96103

Мероприятия по повышению эффективности борьбы с отложениями при эксплуатации скважин на Добровольском месторождении

Курсовая

География, геология и геодезия

Рельеф волнисто-увалистый с широкими водоразделами. Увалистость в рельефе нарастает в юго-восточном направлении. Физико-геологические явления в современном рельефе связаны с деятельностью поверхностных и подземных вод. Они выражены в виде подмыва и обрушения берегов, растущих оврагов, оползней и карста.

Русский

2015-10-03

294.08 KB

0 чел.

1.1 Общие сведения о месторождении

Добровольское  месторождение расположено в Аургазинском районе на северо-востоке от районного центра с.Толбазы.

По климатическому делению данный район определен как теплый, недостаточного увлажнения. Среднегодовая температура колеблется от  2,5 до 2,70С, а среднегодовое количество осадков не превышает 526 мм .

Продолжительность безморозного периода составляет 120 дней, однако продолжительность его колеблется в широких пределах от 91 до 143 дней.

Территория месторождения в орографическом отношении занимает бассейн среднего течения р.Белой и ее притока р.Уршак и представляет собой полого-холмистую лесостепную местность с хорошо выраженной долиной р.Аургазы (притока р.Уршак) и невысокими плоскими водоразделами.

Рельеф волнисто-увалистый с широкими водоразделами. Увалистость в рельефе нарастает в юго-восточном направлении. Физико-геологические явления в современном рельефе связаны с деятельностью поверхностных и подземных вод. Они выражены в виде подмыва и обрушения берегов, растущих оврагов, оползней и карста. Развитие карста связано с галогенными осадками кунгурского яруса.

Рельеф характеризуется обширными низменными террасовыми равнинами. Большая часть территории района занята степными пространствами. К поймам рек приурочены осокоревые и ольховые леса с примесью дуба, липы и вяза.

1.2 Стратиграфия и тектоника

Разрез Добровольского  месторождения типичен для Центральной Башкирии и сложен осадочными породами до девонского комплекса, девонского, каменноугольного, пермского, неогенового и четвертичного возрастов.

В геологическом разрезе исследуемого района выделяется два резко отличающихся друг от друга структурных яруса нижнепалеозойский и верхнепалеозойско-мезозойский.

В основании разреза располагаются глубоко метаморфизованные осадочные породы бавлинской серии. После отложений вендского комплекса пород наступил длительный перерыв в осадконакоплении, соответствующий началу палеозоя и длившийся до среднего девона.

Бийский горизонт сложен известняками коричневато-серыми, серыми, массивными и органогенными, перекристаллизованными, часто трещиноватыми. Трещины выполнены кальцитом, глинистым материалом и окисленным битумом. Иногда среди известняков отмечаются прослои песчаниковидных доломитов. Нижняя часть горизонта нередко обогащена примесью песчаного и алевролитового материала кварцевого состава. Верхней части, представленой массивными известняками, соответствует электрокаротажный и литологический репер "нижний известняк". В объеме данного репера (в верхней части) выделяется афонинский горизонт. Толщина бийских отложений закономерно увеличивается с северо-востока на юго-запад от 15 до 24 м.

Живетский ярус выделяется в составе воробьевского, ардатовского и муллинского горизонтов старооскольского надгоризонта. Непосредственно на Добровольском  месторождении в результате предживетского и верхнеэйфельского перерыва осадконакопления отложения воробьевского горизонта отсутствуют, и отложения ардатовского горизонта залегают на известняках бийского горизонта.

Старооскольский горизонт сложен, в основном, карбонатными породами: известняками серыми, коричневато-серыми, скрыто, тонко и мелкокристаллическими, пиритизированными, в разной степени доломитизированными, но наиболее интенсивно - в приразломных зонах. Толщина ардатовского горизонта постепенно увеличивается с северо-востока на юго-запад от 13 до 15 м.

Муллинский горизонт согласно перекрывает ардатовские слои. Он имеет четко выраженное двучленное строение, и состоит из нижней - терригенной и верхней - карбонатной пачек. В кровле залегают глинистые известняки толщиной до 4-6 м (пачка "черный известняк"), ниже по разрезу - пачка песчано-алевролитовых пород, в составе которых выделяется пласт Д2. В подошве залегают аргиллиты. Общая толщина муллинского горизонта увеличивается к западу и юго-западу и изменяется в пределах 10-16 м.

Пашийский горизонт представлен терригенными отложениями. В нижней его части залегают аргиллиты темно-коричневые, неравномерно алевристые, плитчато-слоистые со скоплениями оолитов сидерита. Средняя часть горизонта представлена преимущественно песчаниками светло-серыми, кварцевыми, мелко- и тонкозернистыми, хорошо отсортированными, слабоглинистыми (пласт Д1). В верхней части залегают песчано-алевролито-аргиллитовые отложения. Толщина пашийского горизонта сокращается в северо-восточном направлении и колеблется в пределах 12-18 м.

Кыновский горизонт представлен преимущественно теригенными, главным образом, глинистыми отложениями с подчиненными прослоями песчаников и известняков. Аргиллиты зеленовато-серые, неравномерно алевритистые, известковистые. Известняки коричневато-серые, зеленовато-серые, тонкокристаллические и органогенные. Известковая пачка в нижней части горизонта - репер "нижнекыновский известняк". Песчаники светлосерые, тонкозернистые, кварцевые (пласт Дкн). Общая толщина кыновского горизонта колеблется от 2 до 8 м.

Саргаевский горизонт представлен пачкой светло-серых кристаллических, органогенно-обломочных и пиритизированных известняков толщиной 2-6 м.

Доманиковый горизонт сложен темно-серыми, почти черными, органогенн-обломочными битуминозными известняками. Он служит надежным маркирующим репером, т.к. выдержан по толщине  (15-20 м) и четко выделяется в разрезе по высокому удельному электрическому сопротивлению.

Верхне-франский подъярус верхнего отдела девонской системы представлен мендымским и аскынским горизонтами.

Мендымский горизонт сложен темно-серыми неравномерно глинистыми, кристаллическими и органогенно-обломочными известняками и черными битуминозными мергелями. В нижней части встречаются светлые доломитизированные пористо-кавернозные известняки (пласт Дмд). Толщина горизонта составляет 15-30 м.

Аскынский горизонт представлен темно-коричневыми и коричневато-серыми органогенно-обломочными известняками, редко слабо нефтеносными, сульфатизированными. Толщина горизонта составляет 55-70 м.

Фаменский ярус представлен нижним и верхним подъярусами.

Нижнефаменский подъярус сложен карбонатными отложениями - доломитами и известняками. Толщина подъяруса - 70-110 м.

Верхнефаменский подъярус представлен в нижней части известняками с прослоями доломитов, в верхней - глинистыми известняками. Известняки нижней части коричневато-серые, пелитоморфные, органогенно-обломочные, перекристаллизованные, плотные, трещиноватые, прослоями пористо-кавернозные. Пористо-кавернозные разности промышленно нефтеносны (пласт Дфм). Глинистые известняки, слагающие верхнюю часть подъяруса имеют толщину 10-12 м. и являются репером. Толщина всего подъяруса 42-75 м.

