куст что это в бурении
Кустовое бурение
КУСТОВОЕ БУРЕНИЕ (а. multiple drilling; н. Buschbohren, Bьschelbohren, Nestbohren; ф. forage multiple; и. perforacion dirigida de algunos pozos de un punto соmun) — сооружение скважин (в основном наклонно направленных), устья которых группируются на близком расстоянии друг от друга на общей ограниченной площадке (основании). Применяется при разработке месторождений под застроенными участками, при разработке нефтяных и газовых месторождений в определённых климатических условиях (например, в зимний период, когда наблюдается большой снеговой покров, или весной во время распутицы и значительных паводков), на территории с сильно пересечённым рельефом местности или в пределах акваторий.
Площадку для кустового бурения, на которой размещается буровая установка и устьевое оборудование, обычно располагают там, где по условиям рельефа местности затраты времени и средств будут минимальными. Бурение скважин производится различным количеством одновременно действующих буровых установок различной мощности в зависимости от количества скважин и их глубины. В процессе разбуривания куста скважин передвигают с точки на точку только вышки и насосную группу, а вспомогательные службы (площадки под буровой инструмент, склады, котельные и т.д.) размещают стационарно.
При бурении скважин кустами с близким расположением устьев наиболее сложным, с точки зрения безопасности ведения работ, является бурение вертикальных участков близко расположенных скважин. Бурят скважины в кусте, начиная с первой, при наличии проекта проводки всех скважин куста. Контроль за положением ствола наклонной скважины в кусте осуществляется инклинометрами. Количество скважин в кусте в зависимости от условий бурения изменяется от 2 до нескольких десятков (рис.), максимальное отклонение забоев скважин от вертикали могут превышать 2000 м.
Применение кустового бурения даёт возможность значительно сократить строительно-монтажные работы, уменьшить объём вспомогательных работ, упростить обслуживание эксплуатируемых скважин и сократить объём перевозок и затраты на оборудование промысла, упростить автоматизацию процесса добычи и обслуживания, а также способствует охране окружающей среды.
Термин «куст скважин»
Куст скважин – бурение скважины кустовым способом подразумевает, что устья скважин располагаются рядом друг с другом, а их залежи в различных углах разрабатываемого месторождения.
Современные нефтедобывающие предприятия предпочитают бурение скважин кустовым методом. Такое предпочтение объясняется тем фактом, что на данную разработку необходимо меньше сопутствующих коммуникаций: дорог, трубопроводов, линий электропередач. Объём же добываемых полезных ископаемых эквивалентен.
Наиболее предпочтительно использовать кустовое бурение на плодородных или заповедных землях, где поверхностный слой оберегается, и на его полное восстановление потребуются многие десятилетия. При бурении скважин на болотистых землях бурение кустом применяют для снижения количества отсыпных работ и удешевления процесса добычи нефти. При обнаружении залежей полезных ископаемых под сооружениями, реками и озёрами или в зоне шельфа кустовое бурение скважин также предпочтительно по сравнению с другими. Прекрасным примером применения кустового бурения для разработки нефте- и газоносных залежей являются территории Тюменской, Томской области и всей Западной Сибири, так как стала возможна разработка залежей, находящихся на болотистой местности, с помощью минимальных вложений по постройке отсыпанных островов по добыче полезных ископаемых.
Существует два основных типа куста в зависимости от соотношения базы и самого куста:
— локальные кусты – это разработки, не связанные с базой. Там скважины расположены веером для получения максимально возможного количества источников;
— базовые кусты – это места добычи, расположенные рядом с основной магистралью.
Для увеличения производительности выработки всё буровое оборудование доставляется на неё после окончания всех скважин на кусте. Затем все насосы, оборудование для химической обработки и изготовления промывочной жидкости перемещаются на следующую скважину.
Одна скважина может содержать от двух до тридцати кустов. При чрезмерном количестве скважин увеличиваются затраты на прокладку следующего источника, также риск встречи стволов растёт пропорционально количеству скважин. Поэтому при проектировании куста для успешной добычи полезных ископаемых необходимо тщательно продумывать расположение скважин.
Для осуществления кустового бурения необычайно важны общий дебит всех скважин на кусте и газовый фактор нефти. Знание этих особенностей позволяет рассчитать суммарную пожароопасность скважины при возникновении возможного фонтанирования нефти на поверхность земли.
