Буровые промывочные и тампонажные растворы

В интервале от 270-1300м бурение ведется на технической воде =1 г/см3.

В интервале от 1300м -1822м с=1.12 г/см3.

В интервале 1822-1949м с= 1.25г/см3.

Плотность бурового раствора в указанных интервалах выбрана с учетом конкретных горно-геологических условий и опыта ведения буровых работ на месторождении и в регионе в целом принимаем =1120 кг/мі

2.5 Обоснование рецептур буровых растворов

Таблица 14. «Технологическая карта поинтервальной обработки растворов при бурении скважин на Чекмагушевском месторождении»

Интервал бурения, м	Наименование компонента раствора	Цель применения компонента	Норма расхода кг/м
0	50	Куганакский глинопорошок	Плотность, структура	261,792
		Кальцинированная сода	для увеличения рН	3
		КМЦ-700	для снижения водоотдачи и статического напряжения сдвига промывочной жидкости	5
50	270	Куганакский глинопорошок	Плотность, структура для увеличения рН	261,792
		Кальцинированная сода		3
		КМЦ-700	для снижения водоотдачи и статического напряжения сдвига промывочной жидкости	5
270	1300	ФК-2000	Снижение коэффициента трения и улучшения смазочных и противоприхватных свойств технической воды.	5
1300	1822	Куганакский глинопорошок	Плотность, структура	225,504
		Кальцинированная сода	для увеличения рН	6
		Celpol SL	для стабилизации и снижения показателя фильтрации раствора	4
		Гликойл	высокие стабилизирующие смазочные, ингибирующие, поверхностноактивные и гидрофобизирующие свойства.	30
		Хлористый калий	для усиления ингибирующих свойств.	50
		ФК-2000	Снижение коэффициента трения и улучшения смазочных и противоприхватных свойств технической воды.	7,5
		ФХЛС-МН	при необходимости снижение структурно-реологических свойств (условной вязкости, статического напряжения сдвига), разжижения раствора (понизитель вязкости).	7,5
		ПЭС-1	для стабилизации и снижения показателя фильтрации раствора	1
1822	1949	Куганакский глинопорошок	Плотность, структура	225,504
		Кальцинированная сода	для увеличения рН	6
		Celpol SL	для стабилизации и снижения показателя фильтрации раствора	4
		Гликойл	высокие стабилизирующие смазочные, ингибирующие, поверхностноактивные и гидрофобизирующие свойства.	30
		Хлористый калий	для усиления ингибирующих свойств.	50
		ФК-2000	Снижение коэффициента трения и улучшения смазочных и противоприхватных свойств технической воды.	5
		ФХЛС-МН	при необходимости снижение структурно-реологических свойств (условной вязкости, статического напряжения сдвига), разжижение раствора (понизитель вязкости).	7,5
		ПЭС-1	для предотвращения пенообразования.	1
		Карбонатный утяжелитель	для повышения плотности раствора до значений, соответствующих требованиям ГТН.	258

3. Определение потребного количества растворов, расхода компонентов по интервалам бурения

Определим потребное количество бурового раствора V для бурения скважины

V = V +, (2),

Где n- норма расхода бурового раствора с учетом скорости бурения (принимается средняя скорость бурения по скважине), диаметра долота в интервале бурения скважины и обработки раствора.

Ln - проходка в интервале бурения скважины, соответствующая данной нефти.

Vп - объем приемных ёмкостей, буровых насосов и желобов, Vп=50м3,

При переходе с бурения одним видом раствора на другой вид учитывается дополнительный объем, необходимый для заполнения скважины, исходя из объемов обсаженной и необсаженной части скважины с учетом коэффициента кавернозности и объема приемных емкостей.

Объем обсаженной части устанавливается из объема 1 м внутритрубного пространства и интервала бурения одним долотом.

Объем необсаженной части устанавливается из объема 1 м скважины в зависимости от диаметра долота и кэффициента кавернозности и интервала бурения одним долотом.

Коэффициент кавернозности определяется рабочим проектом.

Потребное количество компонентов рассчитывается согласно нормам по регламенту буровых растворов.