Мощность терригенной толщи девона увеличивается закономерно с севера на юг от 50-60 до 110-116 м.

Вышележащая толща пород толщиной до 2000 м сложена в основном карбонатными отложениями каменноугольного возраста.

В нижнем отделе каменноугольной системы выделены отложения турнейского, визейского и серпуховского ярусов.

Турнейский ярус состоит из нижнетурнейского и верхнетурнейского подъярусов.

Нижнетурнейский подъярус представлен гумеровским, малевским и упинским горизонтами, которые сложены тонкокристаллическими, неравномерноглинистыми известняками толщиною 35-50 м.

Верхнетурнейский подъярус представлен черепетским и кизеловским горизонтами, сложеными светлосерыми и коричневато-серыми известняками (пласт Стур). Толщина подъяруса составляет 30-50 м.

Визейский ярус представлен двумя подъярусами - нижне и верхневизейскими. В нижнем подъярусе визея выделяется бобриковский, а в верхнем - тульский горизонты.

Бобриковский горизонт представлен алевролитами, аргиллитами, песчаниками, редко с прослоями углистых сланцев. Песчаники серые, кварцевые,мелкозернистые, глинистые (пласт Сбб). Аргиллиты - черные, плитчато-слоистые. Алевролиты - серые, с многочисленными растительными остатками. Отмечаются небольшие зоны размыва турнейских известняков, заполненные в последующем отложениями бобриковского горизонта толщиной до 28,4 м (скв. 906). Кровля бобриковского горизонта является маркирующей поверхностью. Толщина горизонта составляет, в основном, 2-7 м.

Тульский горизонт разделен на 3 пачки и имеет общую толщину от 35 до 50 м. Нижняя пачка сложена темно-серыми кристаллическими и органогенно-детритовыми известняками. Средняя пачка представлена песчано-алевролитовыми породами с прослоями аргиллитов. Песчаники кварцевые, хорошо отсортированные (пласт Стул). Толщина пачки 4-6 м. Верхняя пачка, толщиной 20-25 м, сложена темно-серыми, кристаллическими органогенными известняками.

Серпуховский ярус сложен однообразной толщей доломитов коричневато-серых, кристаллических с прослойками доломитизированных известняков. Толщина яруса 180-240 м.

Московский ярус подразделяется на нижний и верхний подъярусы. Нижний пдъярус делится на верейский и каширский горизонты, верхний - на подольский и мячковский горизонты.

Верейский горизонт сложен известняками, аргиллитами, алевролитами с подчиненными прослоями песчаников. Кровля верейского горизонта принята за одну из основных маркирующих поверхностей. Толщина горизонта 40-45 м.

Каширский горизонт представлен светло-серыми органогенно-обломочными известняками, сульфатизированными, мелко-каверно-пористыми, с прослоями кристалических доломитов. Толщина горизонта 60-80 м.

Подольский горизонт сложен известняками серыми, пелитоморфными и доломитами серыми, кристаллическими, сульфатизированными. Толщина горизонта 55-70 м.

Продуктивная каширо-подольская пачка приурочена к подошве подольского и кровле каширского горизонтов. Пачка представлена буровато-серыми известняками кристаллическими, местами пористыми, пористо-кавернозными, трещиноватыми. Общая толщина пачки 15-20 м.

Мячковский горизонт представлен тонкокристаллическими, органогенными окремнелыми известняками с прослоями доломитов (пласт Смч) Толщина горизонта от 180 до 250 м.

Выше по разрезу залегают галогенные и терригенные породы пермской системы. Пермские отложения представлены нижним отделом, включающим в себя ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы, и верхним отделом, сложенным породами уфимского, казанского и татарского ярусов.

Ассельско-сакмаро-артинские отложения представлены мощной толщей карбонатных пород с прослоями аргиллитов, толщиной до 430-510 м.

Кунгурский ярус сложен переслаиванием отложений гипса, ангидрита, доломита, мергеля и каменной соли. Нижняя часть яруса представлена загипсованными доломитами, являющимися надежным геофизическим репером. Толщина колеблется в пределах 180-370 м.

Уфимский ярус сложен в основном красноцветными аргиллитами. На отдельных участках отложения яруса полностью размыты. Толщина достигает 160 м.

Казанский ярус представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами, с преобладанием известняков в верхней и нижней частях разреза. Толщина яруса достигает 115 м.

Татарский ярус представлен красноцветными и сероцветными терригенными отложениями, развитыми на небольших возвышенных участках. Толщина яруса до 15 м.

Завершают разрез рыхлые отложения (пески, глины, галечники, суглинки) неогенового и четвертичного возрастов, толщиной до 40 м.

В регионально-тектоническом плане Добровольское  нефтяное месторождение располагается в восточной части юго-восточного склона Восточно-европейской платформы. Эта часть территории представляет собой крупную моноклиналь, разорванную несколькими региональными разломами типа грабенов. К восточным бортам грабенов приурочены нефтяные залежи терригенной толщи девона. Добровольское месторождение приурочено к Тавтимано-Уршакскому грабену.

1.3. Характеристика нефтегазоносных пластов

 

Продуктивные отложения старооскольского горизонта. Коллекторы старооскольского горизонта характеризуются как кавернозно-поровые известняки. Пласт Дст имеет площадное развитие, не осложненное зонами отсутствия коллекторов.  Характерной особенностью пласта Дст является его выдержанность по всей площади. Толщина его в продуктивной части 0,87-3,0 м. Средневзвешенная толщина нефтяной части пласта 1,6м.  Интервал изменения пористости  10,5-25,0%. Залежь пластово-сводовая.

Продуктивные отложения муллинского  горизонта. Этот пласт представлен в основном карбонатной фацией. В пределах Добровольской площади  в средней части муллинских карбонатов прослеживается маломощный (0,8-2,2м) пласт пористых известняков. Пласт имеет линзовидное  развитие и образует шесть залежей.

Залежи имеют полосовидное развитие, в их формировании участвовали как литологический, так и тектонический факторы. В основном распространены в северной части месторождения.

При нижнем пределе пористости  8%  средние значения пористости  составляют 11,7%. Проницаемость по керну, опредеелнная лишь в нескольких образцах, не превышает 0,24-2*10-3 мкм2. По материалам ГИС Начальное пластовое давление 24,7 МПа.

Нефтеносность пашийского горизонта связана с пластом Д1. Он представлен песчаниками и алевролитами кварцевого состава, которые подстилаются и перекрываются аргиллитами толщиной 1-3 м.

Пласт имеет площадное развитие. Характерной его особенностью является резкая фациально-литологическая изменчивость. Количество продуктивных прослоев не превышает 3 с мощностью от 0,8 до 4,2 м.

Пористость песчаников по керновому материалу т в среднем   15,8%, проницаемость составляет 0,008-1,22 мкм2. Мощность от 0,8 до 4,2 м.