После определения числа скважин переходят к разработке проекта куста. Планом куста является изображение в горизонтальной проекции стволов скважин, расположенных в этой разработке. Также в него включают местоположение устьев скважин, порядок их бурения и углы смещения забоев. После определения всех параметров строится схема куста.
Технико-экономическая оптимизация кустования скважин при интегрированном концептуальном проектировании
30 Апреля 2016 А.Ф. Можчиль, С.В. Третьяков, Д.Е. Дмитриев, к.х.н., Н.З. Гильмутдинова, С.В. Есипов, А.А. Карачев, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
На стадии концептуального проектирования систем разработки и обустройства нефтегазового месторождения, когда инженерные решения максимально влияют на экономические результаты всего проекта, ключевыми задачами являются определение наиболее эффективного варианта кустования, рейтинга ввода скважин в экплуатацию и формирование профиля добычи на месторождении.
Данные задачи должны решаться в комплексе с выбором оптимальной системы разработки, определением технологии добычи, разработкой схемы поверхностного обустройства месторождения, так как технические решения, принимаемые по каждому из перечисленных блоков, влияют на всю систему в целом.
Постановка задачи
В настоящее время в ПАО «Газпром нефть» реализуется проект по разработке информационной системы интегрированного концептуального проектирования [1] по новым месторождениям компании. Информационная система объединяет функционалы по выбору системы разработки, расчету профиля добычи, определению параметров объектов поверхностного обустройства, оценке капитальных вложений и экономических показателей проекта.
Одной из задач, которую планируется решать с помощью данной системы, является выбор оптимальной системы кустования скважин, определение рекомендуемого типа и числа буровых станков, расчет темпов бурения. С этой целью рассматривались варианты интеграции системы с различными коммерческими программными продуктами, но ни один из них не смог удовлетворить функциональным требованиям в полном объеме. С учетом накопленного опыта выполнения концептуальных проектов кустования скважин [2] и имеющейся в ООО «Газпромнефть-НТЦ» методической базы было принято решение о создании собственного алгоритма в рамках разрабатываемой информационной системы.
На первом этапе выполнения работ задача кустования скважин была решена методом кластеризации с использованием алгоритма k-средних (k-means), точнее его современной версии k-means++, которая направлена на оптимальный выбор начальных значений центров кластеров. Алгоритм предложен в 2007 г. Д. Артуром и С. Вассильвитским. Пример автоматического кустования наклонно направленных скважин по алгоритму k-means++ показан на рис. 1.
Рис. 1. Пример кустования наклонно направленных скважин с использованием алгоритма k-means++ (КП — кустовая площадка)
Однако были выявлены серьезные ограничения применения данного метода. Алгоритм k-means++ может быть использован для решения задачи кустования наклонно направленных скважин, тогда как все больше месторождений разрабатывается скважинами с горизонтальными окончаниями. При бурении таких скважин имеются более существенные технические ограничения, которые не могут быть учтены при использовании алгоритма k-means++.
В связи с этим потребовалась разработка собственной методики реализации алгоритма. Задачу определения оптимальной системы кустования скважин можно разделить на два блока:
— расчет профилей скважин (или их геометрии) исходя из ограничений по бурению;
— выбор числа и координат размещения кустовых площадок на основе допустимых профилей скважин.
Построение профилей скважин
Построение профилей скважин выполняется с целью определения возможных положений устья скважины относительно заданного забоя. При этом необходимо решить так называемую обратную задачу проектирования профиля скважины с началом расчета от ее забоя [3]. Профиль скважины был рассчитан методом минимальной кривизны [4] на основе следующих исходных данных:
— глубина залегания пласта — расстояние по вертикали до точки установки эксплуатационной колонны, которая может совпадать с кровлей целевого интервала (точка Т1), м;
— максимальная протяженность скважины до точки Т1 по стволу скважины, м;
— минимальная глубина вертикального участка от устья скважины до точки начала набора параметров кривизны, м;
— максимально допустимый зенитный угол на участке (интервале) установки глубиннонасосного оборудования (ГНО), градуc;
— расстояние от точки Т1 до интервала установки ГНО по вертикали, м;
— длина участка для установки ГНО, м;
— интенсивность набора параметров кривизны, градус/10 м;
— максимальный зенитный угол на участке стабилизации, градус;
— для наклонно направленных скважин:
• максимальный зенитный угол на кровлю продуктивного пласта, градус;
• зона успокоения механических примесей флюида (ЗУМПФ), м;
— для горизонтальных скважин:
• длина горизонтального участка скважины, м;
• угол наклона горизонтального участка, градус.
