивания.

Совместно с методом вакуумирования влагосодержание твердого остатка удается снизить до 64% . Однако из-за сложности технологии данный способ практического использования не нашел.

Перспективным является отделение твердой фазы из буровых отходов с помощью центрифуги под действием центробежных сил. Центрифуги необходимы для регулирования содержания твердой фаз, плотности и вязкости буровых растворов или распределение размеров твердых частиц и регенерации их компонентов: утяжелителя, химреагентов, воды, нефти. Они также применяются для очистки шламов от токсичных материалов и жидких фаз бурового раствора перед сбросом в отвал, т.е. для снижения концентрации жидкой части в буровом шламе. Размеры удаляемых центрифугами из раствора твердых частиц составляют от 2 до 10 мкм. Обычно центрифуги используют для первичной или вторичной очистки неутяжеленных и утяжеленных буровых растворов.

Первичная очистка всего циркуляционного бурового раствора (избирательное удаление из раствора частиц боле крупного размера) не устраняет, всего лишь облегчает решение проблемы удаления отходов очистки раствора. В центрифуге при вторичной очистке из потока бурового раствора извлекаются мелкие твердые частицы, которые не могут быть удалены гидроциклоном. Пульпу после прохождения очистного устройства сбрасывают в емкость для отходов, отработанный буровой раствор возвращают в циркуляционную систему. Центрифугу, работающую в режиме вторичной очистки раствора, можно использовать для обработки бурового раствора после очистителя раствора. Наиболее эффективным методом вторичной очистки утяжеленных буровых растворов является двухэтапное центрифугирование [3].

Принципиальная схема размещения оборудования циркуляционной системы включает: блок очистки от шлама, блок тонкой очистки, запасные емкости, рабочую емкость и блок утяжеления. На блоках очистки устанавливают два вибросита, пескоотделитель, дегазатор и две центрифуги грубой и тонкой очистки. Данная очистка обеспечивает исключение жидких отходов из раствора и превращение его в обезвоженный шлам. В зависимости от типа раствора и его плотности центрифуга может использоваться либо в режиме очистки, либо в режиме регенерации.

В режиме очистки центрифуга работает на неутяжеленном растворе. Она может быть установлена как на блоке очистки от шлама, так и на дополнительном блоке тонкой очистки.

Размещение ее определяется путем транспортирования пульпы (шлама) в шламовый контейнер, а также удобством подачи сточных вод буровой и жидкого шлама пескоотделителя.

Интенсивность и глубина очистки центрифуги определяется скоростью вращения ротора (имеет две скорости) и производительностью раствора подаваемого на очистку. Степень очистки раствора от выбуренной породы 52-56%. На первой скорости (1250 об/мин) центрифугой отделяется мелкодисперсный песок и крупный ил (т.е. частички до 50 мкм), на второй (2500 об/мин) - из раствора удаляется мелкий ил и глинистая фаза до 10мкм.

В режиме регенерации центрифуга работает на утяжеленном растворе. В этом режиме она возвращает в раствор пульпу и сбрасывает фугат (очищенный раствор). Размещение ее в циркуляционной системе (ЦС) привязано к желобу ЦС, так как туда возвращается пульпа (на 95% состоящая из утяжелителя) и там же высокооборотистая мешалка смешивает пульпу с основным потоком раствора. Фугат сбрасывается в шламовый контейнер или в емкость тонкой очистки для последующего обезвоживания (как сточную воду) или вывоза в шламохранилище.

Степень очистки бурового раствора от выбуренной породы 42 - 48 %.

С появлением центрифуги упростилось регулирование содержание твердой фазы, так как появилась возможность установить оптимальное соотношение между всеми компонентами твердой фазы бурового раствора.

Использование центрифуг позволяет не только сократить экологические проблемы, но также уменьшить расход реагентов: стабилизаторов на 6-15%, разжижителей - на 18-30% , расход утяжелителя - на 45-50%.

В настоящее время для очистки бурового раствора от выбуренной породы и для регенерации утяжелителя применяются центрифуги НГ-350Е завода "СвердНИИ-ХимМаш", УОБР1 завода "КировЭнергоМаш", а также зарубежные установки (STREAMLINE, КEM-ТRON, SWACO, DERRICK).

В зарубежных установках фирмы "STREAMLINE" имеется система обезвоживания, так называемый блок флокуляции - коагуляции, которая предотвращает сбрасывание с буровой установки цельного (жидкого) бурового раствора в запасной амбар(отстойник). Это необходимо в тех случаях, когда имеются жесткие экологические требования по разбуриванию месторождения.

Оглавление

- Введение

- Выводы

- Список литературы

- Приложение

Заключение

19 и ниже

Плиты теплоизоляционные из минеральной ваты на битумном связующем, ГОСТ 10140-80, марки 200

От минус 100 до 60

горючие

В тоже время, сегодня существуют широкий ассортимент современных теплоизоляционных материалов, позволяющих эффективно защитить трубопровод в условиях низких температур. Например, расчётное время, в течение которого тепловая изоляция на основе теплоизоляционных матов URSА, позволит предохранить трубопровод от замерзания в течение 18 - 54 часов, в зависимости от толщины слоя от 30 до 100мм соответственно, при заданных выше условиях.

3.4 Разработка мероприятий по защите недр

Список литературы

- Бакиров А.А. Нефтегазоносные провинции и области СССР. - М.: Недра.

- Башаров М.М., Сергеева О.А. Устройство и расчёт гидроциклонов: Учебное пособие. Под ред. А.Г. Лаптева. - Казань: Вестфалика, 2012. - 92 с.

- Белкина В.А., Дорошенко А.А. Оценка и прогноз эффективности методов увеличения нефтеотдачи. Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. - 128с.

- Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти.- М.: Недра, 1986. - 272с.

- Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ,1990г.

- Бондаренко В.А. Климовец В.Н., Щетников В.И. и др. Опыт борьбы с пескопроявлениями при эксплуатации скважин Анастасиевско-Троицкого месторождения Краснодарского края / В.А. Бондаренко, В.Н. Климовец, В.И. Щетников, А.О. Сухляев, С.В. Долгов, А.В. Шостак // Научно-техни-ческий журнал "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море". - М.: ВНИИОЭНГ, 2013. - 6. - С.