Нефтеносность кыновского горизонта приурочена к песчаникам и песчаным алевролитам, которые залегают в виде небольших линз. Залежи литологического типа, частично тектонически экранированные.

Пористость песчаников в среднем 14,7 %, проницаемость составляет 0,08 мкм2. Мощность от 0 до 6,8 м.Начальное пластовое давление 24,6 МПа.

Коллекторами в турнейском ярусе являются органогенно-обломочные пористые известняки. Для них характерно литологическое замещение непроницаемыми разностями. Продуктивные отложения пачки Стур развиты в виде локальных участков, на одном из которых скв.67 СУ открыта залежь нефти. Пласт представлен  чередованием пористых и плотных известняков и известковистых доломитов. Толщина прослоев изменяется от 1,2 до 3,2м. нефтенасыщенная толщина достигает 2м. тип коллектора-поровый. Пористость продуктивных отложений изменяется от 8 до 13,1 %, составляя в среднем 10,4%, проницаемость 0,001-0,26 мкм2.

Начальное пластовое давление 21,5 МПа. ВНК -1820 м.

Таблица1.1-Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры

Площадь

Добровольская

пласт

   СТ

Dкын

   D I

D мул

   D ст.

Средняя глубина залегания, м

2131

2350

2375

2380

   2408

Тип залежи

Литолог. Тектонич.экраниров.

Литолог. Тектонич.экраниров.

Литолог. Тектонич.экраниров.

Литолог. Тектонич.-экраниров.

Пластов.свод.тектон.экраниров.

Тип коллектора

Порово-каверновый

поровый

поровый

поровый

Порово-каверновый

Средняя нефтенасыщенная толщина,м

0,8

1,8

3,1

1

1,6

Пористость,%

2

4,5

15,6

10,6

17

Ср. насыщенность нефтью, доли ед.

0,86

0,77

0,76

0,78

0,82

Проницаемость,мкм2

0,0063

0,078

0,125

0,075

0,796

Начальное пластовое давление,мПА

21,4

26,1

26,1

26,2

26,4

Вязкость нефти в пл. усл., мПА с

9,73

3,8

3,43

5,52

4,9

Плотность нефти в пл. усл., т/м3

0,865

0,817

0,817

0,818

0,821

Давление насыщения нефти газом,Мпа

6,7

8

8

7,2

8,1

1.4 Характеристика пластовых флюидов

Изучение свойств производилось на основании анализа проб, отобранных на поверхности и в пластовых условиях. Нефть в поверхностных условиях исследована в лабораториях ЦНИПРа НГДУ. Лабораторные исследования своиств пластовой нефти проводилось в БашНИПИнефти. Всего было исследовано по месторождению 167 проб из 89 скважин.

Пластовые нефти девонского комплекса являются более легкими, плотность их изменяется от 0,808 до 0,848 г/см3, вязкость от 1,98 до 6,87 мПас. В целом свойства нефтей терригенного девона близки между собой.

Нефти турнейского яруса являются тяжелыми (0,87-0,9025 г/см3), вязкими (16,8-48,2 мПас), высокосернистыми (1,7-3,2%).

Попутные газы Добровольского месторождения являются жирными. В углеводородной части газов девонских отложений преобладающими являются метан (35-40%). В газах нижнекаменноугольных отложений преобладают метан и пропан. Значения газового фактора уменьшается вверх по разрезу, при низких значениях газового фактора содержание азота в газах увеличивается, а содержание метана уменьшается.

Таблица 1.2 - Физико-химическая характеристика дегазированной нефти

Наименование параметра

Объекты

СТ

Dкн

D1

Dмл

Dард

Плотность после дифференциального
разгазирования при 20
°С, кг/м3

898

845

869

876

877

при 20 ºС

40,91

23,22

23,22

25,93

36,34

при 50 ºС

-

Молярная масса, г/моль*

-

Температура застывания, ºС

-

Массовое содержание, %

серы

2,5

2,5

2,2

2,5

2,4

смол силикагелевых

11,5

11,5

13,89

13,58

12,32

асфальтенов

2,75

2,75

4,66

3,79

7,06

парафинов

3,56

3,56

3,68

4,82

3,39

воды

-

механических примесей

-

до 100°С

-

до 150°С

-

до 200°С

18

22,6

22,6

23

21,1

до 250°С

-

-

-

до 300°С

26

20,9

20,9

25,3

20,9

Содержание азота в терригенном девоне составляет 5-9%, в турнейском ярусе оно повышается до 10,5-11%, тогда как содержание метана уменьшается до 27-31%. В турнейской пачке содержание метана увеличивается до 38%, при этом газовый фактор составил всего 2,05 м3/т. В некоторых пробах попутных газов присутствует сероводород в количестве 0,05-1,5% объемных. Углекислый газ обнаружен во всех пластах.

Попутный газ был исследован также на содержание гелия, которое не является кондиционным, так как содержание его в газах верхнего объекта изменяется от 0,017 до 0,035%, а нижнего объекта - от 0,032 до 0,058% объемных.

Таблица 1.3 - Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной
и пластовой нефти пласта DI

Наименование
параметра

Пласт DI

При однократном
разгазировании
пластовой нефти в
стандартных условиях

При дифференциальном
разгазировании
пластовой нефти в
рабочих условиях

Пластовая
нефть

выделившийся
газ

нефть

выделившийся
газ

нефть

Молярная концентрация
компонентов, %

сероводород

-

-

-

-

-

двуокись углерода

1,11

-

1,23

-

0,47

азот+редкие

7,27

-

8

-

3,05

в т.ч. гелий

-

-

-

-

-

метан

28,97

-

31,85

0,02

12,15

этан

22,67

0,47

24,94

0,45

9,78

пропан

25,07

1,64

24,45

3,48

11,47

изобутан

2,64

0,68

2,19

1,08

1,5

н. бутан

6,97

2,18

5,02

3,68

4,19

изопентан

2,09

2,1

0,84

2,88

2,1

н. пентан

1,68

2,53

0,94

2,93

2,17

гексаны

1,53

4,84

0,55

5,26

3,45

остаток (С7+ высшие)

-

85,56

-

80,22

49,67

сумма

100

100

100

100

100

Молекулярная масса

-

262

-

249

166

Плотность:

газа, кг/м3

1,444

1,337

-

газаотносительная
(по воздуху)

1,198

1,11

нефти, кг/м3

851

845

813

Химический состав пластовых вод Добровольского  месторождения изучался по пробам воды из скважин, вскрывших водоносные части пластов. В целом по месторождению наблюдается сверху вниз увеличение минерализации и метаморфизации вод. Пресные воды гидрокарбонатно-натриевого и сульфатно-натриевого типов с глубиной сменяются на соленые пластовые хлормагниевого и хлоркальциевого составов.

Таблица 1.4 - Свойства и состав пластовых вод

Наименование параметра

Пласты

Пласт СТ

Dкн*, DI

Дмл*, Дард

Газосодержание, л/л

-

неопред.

неопред.