Расчет выполняется как для наклонно направленных, так и для горизонтальных скважин. Для разработанного алгоритма построения профиля скважин выполнена проверка на соответствие получаемых результатов расчетам в ПО Landmark (Compass), получена полная сходимость.
Изменение параметров кривизны в допустимых пределах позволяет рассчитать область допустимых значений параметров размещения устья относительно забоя для каждой скважины. Данная область затем используется для выбора варианта кустования скважин.
Изменение максимальной протяженности скважины по стволу до точки Т1 дает возможность рассчитать различные варианты областей возможного размещения устья скважин относительно забоя и, следовательно, провести вариантную проработку по определению рекомендуемого типа буровой установки.
Кустование скважин
На основе заданных целей проектной системы размещения забоев скважин и рассчитанных областей возможного размещения устьев скважин относительно их забоя формируется интегральная карта возможного размещения кустовых площадок на поверхности (рис. 2).
Рис. 2. Карта возможного размещения кустовых площадок
При формировании данной карты реализована возможность задания зон запрета на размещение кустовых площадок для учета поверхностных ограничений, таких как существующие или запроектированные объекты обустройства, гидрография, природоохранные зоны и др.
Исходя из пересечения зон возможного размещения устьев скважин определяется число кустовых площадок и распределяются скважины между ними. Реализованная методика позволяет выполнять расчет по следующим алгоритмам:
— расчет минимального числа кустовых площадок при условии минимизации суммарной проходки при бурении с целью сокращения капитальных вложений;
— кустование скважин с учетом их геологического рейтинга и максимизацией темпов добычи на начальном этапе разработки месторождения за счет ввода в эксплуатацию в первую очередь наиболее перспективных скважин.
В обоих вариантах расчета сначала выполняется первое приближение по размещению кустовых площадок с последующей оптимизацией с учетом соответствующего критерия оптимальности.
Для алгоритма с минимизацией суммарной проходки в качестве основного критерия для получения первого приближения принято условие, что каждая скважина должна быть привязана к кустовой площадке. Оптимизация проводится двумя циклами:
— последовательным перебором всех скважин с поиском варианта строительства скважины с меньшей проходкой относительно текущего профиля;
— последовательным перебором всех кустовых площадок с поиском варианта размещения кустовой площадки с меньшей суммарной проходкой по всем относящимся к ней скважинам относительно текущего положения (процедура реализована по алгоритму Нелдера — Мида, хорошо зарекомендовавшему себя для решения задачи оптимизации негладких функций с большим числом переменных).
После выполнения оптимизации размещения кустовых площадок и распределения скважин между ними рассчитывается рейтинг бурения скважин и определяется последовательность строительства кустовых оснований. Пример кустования скважин по алгоритму с минимизацией суммарной проходки представлен на рис. 3.
Рис. 3. Пример кустования скважин по алгоритму минимизации суммарной проходки при бурении
При сравнении результатов расчетов по данному алгоритму и расчетов, выполненных в специализированном ПО Landmark для определения схем кустования DSD WellPlanning, получены сопоставимые координаты размещения кустовых площадок и расчетная проходка.
Кустование скважин с учетом их геологического рейтинга подразумевает, что в первую очередь на кустовую площадку добавляются скважины с большим рейтингом, который рассчитывается исходя из значений проницаемости, эффективной нефтенасыщенной толщины и начальной нефтенасыщенности по каждой добывающей скважине. Рейтинг для нагнетательных скважин рассчитывается через коэффициент влияния, определяемый как отношение числа нагнетательных скважин к общему числу скважин. Таким образом, при кустовании скважин по данному алгоритму одновременно формируются рейтинг бурения скважин и последовательность строительства кустовых площадок.
Оптимизация кустования по второму варианту рассчитывается, так же как и по первому, с учетом дополнительного ограничения изменения срока ввода скважин в эксплуатацию: при оптимизации строительство скважины с более высоким рейтингом не может быть отнесено на более поздний период, чем строительства скважин с меньшим рейтингом.
