Что такое кустовая площадка

Кустовое бурение

Под кустовым бурением понимается способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке

Под кустовым бурением понимается способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а конечные забои находятся в точках, соответствующих проектам разработки месторождения.

Преимущества кустового бурения скважин:

Впервые в СССР кустовое бурение было осуществлено под руководством Н. Тимофеева на о-ве Артема в Азербайджане.

К недостаткам кустового наклонно направленного способа бурения следует отнести вынужденную консервацию пробуренных скважин до окончания некоторой скважины данного куста в целях противопожарной безопасности, увеличение опасности пересечения стволов скважин, трудности в проведении капитального и подземного ремонтов скважин, а также в ликвидации грифонов в условиях морского бурения.

Горизонтальное и разветвленное горизонтальное бурение применяются для увеличения нефте- и газоотдачи продуктивных горизонтов при первичном освоении месторождений с плохими коллекторами и при восстановлении малодебитного и бездействующего фонда скважин.

При этом протяженность завершающего участка скважины, расположенного в продуктивном пласте (горизонтального участка), может превышать 1000м.

Условия, вызывающие необходимость применения кустового бурения, подразделяются на:

К разновидностям кустового бурения можно отнести 2-ствольное последовательное, 2-ствольное параллельное и 3-ствольное бурение.

В настоящее время кусты скважин становятся крупными промышленными центрами с базами МТС, вспомогательными цехами и т. д.

В целом кустовой способ бурения сокращает затраты на обустройство промысла, упрощает автоматизацию процессов добычи и обслуживания, а также способствует охране окружающей среды при освоении нефтяных и газовых месторождений.

В этом случае можно полнее осуществлять сбор всех продуктов отхода бурения и уменьшать вероятность понижения уровня грунтовых вод на огромных территориях, которое может возникнуть вследствие нарушения целостности водоносных горизонтов.

Источник

Как устроен куст нефтяных скважин?

В процессе разработки нефтяной скважины очень важным является равномерное перемещение добываемого продукта. Именно эта равномерность выработки нефтяных запасов обеспечивает общую технологическую безопасность работы всех участвующих в цепочке “добыча сырья – сбор – предварительная подготовка – дальнейшая транспортировка” сооружений.

Знание того, как распределен энергетический потенциал конкретной залежи, который характеризуется картами изобар, имеет первостепенное значение, так как именно на основе этих данных составляется проект наиболее рационального размещения на промысле либо одиночных, либо кустовых скважин.

Принципиально важен выбор схемы разработки промысла вообще и схемы кустования скважин в частности. Чем больше кустовые площадки, тем более затратным становится процесс бурения, так как необходимо обеспечить большие отходы от забоев.

Современные буровые технологии дают возможность бурить отходы по 2 – 4 километра по вертикали, и более.

При кустовом размещении стоимость обустройства коммуникаций (подъездные дороги, отсыпка площадки, прокладка линий электроснабжения, нефтесборы, водоводы и так далее) снижается, что не только приводит к существенной экономии капитальных затрат, но и повышает экологическую безопасность всего промысла.

Уменьшается землеемкость, снижаются нагрузки техногенного характера на экосистему, значительно меньше прочие экологические риски (особенно связанные с обустройством системы для сбора пластовых вод).

Обустройство куста нефтяных скважин

Куст нефтяных скважин – это специальная площадка, которая может быть как естественного, так и искусственного происхождения, на которой расположены устья скважин, удаленные от прочих кустов или одиночных скважин не менее, чем на 50 метров, а также технологическое оборудование и прочие необходимые для нормальной эксплуатации сооружения, инженерные коммуникации, ремонтное оборудование, бытовые и служебные помещения.

В процессе проектирования суммарный дебит куста нефтяных скважин необходимо брать из расчета не более 4 тысяч кубометров в сутки, при значении газового фактора не больше 200 кубометров.

В зависимости от того, какой способ эксплуатации кустовых скважин используется, на технологической площадке должны присутствовать перечисленные ниже сооружения:

Расчеты показывают, что укрупнение кустовых площадок в процессе выбора схем эксплуатации промысла является целесообразным как с экономической (экономия капвложений – 8-10 процентов, длина коммуникаций снижается на 45 процентов), так и с экологической точки зрения.

Обустройство скважин с большими длинами отходов ограничивает использование на них насосов типа ШГН (штанговые глубинные).

Кроме того, возникают сложности, связанные с истиранием труб, которое может привести к аварии (особенно в местах, где НКТ соединяются между собой). Чтобы избежать такого истирания, используются специальные муфты с повышенной прочностью, которые ставятся в местах искривления ствола.