Плотность воды, кг/м3

- в стандартных условиях

1,187

1,193

1,191

- в условиях пласта

1,178

1,186

1,185

Вязкость в условиях пласта, мПа×с

1,18

1,21

1,17

Коэффициент сжимаемости,1/МПа×10-4

-

-

Объемный коэффициент, доли ед.

1,006

1,006

1,006

Химический состав вод, (мг/л)мг-экв/л)

Na++ K+

93694,0

58164,19

56577,45

Ca++

11265,56

38447,05

37526

Mg++

2914,73

5219,59

5394,42

CI-

171990,8

172514,4

168885,3

HCO3-

840,55

145,6

212,26

CO3-2

не опред.

не опред.

не опред.

SO4--

840,55

324,74

360,55

NH4+

177,13

569,9

396,82

Br -

482,15

не опред.

1168,85.

J -

9,3

не опред.

11,55

B2О3

135,75

не опред.

не опред.

Li+

не опред.

не опред.

не опред.

Sr+2

не опред.

не опред.

не опред.

Rb+

не опред.

не опред.

не опред.

Cs+

не опред.

не опред.

не опред.

Общая минерализация, г/л

280,91

274,82

268,96

Водородный показатель, рН

-

Жесткость общая, (мг-экв/л)

855,51

2348,27

2345,08

Химический тип воды, преимущественный(по В.А. Сулину)

хлоркальциевый

хлоркальциевый

хлоркальциевый

1.5 Состояние разработки месторождения

На месторождении  всего  пробурено 135 скважин.  С целью выработки   застойных зон    пластов Дард. И Д1   в период 1999-2003г.г. были пробурены 6  боковых стволов : 272С1,273с1, 327с1, 276с1, 311,с1,301с1.

На 01.01.2007г.  действующий фонд 35 скважин , бездействующий -2 скважины.

Распределение действующего фонда по дебитам по нефти, жидкости и обводненности следующее:

Таблица 2.1

Количество скважин

В т.ч. по дебиту нефти, т/сут

>0,5

0,5-1

1-4,5

35

25

5

5

В т.ч. по дебиту жидкости,м3/сут

>2

2-5

5- 14

35

21

4

10

В т.ч. по обводненности

>50

50-90

>90

35

5

20

10

Действующий нагнетательный фонд-2 скважины.

В длительном простое  -62 скважины.  

Основные причины нахождения скважин в длительном простое следующие:

по добывающему фонду:

- аварийный забой - 8 скважин,

-нарушение эксплуатационной колонны -6 скважин,

-многочисленные аномалии -3скважины,

-высокая обводненность - 17 скважин.

По нагнетательному фонду в длительном простое находятся  20 скважин  в связи с прекращением  закачки   на отдельных участках месторождения.

7 скважин пьезометрического фонда находятся в основном по причине проявления воды.

Основными объектами разработки являются  пласт песчаника  пашийского горизонта Д1 и карбонатный пласт  Дст.  старооскольского  горизонта.   Совместная разработка этих двух пластов осуществлялась в центральной зоне. Также разрабатывались   небольшие залежи нефти кыновского  и муллинского горизонтов, турнейского горизонта.

Для поддержания пластового давления на месторождении в 1975 г. была организована закачка воды.   На площади применяли очаговую систему заводнения.   Закачку вели на пласты Д1 и Дст., но влияние заводнения, вследствие  межпластовых пертоков , сказывалось и на других пластах. Пластовое давление на протяжении  всего периода   разработки поддерживалось практически на уровне начального, а на некоторых участках - выше начального.

Начатое  эксплуатацией в 1974г.,  месторождение в первые годы разрабатывалось   очень интенсивно. К 1994г. выработка всех пластов и степень    обводненности  фонда скважин достигла  очень высокого  уровня, в результате чего на многих участках    добыча нефти  была  прекращена.  Средняя обводненность составила 96,8%,  темп отбора  составил 0,2% от текущих извлекаемых запасов. Компенсация отбора закачкой  с начала закачки составила 103,55%.   

Высокая  обводненность  и малодебитность скважин, а также  неудовлетворительное  техническое состояние  скважин, скважинного оборудования  и коммуникаций привело к прекращению их работы . Из 74 добывающих скважин  на 01.01.1994г.   остались в работе только 5, а из 23 нагнетательных  ни одной. С 1994г. по 2000г.  закачка  на месторождении  была прекращена, а  возобновлена только в 2001г. в пласт Дст., а с 2002г. и  в пласт Д1.

На 01.01.2007г. накопленная добыча нефти составляет 2916 тыс.т, что соответствует 29,2% отбора от начальных геологических  запасов и 88,1 % от начальных извлекаемых запасов.  Остаточные запасы нефти: геологические - 7066 тыс.т , извлекаемые 393 тыс.т.

Накопленная добыча  жидкости по месторождению   7306 тыс.м3,  суммарная закачка   7835 тыс.м3.

Максимальная  добыча нефти была достигнута в 1978г. -572,3 тыс.т, что соответствует  темпу отбора -5,7% от НГЗ и 17,3% от НИЗ,   далее годовые отборы  нефти падали при непрерывном  повышении обводненности.  С1993г.  падение добычи нефти было обусловлено   также  значительным сокращением  действующего фонда.

2.1 Состояние  техники и технологии добычи нефти и газа

По состоянию на 01.01.2010 г. действующий фонд Добровольского месторождения составлял 31 добывающую скважину. Разработка месторождения ведется механизированным способом, добывающие скважины оснащены штанговыми насосами с условным диаметром плунжера 27, 32, 44 мм. Наиболее задействованными являются насосы с условным диаметром 32 мм, которыми оснащены 24 действующие скважины (77,4% действующего фонда) (рисунок 10.1).

Рисунок 10.1 - Распределение фонда добывающих скважин, оснащенных

штанговыми насосами  по типоразмерам

На месторождении 26 скважин (83,9 % действующего фонда) работают с незначительным дебитом продукции до 5 м3/сут. Распределение скважин по дебитам и насосным установкам приведено в таблице 10.1. Большинство добывающих скважин работают в периодическом режиме по 1, 2, 5, 8, 12 час/сут, количество круглосуточно работающих скважин составляет семь единиц (22,6% действующего фонда).

Таблица 2.2 - Распределение скважин по дебитам и насосным установкам

Дебит, м3/сут

ШГН, условный диаметрплунжера, мм

того

27

32

44

0-1

16

4

20

1-5

1

5

6

5-10

3

1

4

10-20

1

1

Итого

1

24

6

31

Глубинным штанговым насосом НВ1Б-А-27 оснащена добывающая скв.273. Глубина спуска составляет 1384 м, динамический уровень отбит на отметке 1050 м, погружение насоса под динамический уровень составляет 334 м. Станок-качалка работает со следующими параметрами: длина хода - 2,5 м, число качаний - 4,5 1/мин. Отбор продукции ведется 8 час/сут в объеме 1,2 м3/сут и обводненностью 70%.