К преимуществам данного подхода следует отнести то, что уже на стадии кустования скважин учитываются наиболее перспективные зоны на месторождении, и в кусты на начальном этапе объединяются те скважины, которые позволяют максимизировать темпы добычи, к недостаткам — то, что в результате расчета суммарная проходка и число кустовых площадок могут увеличиться относительно расчета по первому варианту кустования (с минимизацией суммарной проходки).
На результаты расчета по принципу максимизации темпов добычи существенно влияют следующие исходные параметры:
— число буровых установок;
— общее число скважин;
— динамика ввода скважин;
— динамика добычи скважин;
— сценарные условия (ставка дисконтирования, цена нефти).
Пример кустования скважин с использованием алгоритма, учитывающего рейтинг скважин, представлен на рис. 4.
Рис. 4. Пример кустования скважин с учетом их геологического рейтинга
Рекомендуемый вариант кустования выбирается на основе вариантной проработки и сравнения технических и экономических параметров по вариантам. Варианты формируются исходя из двух алгоритмов расчета и на основе следующих параметров:
— тип бурового станка (варианты, учитывающие максимальную протяженность скважин);
— ограничение максимального числа скважин на кустовой площадке.
Выводы
1. Объединение представленной методики кустования скважин с системой выбора оптимального варианта разработки месторождения и системой расчета схем поверхностного обустройства позволит выполнять разработку интегрированных концептуальных моделей месторождений.
2. С помощью данных моделей и при использовании модуля кустования скважин можно решить следующие задачи:
— определение оптимального числа кустовых площадок на месторождении;
— выбор рекомендуемого типа бурового станка и числа буровых станков, расчет оптимального темпа бурения;
— формирование профиля добычи на месторождении.
При этом будет анализироваться влияние числа кустовых площадок на экономику проекта, когда с уменьшением их числа снижаются затраты на обустройство, но кратно повышаются затраты на бурение и, наоборот, при увеличении числа кустовых площадок снижаются затраты на бурение, но повышаются затраты на обустройство (рис. 5).
Рис. 5. Влияние числа кустовых площадок на структуру капитальных вложений по проекту
3. При кустовании скважин будут учитываться неоднородность территории, глубины залегания пластов, изменение стоимости кустовой площадки в зависимости от изменения числа скважин на ней.
4. Объединение разработанной методики с инструментами стоимостного инжиниринга 5, 6 повышает точность выполняемых расчетов капитальных вложений и эксплуатационных затрат, что обеспечивает принятие наиболее эффективных решений с точки зрения экономики проекта.
Список литературы
1. Интегрированная модель для комплексного управления разработкой и обустройством месторождений/Р.Р. Исмагилов, Ю.В. Максимов, О.С. Ушмаев [и др.]//Нефтяное хозяйство. — № 12. — 2014. — С.
2. Оптимизация капитальных вложений в строительство скважин при концептуальном проектировании разработки месторождений/В.А. Карсаков, С.В. Третьяков, С.С. Девятьяров, А.Г. Пасынков//Нефтяное хозяйство. — 2013. — № 12. — C.
3. Харламов К.Н., Шешукова Г.Н., Кушманов П.В. Особенности профилирования стволов горизонтальных и многоствольных скважин при автоматизированном проектировании схем кустования их устоев//Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 4. — С.
4. Amorin R., Broni-Bediako E. Application of minimum curvature method to wellpath calculations//Res. J. Appl. Sci. Eng. and Technol. — 2010. — № 2(7). — Р.
5. Развитие кост-инжиниринга в ОАО «Газпром нефть»/М.М. Хасанов, Д.А. Сугаипов, О.С. Ушмаев [и др.]//Нефтяное хозяйство. — 2013. — № 12. — С.
6. Повышение точности оценки капитальных затрат на ранних стадиях реализации проектов/М.М. Хасанов, Д.А. Сугаипов, А.В. Жагрин [и др.]//Нефтяное хозяйство. — 2014. — № 12. — С. 22–27.
Куст нефтяных скважин: обустройство, процесс бурения нефти
Выбор системы извлечения нефти и обустройства нефтяных месторождений зависит от десятков факторов: от глубины залегания и качества продуктивных пластов: количества извлекаемых запасов, их структуры по степени изученности ( 
): характеристик коллекторов; состава и свойств нефти: газового фактора и состава попутных газов: давления насыщения нефти газом: свойств и условий залегания пластовых вод; положения водо-нефтяного контакта.