Расчет карбонатного утяжелителя:

исходная плотность 1.12 г/см

плотность интервала бурения - 1.25 г/ см

n=2.6*(1.25-1.12)/(2.6-1.25*(1-0.02+0.02*2.6)=258 кг, где

2,6- плотность карбонатного утяжелителя

0,02 - содержание жидкости (2%)

Количество воды для приготовления бурового раствора определяется по формуле: Q=q*V, где q- количество воды для приготовления 1м бурового раствора.

q=1120-=895 кг/м,

Q=895*155.3=138.9 м,

Q=895*274.04=245 м,

Q=895*379.95=340 м.

Количество глинопорошка определяется по формуле:

Q= q*V, где q- количество глинопорошка, необходимое для приготовления 1м глинистого раствора q=, где

- плотность сухого глинопорошка (2.4 г/ см),

- плотность воды, взятой для приготовления бурового раствора (1.0 г/ см),

- плотность бурового раствора (1.1 г/ см),

m - влажность глинопорошка (0.08)

q===225 кг/м,

Q=225(50+3.6+1.567.8)=34942.5 кг.

Полученные данные для наглядности сведем в таблицу 15 «Потребность бурового раствора и компонентов) для его приготовления, обработки и утяжеления».

Таблица 15

Интервал, м	Название (тип) бурового раствора и его компонентов	Нормы расхода бурового раствора, м3/м и его компонентов, кг/м3 в интервале	Потребность бурового раствора, м3 и его компонентов
От (верх)	До (низ)		величина	источник нормы	на исходный объем	на бурение интервала	суммарная в интервале
0	50	Глинистый раствор	0,83	нормы Башнипинефть	50	41,5	91,5
		Техническая вода	0,99	-“-			90,6
		Куганакский глинопорошок	261,792	-“-			23954
		Кальцинированная сода	3	регламент			275
		КМЦ-700	5	-“-			458
50	270	Глинистый раствор	0,46	нормы Башнипинефть		101,2	101,2
		Техническая вода	0,99	-“-			100,2
		Куганакский глинопорошок	261,792	-“-			26493
		Кальцинированная сода	3	регламент			304
		КМЦ-700	5	-“-			506
270	1300	Техническая вода	0,24	нормы Башнипинефть	61,1	247,2	308,3
		ФК-2000	5	регламент			1542
1300	1822	Глинистый полигликолевый ингибированный	0,24	нормы Башнипинефть	106,7	125,3	232,0
		Техническая вода	1,01	-“-			234,3
		Куганакский глинопорошок	225,504	-“-			52317
		Кальцинированная сода	6	регламент			1392
		Celpol SL	4	-“-			924
		Гликойл	30	-“-			6960
		Хлористый калий	50	-“-			11600
		ФК-2000	7,5	-“-			1740
		ФХЛС-МН	7,5	-“-			1740
		ПЭС-1	1	-“-			232
1822	1949	Глинистый полигликолевый ингибированный	0,24	нормы Башнипинефть			30,5
		Техническая вода	1,01	-“-			30,8
		Куганакский глинопорошок	225,504	-“-			6878
		Кальцинированная сода	6	регламент			183
		Celpol SL	4	-“-			122
		Гликойл	30	-“-			915
		Хлористый калий	50	-“-			1525
		ФК-2000	7,5	-“-			229
		ФХЛС-МН	7,5	-“-			229
		ПЭС-1	1	-“-			31
					129,8	30,5	160,3
		Карбонатный утяжелитель	258	расчет			41357

Таблица 16. Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину

Название компонентов бурового раствора	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление	Потребность бур. р-ра и компонентов	Суммарная на скважину
		Наименование колонн
		направление	кондуктор	эксплуатационная	открытый ствол
Буровой раствор, м 3
Глинистый		91,5	101,2			192,7
Глинистый полигликолевый
ингибированный (ПИБР)				262,5		262,5
Компоненты:
Техническая вода, м3		90,6	100,2	573,4		764,2
Куганакский глинопорошок	ТУ-39-01-47-001-105-93	5,28	26,49	59,20		90,97
Кальцинированная сода	ГОСТ-5100-85Е	23,95	0,30	1,57		25,82
КМЦ-700	ТУ-2231-017-32957739-02	0,28	0,51			0,79
Celpol SL	Фирма Metsa-Serla, институт экологической токсикологии МПР России			0,92		0,92
Гликойл	ГОСТ 20287-91 п.2			6,96		6,96
Хлористый калий				11,60		11,60
ФК-2000	ТУ 2458-003-49472578-07			3,51		3,51
ФХЛС - МН	ТУ 2458-015-20672718-2001			1,97		1,97
ПЭС-1	ТУ 2458-012-20672718-2001			0,26		0,26
Карбонатный утяжелитель	ТУ 5473-034-00204872-97			41,36		41,36