Штанговые насосы вставного исполнения с диаметром плунжера 32 мм установлены на 17 добывающих скважинах. Глубина спуска составляет 752-1551 м, динамические уровни опускаются до отметок 83-1455 м. Погружение насосов под динамический уровень 85-1327,5 м. При параметрах работы станков-качалок: длине хода 1,5-3 м, числе качаний 2-6,6 1/мин, дебит продукции 0,1-8 м3/сут при обводненности 30-85%. На 14 скважинах добывающего фонда установлен периодический режим работы по 1, 2, 5, 12 час/сут. Динамический уровень на круглосуточно работающей скв.555 отбит на отметке 90 м, коэффициент подачи составляет 0,51, на скважине необходимо провести ревизию глубинного оборудования. Из-за низкой продуктивности нефтяного коллектора на добывающих скв.574, 335 дебит продукции составляет 3,2, 4,2 м3/сут, коэффициенты подачи равны 0,03 и 0,09 соответственно. В данных условиях рекомендуется снизить параметры работы станков-качалок до минимальных значений.

На четырех добывающих скважинах (скв.272, 327, 339, 560) задействованы глубинные штанговые насосы трубного исполнения диаметром 44 мм. Насосы установлены на глубине 603-1208 м, динамические уровни опускаются до отметок 179-1125 м, погружение под динамический уровень 83-910 м. При параметрах работы станков-качалок: длине хода 2,5 м, числе качаний 4-6,5 1/мин, дебит продукции составляет 0,5-19 м3/сут при обводненности 54-85%. На добывающих скв.327, 560, из-за низкой продуктивности нефтяного коллектора, установлен периодический режим работы по 1 час/сут. Скв.272, 339 работают в круглосуточном режиме с коэффициентами подачи 0,33, 0,58, глубинное оборудование работает удовлетворительно.

1.6 Конструкция скважины

Конструкция строящихся скважин должна обеспечивать их безаварийную эксплуатацию на протяжении всего периода разработки месторождения, отвечать требованиям охраны недр и окружающей природной среды.

Типовая конструкция эксплуатационных скважин:

1. Направление  426 мм спускается на глубину до 70 м, цементируется на всю длину тампонажным раствором плотностью 1820 кг/м3 приготовленным на основе ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96.

2. Кондуктор  324 мм спускается на глубину 750 м с целью перекрытия неустойчивых горных пород четвертичных, верхнепермских отложений склонных к осыпям и обвалам, а также перекрытия зоны поглощения бурового раствора в отложениях татарского яруса.

Цементирование кондуктора провести на всю длину в интервале 750-0 м тампонажным раствором плотностью 1820 кг/м3 приготовленным на основе ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96.

3. Эксплуатационная колонна  146 мм спускается на глубины 2493 м, предназначена для изоляции зон осложнений, разобщения продуктивных пластов нижнего карбона, верхнего и среднего девона испытания и разработки залежей нефти продуктивных пластов по окончании бурения. Цементирование эксплуатационной колонны до устья. Цементирование эксплуатационной колонны осуществить в одну ступень:

При цементировании применить тампонажный раствор по интервалам:

- 600-1950 м плотностью 1540 кг/м3 на основе ПЦТ III-Об 5-50 ГОСТ 1581-96;

- 2150-2493 м расширяющийся тампонажный материал РТМ-50 ПВ ТУ 5745-001-72225650-07, с плотностью цементного раствора 1900 кг/м3.

После спуска эксплуатационной колонны устье добывающих скважины оборудовать фонтанной арматурой АФК3-65×14 К1 ГОСТ 13846-89.

2.2 Характеристика добычи нефти с применением ШСНУ

Две трети фонда (66%) действующих скважин стран СНГ (примерно 16,3% всего объема добычи нефти) эксплуатируются ШСНУ. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах на 3200 ¸ 3400 м.

ШСНУ включает:

1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.

2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насос-ные штанги (НШ), штанговый  скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг (рис. 3.12).

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 3.12) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра.

 ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСЫ

ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99% , абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием сероводорода до 0,1%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 1300С.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы. У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен  с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН - сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ  состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и  замковой опоры цилиндра.

В трубных же насосах для извлечения цилиндра из  скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2 ¸ 2,5 раза  ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

2.3 Осложненияпри эксплуатации  скважин, оборудованных ШСНУ,  и меры борьбы с ними.

Добыча нефти ШСНУ на месторождении, осложняется особенностями термодинамических и физико-химических свойств пластовых флюидов. А так же конструктивными особенностями скважин. Образование стойких эмульсий снижает межремонтный период работы скважин из-за обрывов штанг в установках СШН, пробоев электрической части УЭЦН вследствие перегрузок ПЭД. В целом МРП скважин может снизиться в 2 раза и более. Наряду с этим снижается суточная производительность установок из-за неполного заполнения СШН и больших растягивающих нагрузок на штанги а также повышенных гидравлических сопротивлений в рабочих органах УЭЦН. Совместный подъем пластовых жидкостей в скважинах происходит с одновременным их смешением и диспергированием в насосном оборудовании. Интенсивное перемешивание пластовых жидкостей в рабочих органах насосных установок и последующая адсорбция природных стабилизаторов на межфазной поверхности в подъемнике приводят к тому, что на устье обводненных скважин уже находятся вполне устойчивые высокодисперсные эмульсии обратного типа.

В реальных условиях эксплуатации нефтедобывающего оборудования во многих случаях образуются эмульсии, обладающие высокой устойчивостью. Это в значительной степени определяет выбор технологии их дальнейшей обработки, а также глубину отделения водной фазы от нефти. Агрегативную устойчивость эмульсий измеряют временем их существования до полного разделения образующих эмульсию жидкостей. В случае эмульсий, полученных из разных нефтей, их устойчивость может составлять от нескольких секунд до года и более. К причинам, обуславливающим агрегативную устойчивость нефтяных эмульсий, относят :

1)образование структурно-механического слоя эмульгаторов на межфазной границе глобул;

2)образование двойного электрического слоя на поверхности раздела в присутствии ионизированных электролитов;

3)термодинамические процессы, протекающие на поверхности глобул дисперсной фазы;

4)расклинивающее давление, возникающее при сближении глобул дисперсной фазы, покрытых адсорбционно-сольватными слоями.

Кроме того, устойчивость нефтяных эмульсий зависит от величины глобул воды (ее дисперсности), плотности и вязкости нефти, содержания в ней легких фракций углеводородов, эмульгаторов и стабилизаторов эмульсии, а также от состава и свойств эмульгированной воды.

К естественным стабилизаторам эмульсий относят содержащиеся в нефти асфальтены, смолы, нафтены и парафины, являющиеся природными ПАВ. Кроме того, к ним относят мельчайшие твердые частицы веществ (глина, кварц, соли и т.д.), находящихся в продукции скважин во взвешенном состоянии.

В зависимости от концентрации дисперсной фазы в эмульсиях, их подразделяют на разбавленные или слабо концентрированные (дисперсной фазы менее 20 процентов), концентрированные (до 74 процентов) и высококонцентрированные (свыше 74 процентов). Разбавленные эмульсии с мелкодисперсной структурой обладают высокой стойкостью к разрушению.