Кроме перечисленных основных показателей разработки при обустройстве месторождения учитываются природно-климатические характеристики, инженерно-геологические условия.
Одно из основных требований к разработке — рационализация: обеспечение заданных темпов добычи с минимальными капитальными вложениями и минимальными воздействиями на ОС.
Важнейшей составной частью проектирования разработки месторождений является выделение эксплуатационных объектов.
Часть нефтяной залежи, выделяемая для эксплуатации самостоятельной сеткой эксплуатационных и нагнетательных скважин, называется эксплуатационным объектом.
Схема генерального плана месторождения предусматривает размещение устьев нефтяных, газовых, нагнетательных одиночных и кустов скважин, ГЗУ, ДНС.
установок предварительного сброса пластовых вод (УПС), кустовых насосных станций (КНС), КС, инженерных коммуникаций (автодорог, нефте- и газопроводов, водоводов, ЛЭП, линий связи, катодной защиты и др.
), обеспечивающих процессы сбора и транспортировки продукции скважин, а также снабжение электроэнергией, теплом, водой и воздухом.
Размещение производственных и вспомогательных зданий и сооружений необходимо производить по их функциональному и технологическому назначению с учетом взрывной и пожарной опасности.
При размещении сооружений нефртедобычи на прибрежных участках водоемов планировочные отметки площадок принимаются на 0,5 м выше наивысшего горизонта вод с вероятностью его превышения один раз в 25 лет (устья скважин, ГЗУ) и один раз в 50 лет (КС, ЦПС, ДНС, УПС).
Природоохранные мероприятия и элементы ОВОС присутствуют в нормативных документах по освоению месторождений.
Однако при сложившейся практике взаимодействия участников разработки месторождений типовые природоохранные проблемы решаются не превентивным образом, а по мере их возникновения.
Существует закономерность — чем в более удаленном месте расположено месторождение, тем менее жесткие экологические ограничения к нему предъявляются и тем больший экологический ущерб наносится ОС.
Во избежание социально-экологических проблем на поздних стадиях нефтедобычи уже при проектировании освоения месторождений следует проводить консультации со всеми заинтересованными организациями и лицами.
Эксплуатация нефтепромыслов наносит вред ОС независимо от конструктивных особенностей сооружений и объемов добываемых УВ.
Проведение дорогостоящих экологических мероприятий должно проводиться своевременно (ликвидация скважин, амбаров-накопителей, рекультивация земель), а не отодвигаться на неопределенный срок.
Технологическая безопасность работы сооружений в цепочке «добыча — сбор — подготовка — транспортировка» во многом обеспечивается равномерностью отработки запасов нефти. Для этого необходимо располагать достоверной информацией о распределении энергетического потенциала залежи, который отражается с помощью карт изобар.
Здесь принципиально важным является выбор схемы кустования скважин. Известно, что чем крупнее кустовые площадки, тем дороже бурение скважины, поскольку необходимы большие отходы забоев от вертикали (до 2-4 км и более).
Однако при этом сокращается стоимость коридоров коммуникаций и повышается степень экологической безопасности промысла в целом.
Куст скважин
Под кусты скважин отводится площадка естественного или искусственного участка территории с расположенными на ней устьями скважин, технологическим оборудованием, инженерными коммуникациями и служебными помещениями.
В составе сооружений кустовой площадки может находиться узел подготовки сточных вод (УПСВ) с локальной закачкой воды в пласт. В этом случае отсутствует энергоемкая перекачка пластовых вод к пунктам сепарации нефти и обратно, а в составе транспортных коридоров отсутствуют агрессивные пластовые флюиды, что повышает экологическую безопасность промысла.
Строительство скважин с большими отходами забоя ограничивает применение глубинных штанговых насосов ввиду осложнений, связанных с истиранием труб.
Во избежание аварий при выборе насосного оборудования предпочтение отдается ЭЦН и гидроприводным насосным системам в условиях закрытой системы сбора нефти и газа.
Такие системы дают возможность подачи ингибиторов для предотвращения коррозии и парафинообразования.