На кустах с большими отходами в качестве насосов используют в основном ЭЦН (электрические центробежные), а также некоторые виды насосов с гидроприводом.

Гидроприводные агрегаты также позволяют обеспечивать подачу ингибиторов, которые защищают от коррозии и парафинистых отложений. Это дает возможность совмещать две технологии: подготовки рабочей жидкости и подготовки нефти, а это позволяет сэкономить на силовых линиях и существенно снизить экологические риски.

Сооружение дальнейших систем, обеспечивающих подготовку нефти, закачку и сброс вод зависит от:

Объекты, предназначенные для сбора и последующего транспорта получаемого из скважин сырья должны обеспечивать:

Вся добываема газожидкостная смесь идет на ГЗУ (групповую замерную установку), на которой в автоматическом режиме производят периодические замеры дебитов каждой эксплуатируемой скважины.

Установки для проведения замеров

Чаще всего используются замерные установки типа «Биус» и “Спутник”. Их общее количество и местоположение определяются в процессе технико-экономического расчета. Замерные установки, в случае возникновения такой необходимости, могут быть оборудованы блоками закачки реагентов.

После ГЗУ нефтегазовая смесь по промысловым нефтепроводам поступает либо на СП (сборный пункт), либо на ДНС (дожимную насосную станцию) для проведения её подготовки. Сбор, как правило, предусматривает отдельное поступление обводненной нефти и условно-безводного сырья, для чего от каждой ГЗУ тянут два разных коллектора.

СП бывают следующих типов:

На ЦПС поступающая с ГЗУ нефть подвергается полному циклу предварительной обработки, который состоит из трехступенчатого разгазирования в сепараторах и из доведения до нужных кондиций упругости насыщенных паров добытой нефти. Помимо этого, получаемое сырье подвергают обезвоживанию и обессоливанию, с целью получения нужных товарных кондиций.

Газ, отделенный в сепараторах от нефти, очищают от оставшихся капель жидкости и либо утилизируют, либо перерабатывают, либо используют для собственных нужд и нужд прочих потребителей. На первой и второй ступени газ движется, используя собственное давление, а на конечной ступени его нужно компримировать.

Попутные пластовые воды от сырой нефти отделяют на УПН (установках подготовки нефти), которые, как правило, входят в структуру ЦПС.

В УПН есть специальные резервуары, где добытое сырье отстаивается, трубчатые печи для подогрева нефтяной эмульсии, а также устройства обезвоживания и обессоливания сырья. После прохождения УПН нефть перекачивается в резервуар для товарной продукции, а затем поступает в магистральную трубопроводную систему.

Если нужные кондиции – не достигнуты, то нефть автоматически идет в специальный сепаратор-делитель, а оттуда – повторно на УПН.

Устройство подготовки сырой нефти

Техпроцесс и оборудование УПН должны обеспечивать:

Технологический процесс нефтеподготовки должен отвечать следующим требованиям:

Резервуары

Для УПН куста нефтяных скважин необходимо наличие запасов сырья и место для хранения товарной нефти в следующих объемах:

Также необходимы емкости для хранения сточных и пластовых вод и для приема аварийных сбросов.

Все это обеспечивается, как правило, стандартными стальными резервуарами (например, РВС).

После пропарки и очистки резервуарных емкостей образовавшиеся парафиновые отложения собираются в специальные земляные амбары, чья суммарная емкость определяется из расчета годового количества парафиновых отложений.

УПГ (установки подготовки газа)

Отделяемый от нефти в сепараторах попутный газ поступает в УПГ, где, в зависимости от его дальнейшего использования и способа доставки его потребителям проводятся следующие подготовительные процессы:

Выделяемый в процессе газоподготовки углеводородный конденсат либо отправляют в товарную нефть (в случае, если при этом упругость нефтяных паров остается в допустимых пределах), либо в нефтяное сырье перед первой сепарацией.

Установка подготовки газа

ДНС (дожимные насосные станции)

Если расстояние от куста скважин до ЦПС достаточно большое, и давления в устье не хватает для транспорта добываемых флюидов, ставятся ДНС, чья основная задача – обеспечить сырье дополнительной энергией для комфортной транспортировки.

ДНС должна обеспечить:

Сооружения, входящие в состав ДНС:

Аварийные горизонтальные резервуары, входящие в состав ДНС, должны быть рассчитаны на сепарационное рабочее давление. Суммарная вместимость таких резервуаров должна обеспечивать свободный прием наибольшего объема, поступающего на ДНС за два часа. Как правило, ДНС проектируют автоматизированными и блочными, в основном – без постоянного персонала для их обслуживания.