В промысловых эмульсиях размер капель дисперсной водной фазы обычно составляет от 0,1 до 250 мкм. Капли более крупного размера могут существовать только в потоке вследствие быстрой седиментации в статических условиях.

Устойчивость большинства нефтяных эмульсий типа "вода в нефти" со временем возрастает. В процессе старения эмульсии на глобулах воды увеличивается слой эмульгатора и, соответственно, повышается его механическая прочность. При столкновении таких глобул не происходит их коалесценции из-за наличия прочной гидрофобной пленки. Для слияния глобул воды необходимо эту пленку разрушить и заменить ее гидрофильным слоем какого-либо ПАВ. Старение эмульсий интенсивно протекает только в начальный период после их образования, а затем заметно замедляется. Особенности старения обратной эмульсии зависят от состава и свойств нефти, пластовой воды, условий образования эмульсии (температура, интенсивность перемешивания фаз). Известно, что пластовая минерализованная вода образует с нефтью более устойчивые и быстро стареющие эмульсии, чем пресная вода.

К основным характеристикам нефтяных эмульсий относят степень разрушения за определенный период времени, эффективную (в ряде случаев структурную) вязкость, средний поверхностно-объемный диаметр эмульгированных капель водной фазы.При добыче нефти с содержанием парафина в глубинно-насосных скважинах возникают осложнения из-за выпадения парафина на стенках насосно - компрессорных труб, штангах и в узлах глубинного насоса. Отложение парафина на стенках насосно-компрессорных труб приводит к сокращению их поперечного сечения, одновременно с отложением парафина на стенках насосно-компрессорных труб парафин откладывается и на стенках штанг, в результате чего возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости. Кроме того, с увеличением парафиновых отложений увеличивается нагрузка на головку балансира станка - качалки, нарушается его уравновешенность, снижается коэффициент подачи насоса. Парафин, попадая под клапаны, нарушает их герметичность, что может привести к прекращению подачи жидкости и остановке скважины. Сравнительно часто из-за значительного отложения парафина происходит обрыв штанг. Если не принимаются меры по своевременной очистке насосно-компрессорных труб и штанг от парафина, то создаются серьезные осложнения во время подъема труб при подземном ремонте скважин. Осложняющим фактором в работе штанговых насосных установок является вынос вместе с нефтью к забою скважин песка. Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10-20 минут) возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке - и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования забойной пробки, А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К "песочным" скважинам откосят скважины с содержанием песка более 1 г/л.В наклонно-направленных и горизонтальных скважинах присутствуют различные участки - вертикальные, криволинейные, наклонные. Характер пространственного профиля скважины влияет на работу скважинного насоса. При размещении насоса на криволинейном участке ствола может иметь место изгиб насоса. В изогнутых насосах возникают дополнительные силы сопротивления движению плунжера.При прочих равных условиях на значение возникающих сил трения в плунжерной паре изогнутого насоса большое влияние оказывает разница жесткостей цилиндра и плунжера. С другой стороны, известно, что при одинаковых диаметральных размерах плунжера жесткость цилиндра трубного насоса всегда выше жесткости вставного. Действительно рост сил трения в плунжерной паре с изменением угла изгиба трубного насоса происходит более интенсивно, чем в насосах вставного исполнения. Таким образом, в искривленных и наклонно направленных скважинах при необходимости расположения насоса на криволинейном участке с точки зрения снижения дополнительных сил трения в насосе предпочтительнее применение насоса вставного типа. Процесс посадки запорного органа клапана в наклонной скважине условно можно разделить на два этапа. На первом этапе шар опускается на угол между образующей и фаской седла клапана. Затем шар опускается на гнездо. Однако, если окажется, что угол наклона оси насоса выше критического, то клапан зависнет и сядет в гнездо только при появлении обратного потока жидкости, которая, увлекая запорный орган, затягивает его на посадочное место с ударом. При этом происходит скачкообразное, прерывистое движение шара, которое приводит к потере подачи.

Известно, что ствол скважины состоит из участков различной формы, для большинства которых осью является пространственная кривая. При чередовании выпуклых и вогнутых участков на некотором расстоянии между ними штанги отрываются от поверхностей труб, линия контакта становится прерывистой. В зависимости от интенсивности искривления оси скважины, жесткости штанговой колонны и ее натяжения контакт трения происходит либо между трубами и муфтами штанг, либо между трубами и телом штанг). В данных скважинах на колонну штанг и НКТ действуют большие силы трения, появляются вредные колебания в колонне штанг и колонне НКТ, увеличивается нагрузка. Увеличение нагрузки в совокупности с износом ШН в результате трения, приводит к частым обрывам.

2.4  Расчет коэффициента наполнения скважинного насоса.

2.5 Исследование скважин, оборудованных ШСНУ, в процессе эксплуатации

Исследование ШСНУ необходимо для изучения притока и построения индикаторной кривой, а также для изучения работы самого насоса и выявления причин низкого коэффициента подачи.

Изменение отбора жидкости ШСНУ достигается либо изменением хода полированного штока 5 перестановкой пальца шатуна на кривошипе, либо изменением числа качаний п сменой шкива на валу электродвигателя. В некоторых случаях отбор можно изменить сменой размера насоса (Р), однако эта операция сложнее, так как требует осуществления спуско-подъемных работ на скважине.

При каждом изменении режима откачки после выхода скважины на установившийся режим, что определяется по стабилизации дебита, замеряется прямым или косвенным методом забойное давление, соответствующее данному установившемуся режиму работы. Для прямого измерения забойного давления созданы малогабаритные скваукинные манометры диаметром 22 - 25 мм. Такие приборы могут быть спущены в межтрубное пространство скважины на стальной проволоке через отверстие в планшайбе при эксцентричной подвеске НК.Т на устье. Полученные таким образом данные о забойном давлении наиболее достоверны. Однако в глубоких искривленных скважинах, а также при малых зазорах в межтрубном пространстве бывают прихваты манометра и обрывы проволоки. Для предотвращения этого используются так называемые лифтовые скважинные манометры, подвешиваемые к приемному патрубку ШСН и спускаемые в скважину вместе с НКТ. Эти манометры имеют часовой механизм с многосуточным заводом и фиксируют на бумажном бланке динамику изменения давления на глубине спуска прибора в процессе трех-четырехкратного изменения режимов откачки (дебитов). Такой метод позволяет получить достаточно надежные результаты исследования, однако он связан с необходимостью осуществления спуско-подъемных операций для спуска и подъема лифтового манометра. Поэтому эти замеры приурочивают к очередным ремонтным работам на скважине или очередной смене насоса. В настоящее время лифтовые манометры по этой причине не находят применения. К косвенным методам исследования скважины на приток относится замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами - эхолотами.