Система сооружений подготовки нефти, сброса и закачки вод строится в зависимости от распределения запасов по площади залежи, темпов добычи, степени обводненности и газонасыщенности нефти, величины давления на устье скважины, расположения кустов скважин ( рис. 5.1). Эти объекты должны обеспечивать:
Рис. 5.1.Принципиальная схема системы сбора скважинной продукции на нефтяном промысле
Способы бурения нефти
Процесс обустройства скважин в нефтегазовой отрасли является одновременно важным и сложным технологическим процессом. Именно поэтому предприятия данного сектора заблаговременно заказывают оборудование для бурения в нашей компании, которое отличается своей функциональностью и большой степенью надёжности.
Однако перед тем как закупать специализированную технику следует определиться с методикой производства нефтяных скважин. В наши дни довольно востребованы следующие способы бурения скважин: роторное, турбинное и бурение электробуром. Всех их объединяет общий принцип действия, а именно разрушение породы посредством активного долота.
Далее выработанный материал выводится из скважины, подаваемым через заколонное пространство, буровым раствором.
В наши дни наибольшую востребованность получил роторный способ. На него приходится около 90 % объёма всех работ в области бурения скважин. Такое положение дел позволяет всё больше унифицировать нефтяное оборудование для бурения. В последнее время и в нефтяной отрасли нашей страны начинает преобладать данный способ.
При его применении крутящий момент зависит от противодействия породы вращению долота и ряда других инерционных факторов. Следует заметить, что наша компания предлагает буровое нефтяное оборудование для роторного способа обустройства скважин.
Плюсами такого метода являются автономность регулирования в процессе бурения и рост производительности.
Стоит отметить, что в России по-прежнему популярным остаётся турбинный способ бурения скважин. При данном методе долото сцепляется с валом турбины турбобура, двигающегося вокруг своей оси благодаря циркуляции жидкости под высоким давлением.
Стоит отметить, что для производства скважин по такому методу необходимо специализированное оборудование для бурения скважин, поставками которого занимается наша компания. Преимуществом такого способа является гораздо больший крутящий момент, чем в роторном бурении.
Несмотря на это существуют и недостатки, к которым в частности относятся существенные затраты на содержание цехов по обслуживанию турбобуров и невозможность автономного регулирования отдельных функций бурения.
Довольно интересный метод обустройства скважин – бурение электробуром, которое производится посредством трёхфазного двигателя переменного тока. В данном случае напряжение подаётся через кабель, находящийся в колонне бурильных труб.
Буровое оборудование при производстве данного метода несколько иное, поскольку требуется изоляция электродвигателя от бурового раствора и необходимость подвода энергии к двигателю.
К достоинствам такого метода бурения относятся: возможность контроля функционирования электродвигателя с поверхности, отсутствие влияния на характеристики вращения.
Разумеется, специалистами были разработаны и другие способы бурения нефтяных скважин, но пока что особого промышленного применения они так и не нашли.
Источники разливов при бурении скважин на нефтяных месторождениях Раздел 1 (часть 2) — PDF
1 Источники разливов при бурении скважин на нефтяных месторождениях Раздел 1 (часть 2) 1
2 План 1. Источники загрязнения окружающей среды при бурении нефтяных и газовых скважин 2. Методы предотвращения загрязнения окружающей среды при бурении нефтяных и газовых скважин 3. Утилизация и обезвреживание отходов бурения скважин 4. Утилизация буровых растворов 5. Очистка буровых сточных вод 2
3 Куст скважин Под кусты скважин отводятся площадки естественного или искусственного участка территории с расположенными на ней устьями скважин, технологическим оборудованием, инженерными коммуникациями и служебными помещениями. В составе укрупненного куста может находиться несколько десятков наклоннонаправленных скважин. Суммарный дебит по нефти одного куста скважин принимается до 4000 м3сутки, а газовый фактор до 200 м3м3. 3
14 Шламовые амбары сооружаются с расчётным объёмом 500 или 800 м 3 на одну скважину. Совместное хранение всех отходов бурения не даёт возможности утилизировать их, а из-за несовершенства конструкций амбаров и специфич почвенно-ландшафтных условий не обеспечивается надёжная защита окружающей среды. 14
15 При некачественном цементаже буровые растворы могут попасть в заколонное пространство. Кроме того, при поглощении пластом буровые растворы могут стать основным источником загрязнения недр, поскольку зона их проникновения в пласт может быть весьма значительной. При этом химические реагенты промывочной жидкости могут вызвать необратимые изменения в пласте. 15