4. Приготовление буровых растворов

4.1 Технология приготовления бурового раствора

Процесс приготовления бурового раствора включает в себя три технологический операции: а) приготовление исходного раствора, б) обработка его реагентами для обеспечения требуемых параметров, в) обеспечение требуемой плотности в случае разбуривания пластов с аномальным давлением.

Исходный раствор готовится по требуемой плотности смешением дисперсной среды (вода) и дисперсной фазы (глинопорошок).

Технология обработки раствора реагентами должна предусматривать очередность и способ ввода реагентов. Их дозирование и время перемешивания предусмотренными техническими средствами, контроль параметров должны производиться согласно регламенту (основным руководящим документом при выборе рецептур и нормировании показателей является «Регламент буровых растворов при бурении наклонно-направленных эксплуатационных скважин на Чекмагушевском нефтяном месторождении).

Технология приготовления глинистого полигликолевого бурового раствора заключается в следующем. В глинистый раствор, приготовленный из куганакского глинопорошка исходной плотностью 1,12 г/см3, обработанный кальцинированной содой, последовательно вводят Celpol SL, хлористый калий, смазочную добавку ФК-2000 и гидрофобизирующую добавку Гликойл. При необходимости для снижения вязкости предусмотреть обработку ФХЛС-МН, а для предотвращения пенообразования - обработку реагентом ПЭС-1.

Параметры раствора: плотность 1,12 0.02 г/см3, условная вязкость 30-35 с, показатель фильтрации 4-5 см3 за 30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 6-10 и 20-25 дПа, рН =8-9, пластическая вязкость 20-25 мПас, динамическое напряжение сдвига 10-15 дПа, липкость глинистой корки 3,5-4,5 град.

При бурении в интервале 1822-1949 м применяется буровой раствор из предыдущего интервала, который утяжеляют карбонатным утяжелителем до плотности 1,25г/см3.

Параметры раствора: плотность 1,25 0.02 г/см3, условная вязкость 35-40 с, показатель фильтрации 5-6 см3 за 30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 8-12 и 22-27 дПа, рН =8-9, пластическая вязкость 21-26 мПас, динамическое напряжение сдвига 12-17 дПа, липкость глинистой корки 3,5-4,5 град.

4.2 Выбор оборудования для приготовления растворов

В современных условиях бурения для приготовления бурового раствора используется следующее оборудование: блок приготовления растворов БПР-2 с выносными гидроэжекторными смесителями и загрузочными воронками, емкости циркуляционной системы с гидравлическими и механическими перемешивателями, диспергатор, насосы. В таблице 17 приведен состав оборудования для приготовления и очистки бурового раствора, применяемый на месторождении.

Таблица 17. Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

Название	Типоразмер или шифр	Количество, шт.	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление	Использование очистительных устройств
				ступенчатость очистки: 1-вибросито; 2- 1+пескоотдел.; 3- 2+илоотделит; 4- 3+центрифуга	интервал, м
					От (верх)	До (низ)
1.Циркуляционная система:	1ЦС БУ 2500	1	ТУ 26-02-887-89Э	3	0	1949
- блок очистки раствора	20 м 3	1
- блок промежуточный	2х20 м 3	1
- блок приемный	20м 3	1
- блок для химреагентов	20 м 3	1
- доливная емкость	20 м 3	1
- водонапорная емкость	20 м 3	1
- сито вибрационное	СВ-1Л	2	ТУ 26-02-1138-91
- дегазатор	ДВС-2К	1	ТУ 39-01-083Д1-677-84
- гидроциклон	ПГ-45-У2	1	ТУ 48-1313-59-89Е
- илоотделитель гидроциклонный	ИГ-45М	1	ТУ 26-02-858-79
- насос шламовый	ВШН-150	1	ОСТ 28-08-048-73
- устройство перемешивающее гидравлическое	4УПГ	2	ТУ 26-02-442-72		0	1949
2. Блок приготовления раствора	БПР-2	2	ТУ 39-01-443-79
3. Глиномешалка	МГ2-4Х	1	ТУ 39-01-1421-89
4. Глинозагрузчик	ПМП-1	1