2.6 Мероприятия по повышению эффективности борьбы с отложениями при эксплуатации скважин на Добровольском месторождении

В настоящее время развитие нефтяной промышленности обусловлено значительными осложнениями при разработке нефтяных месторождений. Процессы добычи, сбора и подготовки нефти, осложняются комплексом проблем, связанных с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) и солеотложениями, коррозионным разрушением оборудования, образованием стойких нефтяных эмульсий и др. Наиболее остро на месторождениях Южно-Тургайского прогиба стоит проблема борьбы с АСПО. Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению отборов нефти, уменьшению межремонтного периода (МРП) работы скважин и эффективности работы насосных установок. Многолетняя практика эксплуатации скважин, добывающих парафинистую нефть, показала, что без проведения работ по предотвращению и удалению АСПО в трубопроводах и нефтепромысловом оборудовании, подъемных трубах, выкидных линиях и промысловых емкостях нельзя эффективно решать вопросы оптимизации добычи и сбора нефти. В этих условиях актуальной становится разработка новых технических средств и методов, направленных на предотвращение отложений в глубинно-насосном оборудовании, колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), промысловых трубопроводах систем нефтесбора. Одним из перспективных методов борьбы с отложениями АСПВ является применение магнитной обработки продукции скважин.

По сравнению с химическими методами он имеет одно большое преимущество, все более актуальное в последнее время -экологическую безопасность.

3. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ

3.1.Основные требования охраны труда, техники безопасности и противопожарные мероприятия

Охрана труда представляет собой комплекс законодательных, технических, санитарно-гигиенических и организационных мероприятий, направленных на обеспечение здоровых и безопасных условий труда. Этот комплекс разделяется на три части: трудовое законодательство, техника безопасности и производственная санитария.
Основы трудового законодательства изложены в Кодексе законов о труде.
Техника безопасности включает комплекс технических и организационных мероприятий, осуществление которых имеет целью обеспечить безопасные условия труда прежде всего путем предупреждения и устранения причин несчастных случаев (профилактика травматизма).
Производственная санитария является областью медицины, посвященной изучению и предупреждению профессиональных заболеваний.
Контроль за состоянием охраны труда и безопасными методами производства работ возлагается на инженерно-технический персонал строительства. На крупных строительных объектах охрана труда возложена на специально выделенного инженера.
Общественный контроль проводится комиссиями по охране труда фабрично-заводских, построечных и цеховых комитетов профсоюзов.
На технический персонал возложена обязанность вести общий инструктаж по технике безопасности перед допуском рабочих к работе. Он проводится ежегодно. Вновь принятые рабочие допускаются к работе только после прохождения ими вводного инструктажа по технике безопасности и оформления его соответствующей документацией. Кроме того, не позднее трех месяцев со дня поступления рабочих на строительство их следует обучать по утвержденной программе правилам техники безопасности, гигиене труда. промышленной санитарии и противопожарным мероприятиям с проверкой знаний и соответствующей выдачей удостоверений.
При переводе рабочего на новую работу, при изменении условий и характера работ или при выдаче задания на особо опасные работы производится дополнительный инструктаж по технике безопасности с показом безопасных приемов работ.
Вводный и производственный инструктажи оформляются в специальном журнале, где, кроме рабочих, расписывается и инженерно-технический работник, проводивший инструктаж.
Плакаты по охране труда должны вывешиваться в раздевалках, в конторе и других местах, чтобы рабочие постоянно помнили о необходимости соблюдения правил безопасной работы.

3.2 Охрана недр и окружающей среды

Охрана недр и окружающей среды это комплекс требований и научно-технических мероприятий в процессе геологического изучения недр и добычи полезных ископаемых, направленных на рациональное изучение и комплексное использование недр, предотвращение потерь полезных ископаемых и исключения отрицательного воздействия на окружающую среду (поверхностные и подземные воды, почвы, леса и воздушный бассейн).

По уровню отрицательного воздействия на окружающую природную среду нефтегазодобывающее производство занимает одно из первых мест среди различных отраслей промышленности. Оно загрязняет практически все сферы окружающей среды - атмосферу, гидросферу, причем не только поверхностные, но и подземные воды, геологическую среду, т. е. всю мощность вскрываемых скважиной пластов в совокупности с насыщающими их флюидами.

Характер воздействия на окружающую среду обусловлен тем, что все технологические процессы нефтегазодобычи - разведка, бурение, добыча, переработка, транспорт - оказывают отрицательное влияние на окружающую среду.

Природные воды являются одним из объектов нефтяного загрязнения и испытывают техногенное воздействие при разведке и добыче углеводородов. При этом, в первую очередь, происходит снижение качества вод в результате загрязнения нефтью, промысловыми стоками, химреагентами, буровыми растворами. Присутствие нефти и нефтепродуктов в природных водах, превышающее ПДК, сокращает или полностью исключает практическое использование вод.

Случаи нефтяного загрязнения широко распространены во многих промышленно развитых странах, обычно на этот вид приходится 30-40% общего загрязнения подземных вод.

Существенное влияние на загрязнение поверхностных и подземных вод оказывают попутные воды, которые извлекаются из продуктивного пласта вместе с нефтью или газом. Наряду с высоким содержанием солей в этих водах присутствуют токсичные элементы и органические вещества.

Серьезную экологическую проблему составляет утилизация отработанных буровых растворов, объемы которых при проходке скважин могут достигать несколько тысяч кубических метров.

Наибольшую опасность для поверхностных и подземных вод представляют растворы, содержащие соединения хрома, нефть и нефтепродукты, электролиты, а также ПАВ.

Глубина просачивания нефти зависит от механического состава почв. В супесчаных и песчаных почвах она превышает 1 м, а в суглинках и глинистых грунтах не достигает 50-70 см.

Реакция почвенно-растительного комплекса на углеводородное загрязнение носит избирательный характер. Ареалы распространения тяжелых фракций нефти приурочены к пониженным элементам рельефа и не образуют сплошных покровов. В почве наблюдается накопление железа, марганца и уменьшается содержание фосфора, калия и магния. Возрастает соотношение между количеством углерода и азота, увеличивается доля нерастворимого осадка в гумусе, что ослабляет стойкость почвенных экосистем к неблагоприятным внешним воздействиям, вызывает существенное изменение их характеристик и снижение плодородия. Кроме того, нефть производит выщелачивание и уменьшает гидролитическую кислотность почв. Особую опасность представляет поступление битуминозных веществ, которые обладают мутагенными и канцерогенными свойствами. Под их влиянием повышается фитотоксичность почвы, приводящая к нарушению физиологических процессов и ухудшению растительной продукции.

Скорость восстановления биопродуктивности нарушенного почвенного комплекса определяется количеством поступившей нефти и объемом рекультивационных работ. Экспериментально доказано, что период восстановления почвенно-растительных ресурсов после загрязнения их нефтью в количестве 12 л/м3 составляет от 10 до 15 лет в зависимости от климатических и ландшафтно-геохимических особенностей территории.

Возобновление древесных пород на месте погибшего фитоценоза практически не наблюдается, а формирующиеся растительные сообщества отличаются объединением видового состава.

С экологических позиций неприемлема ликвидация розливов нефти на поверхности земли путем их сжигания и захоронения. Сжигание нефти, разлитой на почве, сопровождается образованием канцерогенных веществ. При этом не только увеличивается токсичность почв, но и резко снижается их биологическая продуктивность.