16 В процессах бурения, новых методах обработки призабойной зоны пласта и методах увеличения нефтеотдачи используются: неорганические реагенты (кислоты, щелочи, соли, оксиды металлов и т. п.), продукты нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической промышленности, полученные на базе углеводородов нефти и газа отходы производства нефтепереработки и нефтехимии 16
17 Широкое применение органических реагентов в нефтяной и газовой промышленности усложняет в этих отраслях решение задач по охране окружающей среды. 17
18 В процессе бурения и освоения скважин при нарушениях технологии возможны прорывы нефти и газа в водоносные пласты, грифоны открытое фонтанирование при разгерметизации скважин действующего фонда — межколонные и заколонные перетоки нефти с выходом на поверхность 18
19 Открытые фонтаны Нефть и газ могут выбросить из скважины буровой раствор, если пластовое давление высокое, а раствор имеет недостаточно высокую плотность. В таких случаях возникает нефтяной или газовый фонтан. Как правило, открытые фонтаны возникают там, где нарушается технология проводки скважин и применяется несоответствующее устьевое и противовыбросовое оборудование. 19
26 Пластовые воды К опасным видам осложнений относится приток высокоминерализованной воды (рапы). Общая минерализация рапы может достигать 600 г/л, плотность 1360 кг/м 3, температура на выходе из скважины 110 С. Рапа оказывает коррозионное воздействие на наземное оборудование, буровые и обсадные трубы, а также на цементный камень. 26
27 Причинами воздействия могут быть : аварийные выбросы пластовой жидкости, низкая герметичность оборудования, плохой цементаж, сброс неочищенных сточных вод, прорывы и переполнение амбаров. 27
В условиях сероводородной агрессии происходит сульфидное растрескивание сталей и, как следствие, разрушение бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб, устьевого и нефтепромыслового оборудования, разрушение цементного камня и ухудшение свойств буровых растворов.
При появлении в растворе на водной основе сероводорода необходимо добавлять в раствор ингибиторы коррозии, способные связывать серу в трудно растворимые соединения. В условиях сероводородной агрессии необходимо использовать оборудование, изготовленное из специальных сталей и тампонажные материалы, стойкие к воздействию сероводорода. 29
30 Рекомендуется метод химического связывания сероводорода хлорным железом непосредственно в пласте. Для химического связывания сероводорода рекомендуется использовать реагент Т-66 (1,3- дигидроксициклоалканы) 30
31 Наиболее эффективным методом снижения выбросов NO x и сажи дизелями буровых установок (мощностью 700 квт) является установка нейтрализаторов и сажевых фильтров. Для снижения выбросов СО и УВ используют сотовые вставки с платинородиевым покрытием. Срок их работы 20 тыс.
ч при степени преобразования СО до уровня 90%. Цементировочные агрегаты кроме того оборудуются установками мокрой очистки, где в качестве сорбента используют раствор Са(ОН) 2 с эффективностью очистки газов до 98 %.
После отработки токсичная жидкость, обогащенная сажей, используется для затворения тампонажной смеси. 31
41 Термическая обработка стоков (выжигание содержимого земляных амбаров с помощью специальных установок) является пока экономически невыгодной. Производительность этого метода недостаточно высока (8-10 м 3 /ч) при большом расходе топлива. 41
42 Закачка стоков из земляных амбаров буровой в поглощающие горизонты является одним из надёжных методов снижения загрязнения окружающей среды отходами бурения и особенно рациональным представляется для кустового бурения, то есть в тех районах, где на одной площади расположено много скважин 42
43 Закачка в поглощающие горизонты 43
44 «Выдавливание» содержимого амбаров используется довольно широко и состоит в том, что вплотную к земляному амбару роют несколько траншей глубиной до 5 м, а затем перемычки между траншеями и амбаром разрушают и после заполнения траншей стоками их засыпают землёй. Густой осадок, который не вытекает в траншеи, остаётся в земляном амбаре и после подсыхания засыпается землёй. 44
45 «Выдавливание» содержимого амбаров 45
46 Вывоз на поля испарения При другом используемом способе удаления отходов бурения стоки вывозятся на поля испарения, которые представляют собой специально облицованные или бетонированные амбары ёмкостью м 3.
В течение двух лет сточные воды отстаиваются в них, очищенная после отстоя вода откачивается и потребляется на различные технологические нужды, а амбар засыпается землёй. Затем рекультивируемый участок очищают и перепахивают на такую глубину, чтобы после покрытия плодородным грунтом толщина очищенного слоя составляла 0,7 м.