Аварийное сжигание газа, поступающего с ДНС. Факельная система

В такую систему подается газ, который используется для продувки трубопроводов и другого оборудования, а также газ, который из-за аварии или ремонта оборудования не могут принять сооружения, готовящие его к транспортировке.

Высоту факела и его диаметр определяют с помощью расчетов, учитывая допустимую концентрацию вредных веществ в атмосфере, а также допустимые тепловые воздействия на объекты куста скважин и на работающий там персонал.

Высота факельной трубы не должна быть менее:

Скорость движения сжигаемого газа в устье ствола факельной системы должна исключать отрыв пламени, и быть не более 80-ти метров в секунду. Зажигание факела должно быть дистанционным и автоматическим, оборудованное отдельным подводом газа к устройству запала.

Чтобы обеспечить улавливание влаги и конденсата, перед трубой факела необходимо оборудовать конденсатосборник.

Центральные сборные пункты представляют собой универсальные технологические объекты, на которых добываемое сырье разделяют на товарную нефть, сточные воды и газ.

Стоки очищают до уровня, который должен соответствовать установленным требованиям, а затем вводят в систему поддержания давление в пласте. Неочищенные стоки подают в специальные скважины-поглотители с целью их утилизации.

ЦПС должен обеспечить:

Для сбора атмосферных осадков и разлившихся жидкостей на ЦПС должен быть предусмотрен специальный резервуар.

Площадки, на которых размещается технологическое оборудование, должны быть с бетонным покрытием на 15 сантиметров выше земли. Уклоны таких площадок для отвода дождевой воды должны быть не меньше, чем 0,003 градуса. Если на ЦПС возможен разлив горючих продуктов, то её площадку следует оградить бетонными бортиками не менее 15-ти сантиметров в высоту.

Площадки, на которых расположены печи и блоки для подогрева сырья, должны быть ограждены либо земляным валом, либо сплошной стеной, либо бордюрным камнем. Высота такого заграждения во всех случаях должна быть минимум полметра.

Уровень вибрации и шума используемого оборудования должен быть меньше предельно допустимых санитарных нормативов.

Если есть необходимость использовать агрегаты с высоким шумовым уровнем, то нужно предусмотреть:

Последнее время активно внедряются так называемые КСП (комплексные пункты сбора), либо их модификации, которые называются автономные установки (АУ). Особенно такие системы характерны для мелких месторождений.

На любом сборном пункте должен быть резервный парк ёмкостей (включая аварийные резервуары).

Реагентные узлы ввода

В состав таких узлов входят:

УПС – установки для предварительного сброса пластовой воды

УПС должны обеспечивать:

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Кустовая площадка

Кустовая площадка должна выполняться горизонтально. [1]

Кустовые площадки всех типов должны выполняться горизонтально. Технологическая площадки выполняется с уклоном в сторону амбара, обеспечивающим водосток. По окончании отсыпки куста необходимо сделать обваловку места установки нефтяной емкости с внешней стороны площадки. Кустовые площадки, построенные в зимний период, но предназначенные для бурения на период весна-лето, перед монтажом бурового оборудования необходимо спланировать и при необходимости по дополнительному наряд-заказу управления буровых работ ( УБР) отсыпать грунтом. [2]

На кустовой площадке отсутствует УПСВ, а система ППД выполнена из стеклопластиковых материалов, препятствующих развитию коррозии. [4]

На кустовой площадке размещают буровую установку со всеми подсобными службами и устьевое оборудование. [5]

На кустовой площадке размером всего в 300 м2 размещается групповая замерная установка и групповая распределительная установка. Последняя необходима для распределения и замера объема пара, закачанного в нагнетательные скважины. При сетке 100×100 м с одного куста охватывается 7 8 га площади продуктивного пласта. До трети или половины проектной глубины скважину проводят вертикально, а ниже стволы отклоняются в сторону запроектированных забоев. [7]

На кустовой площадке устья скважин расположены по одной линии, вдоль которой перемещается буровая установка. [9]

Дороги и кустовые площадки на болотах III типа устраиваются по индивидуальному проекту. [10]

После строительства кустовой площадки уточняют фактическое направление движения станка и определяют очередность бурения скважин. При этом разведзние стволов осуществляют в горизонтальной и вертикальной плоскостнх. Сначала на плане куст скважин предварительно распределяют таким образом, чтобы не пересекались плоскости их искривления. [12]

При размещении кустовых площадок на вечномерзлых грунтах расстояние между устьями скважин не должно быть меньше двух радиусов растепления пород вокруг устья скважин. [13]

В пределах кустовой площадки нефтегазопроводы заглубляют. В местах проезда и установки транспортных средств все трубопроводы укладывают в защитные патроны или прокладывают на эстакадах. [14]

Источник

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

Источник