Рассмотрим основные загрязняющие вещества, оказывающие негативное воздействие на качественный состав атмосферы в процессе добычи и переработки нефти и газа.

Сероводород. Данный газ является наиболее опасным с точки зрения воздействия на живые организмы. Даже при небольшой концентрации сероводород оказывает отравляющее воздействие. Может поступать в атмосферу при разработке газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих в своем составе сероводород.

Сернистый ангидрит SO2 Поступает в атмосферу при сжигании высокосернистых нефтепродуктов. Предприятия нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности на 40 % определяют уровень загрязнения атмосферы этим соединением. Данный компонент оказывает общее токсичное воздействие, нарушает углеводный и белковый обмен. Токсичность сернистого ангидрита возрастает при одновременном воздействие с сероводородом, оксидом углерода, аммиаком и оксидами азота.

Углекислый газ. Может образовываться при бактериальном разложении органического вещества, нефти, бикарбонатов. Диоксид углерода присутствует в нефтяных попутных газах и в газах газовых месторождений.

Диоксид азота NO2. Является одним из главных загрязнителей атмосферы среди азотсодержащих газов. Образование связанного азота происходит в процессе сжигания топлива, причем оксид этого элемента неустойчив в природных условиях и переходит в диоксид при реакции с кислородом воздуха. Диоксид азота оказывает общее токсическое воздействие и поражает при высоких концентрациях центральную нервную систему.

Углеводороды. Поступают в атмосферу под влиянием антропогенной деятельности при испарении и неполном сгорании нефти и нефтепродуктов. Наиболее токсичными из углеводородных газов являются бутан и пентан. При сжигании жидких и твердых топлив выделяются ароматические углеводороды, которые обладают ярко выраженными канцерогенными и мутагенными свойствами. Пары жидких углеводородов тяжелее воздуха и при соединении с ним образуются взрывоопасные смеси, нижний предел воспламенения которых составляет около 1 %.

Синтезированные вторичные продукты горения выпадают на поверхность земли в виде кислотных дождей и представляют реальную опасность для биосферы. Существенный вклад в загрязнение воздушного бассейна вносит нефтяной газ, который сжигается в факелах. Следует учитывать высокую миграционную активность газообразных веществ, которые фиксируются не только у источника загрязнения, но и на значительном удалении от него. Максимальный ареал рассеивания (до 15 км) характерен для углеводородов, аммиака и оксидов углерода; сероводород мигрирует на расстояние 5-10 км, а оксиды азота и серный ангидрит отмечаются в пределах 1-3 км от очага загрязнения. Помимо химического воздействия при сжигании газа происходит и тепловое загрязнение угнетения растительности, а в радиусе 50-100 м - нарушение фонового растительного покрова.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Основные источники:

  1.  Мищенко И.П. Расчеты в добыче нефти / И.П. Мищенко М., Недра,2008. с. 295.
  2.  Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое оборудование. / С.Л.Никишенко Волгоград: Инфолио, 2008. с. 455.
  3.  Покрепин Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие для средних специальных учебных заведений. / Б. В. Покрепин Волгоград, Издательство «Ин-Фолио», 2008. с. 192.
  4.  Покрепин Б.В. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин: учебное пособие для средних специальных учебных заведений. / Б. В.Покрепин - Волгоград, Издательство «Ин-Фолио», 2010. с. 495.
  5.  IPC Информационно-аналитическое агенство. Перспективы работы российских нефтяных компаний на шельфе круглый стол, 2013.
  6.  Большакова М.А., Кирюхина Т.А. МГУ VIP Studio Info. Штокмановское месторождение статья, 2014.
  7.  РБС «Развитие бизнес-систем» Основные риски при разработке российского арктического шельфа, 2014.
  8.  Дмитриевский А.Н., Кульпин Л.Г. Состояние и перспективы развития газовой промышленности России. Институт проблем нефти и газа РАН, М, 2014.

Дополнительные источники:

  1.  Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. М.: Недра, 1984. - 452 с.
  2.  Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений природных газов в ХХI веке -ОАО «Газпром», Москва, 2003.
  3.  Б.Бухгалтер Метанол и его использование в газовой промышленности. М., Недра, 1986.
  4.  Грей Ф. Добыча нефти. / Ф.Грей. -М.: Олимп-Бизнес, 2004.  с. 542.
  5.  Каплан Л.С. Технологии и безопасность в нефтедобыче. / Л.С.Каплан - Уфа, 2004.  с. 475.
  6.  Покрепин Б. В. Сбор и подготовка скважинной продукции. / Б. В.Покрепин М., ГУ УМК по горному, нефтяному и энергетическому образованию, 2000.  с. 180.
  7.  «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08 624-03. с. 50.

Интернет-ресурсы:

  1.  Издательство Центрлитнефтегаз. Режим доступа: http://centrlit.ru/
  2.  Книги по нефти и газу. Режим доступа: http://neftebook.ru/index.php/
  3.  Технический каталог нефтегазового оборудования. Режим доступа:  http://oil-gas.ru/
  4.  Журнал «Нефтяное хозяйство». Режим доступа: http://www oil-undustry.ru/
  5.  Подборка материалов о газовой и нефтяной промышленности, технологиях производства нефти. Режим доступа: http://www.gosgaz.ru/
  6.  Портал научно-технической информации (нефть и газ). Режим доступа: http://www.nglib.ru/index.jsp/


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

79350. Відкритття Америки. Христофор Колумб 46.5 KB
  Every year the 12th of October Americans celebrate Columbus Day. And today at our lesson we shall speak about this famous sailor. We shall read the texts answer the questions and work with the map, and by the end of our lesson you will have known more about the great discoverer.
79351. Безпечна поведінка – запорука міцного здоров’я 8.65 MB
  Стан напруги який виникає в людини під впливом сильних чинників Що таке наркотики Яка інша назва наркотику ЛСД Назвіть пожежонебезпечні матеріали Номер служби газу Які місця в автомобілі є найбільш безпечними для пасажирів Обмеження або позбавлення прав громадян...
79352. Подорож до країни Математики 438 KB
  Спочатку ми вирушимо до круглого озера, біля якого в будиночку живе дідусь Ох. Потім нам потрібно зустрітися в лісовій школі з тітонькою Совою та її учнями. Далі ми відпочинемо на лісовій галявині, поласуємо медом на пасіці, що знаходиться біля квітучої лісової галявини...
79353. Відомий і невідомий український меценат Петро Яцик 27 KB
  Мета: ознайомити учнів школи з відомим меценатом Петром Яциком; практична формування вміння розуміти що українська мова -– це скарб народу який учні повинні здобувати із задоволенням і досягати успіхів у навчанні завдяки плідній творчій праці; виховна прищеплювати любов до української мови...
79354. Гра-подорож «Мандри зайки-морквоїда» 55 KB
  Молодші школярі разом з героєм подорожі та своїми старшими друзями мандрують видатними датами календаря знайомляться з історією рідної країни здійснюють екскурсії по місцях славетного минулого вивчають історію козацтва рідного краю.