Этот способ экономически целесообразно использовать в том случае, когда расстояние до полей испарения не превышает 30 км. 46
47 сбор и утилизация отходов бурения являются сегодня наиболее актуальными проблемами при бурении скважин 47
48 Ступенчатые системы очистки Отделение твёрдой фазы 48
49 Получение отвержденных смесей для изоляции зон поглощения В качестве отвердителей можно использовать синтетические смолы, цемент, гипс. Образованное таким образом вещество нерастворимо в пластовых флюидах, непроницаемо и устойчиво к коррозии в водных растворах солей одновалентных металлов. 49
54 Кратность разбавления буровых растворов, обеспечивающая ДДК добавок Добавка Максимальное содержание добавки в БР, % масс. ПДК, г/л Необходимая кратность разбавления Барит 60 0, Na-КМЦ 3 0, ССБ 5 0, Каустическая сода 1.5 0, Гидроксид кальция 1 0, Дихромат калия 0,2 0, ПФЛК 1 0, Нитролигнин 1 0,4 25 Гумат натрия Нефть 15 0, Взвеси (глина, шлам и др.) 20 0,
55 целесообразно использовать нетоксичные или малотоксичные компоненты для приготовления промывочных жидкостей. Некоторые применяемые реагенты опасности для объектов природной среды не представляют.
Например, многие полимеры нетоксичны благодаря высокой молекулярной массе, которая лишает их возможности проникать через плёнку.
Вещества, основанные на полисахаридах склонны к быстрому биологическому разложению. 55
57 Например, при норме расхода воды на одну скважину 60 м3/сут около 40 м3 обычно используется для охлаждения бурового оборудования и очистки буровой, остальное количество воды используется для приготовления бурового раствора. Некоторая часть этой воды (10-15%) при очистке пола буровой попадает в желоба и оттуда в буровой раствор. 57
58 Составные части Буровые сточные воды : промывочн*’ 1е В Д Ь1 ‘ образующиеся на ситоконвейерах при промывке водо# П0Р ДЫ’ извлекаемой из скважин, воды охлаждении штоков буров ^1Х насо» сов, а также при смывании глинистого раствора, разл^того ПРИ спуско-подъёмных операциях. Загрязнение при других операциях 58
59 Опасные вещества нефть феррохромлигносульфонат (ФХЛС), нитронный реагент НР-5, смазывающая добавка, синтетические жирные кислоты (СЖК)’ конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ) и полиэтиленоксид (ПЭО), 59
60 Оценку загрязняющего воздействия веществ в БСВ обычно производят по ПДК, Однако в настоящее время значительное количество химических реагентов не имеют нормированных значений ПДК, некоторые химические реагенты, на которые утверждены ПДК, в процессе бурения претерпевают физико-химические изменения (термическая, окислительная, механическая деструкция и т.п.) В настоящее время нет методик определения содержания в сточных водах каждого химического реагента в отдельности 60
66 В процессе буровых работ почва загрязняется: буровым раствором буровым шламом буровыми сточными водами Объём воды, потребляемой одной буровой установкой, колеблется от 25 до 120 м 3 /сутки. Суточные объёмы образующихся сточных вод составляют м 3 на одну скважину. 66
67 Литература Экология нефтегазового комплекса: учеб. пособие. Т. 1; под общей ред. А.И. Владимирова и В.В. Ремизова. — М.: ГУП изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, с. Булатов А.И. Охрана окружающей среды в нефтегазовой промышленности/а.и.булатов, П.П.
Макаренко, В.Ю.Шеметов. — М.: Недра, с. Гриценко А.И. Экология. Нефть и газ. / А.И. Гриценко, ГС. Акопова, В.М. Максимов. — М.: Наука, с. Абросимов А.А. Экологические аспекты применения нефтепродуктов./ А.А. Абросимов, А.А. Гуреев. — М.: ОАО «ЦНИИТЭнефтехим», с.
Мембранная технология в решении экологических проблем газовой промышленности. / Т.С. Казарян, А.Д. Седых, Ф.Г. Гайнуллин и др. — М.: Недра, с. Терминологический словарь по промышленной безопасности. / В.К. Шалаев. — М.
: ФГУП «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Гостехнадзора России», с. 67