5. Управление свойствами растворов в процессе бурения скважин

В процессе бурения скважин параметры буровых растворов выходят за пределы регламентированных значений в связи с поступлением шлама, пластовых флюидов и т.д. Это приводит к дестабилизации промывочной жидкости. Такого негативного влияния необходимо избегать. Это достигается путем:

- периодического контроля параметров бурового раствора,

- выбора технологии и средств очистки бурового раствора,

- выбора средств повторных химических обработок раствора.

5.1 Контроль параметров буровых растворов

В процессе бурения и промывки скважины свойства бурового раствора должны контролироваться с периодичностью, установленной буровым предприятием для данной площади. Показатели свойств раствора не реже одного раза в неделю должны контролироваться лабораторией бурового предприятия с выдачей начальнику буровой (буровому мастеру) результатов и рекомендаций по приведению параметров раствора к указанным в проекте.

Перед и после вскрытия пластов с АВПД, при возобновлении промывки скважины после СПО, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев, необходимо начинать контроль плотности и вязкости. Контроль газосодержания в буровом растворе следует начинать сразу после восстановления циркуляции.

При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность. В данном случае можно руководствоваться таблицей 18 «Периодичность контроля параметров бурового раствора».

Таблица 18. Периодичность контроля параметров бурового раствора

Параметр	Частота измерений параметров
	Неосложненное бурение	Бурение в осложненных условиях	При начавшихся осложнениях или выравнивании раствора
Плотность, УВ	Через 1 час	Через 0.5 ч	Через 5-10 мин
ПФ	1-2 раза в смену	2 раза в смену	Через 1 час
СНС	1-2 раза в смену	2 раза в смену	Через 1 час
Температура		2 раза в смену	Через 2 час
Содержание песка	2 раза в смену	2 раза в смену

5.2 Технология и средства очистки буровых растворов

При выборе оборудования для очистки необходимо учитывать нормы на технологические параметры по ступеням очистки - таблица 19 «Нормы на технологические параметры по ступеням очистки».

Таблица 19. Нормы на технологические параметры по ступеням очистки

На первой ступени (Сито ВС-1)
Подача раствора, л/с не более	90,0
Потери раствора, % не более	0.5
На второй ступени (ПГ-50)
Подача раствора в один гидроциклон, л/с не более	12,0
Давление на входе гидроциклона, МПа не менее	0.25
Потери раствора, % не более	1.5
На третьей ступени (ИГ-45)
Подача раствора в один гидроциклон, л/с не более	3,0
Давление на входе гидроциклона, МПа не менее	0.28
Потери раствора, % не более	2.0

Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа должна осуществляться комплексом средств в последовательности: скважина - блок грубой очистки (вибросито) - дегезатор - блок тонкой очистки (пескоотделитель и илоотделитель) - блок регулирования твердой фазы (гидроциклоны, центрифуга).

5.3 Управление функциональными свойствами буровых растворов

Все разработанные мероприятия по управлению свойствами растворов представлены в таблице 20 «Мероприятия по управлению свойствами растворов по интервалам бурения»:

Таблица 20. Мероприятия по управлению свойствами растворов по интервалам бурения

Интервал, м	Отрицательные факторы	Цель управления	Мероприятия по управлению свойствами растворов
0-270	Поглощения, осыпи, обвалы, прихваты бур.инструментов	Повысить плотность и уменьшить фильтрацию р-ра	Довести показатели до проектных, добавить КМЦ-700, кальцинированную соду
270-1300	Поглощения	Повысить плотность и уменьшить фильтрацию р	Снизить коэффициент трения и улучшить смазочных и противоприхватных свойств технической воды.
1300-1822	Поглощения, осыпи, обвалы, прихваты бур.инструментов	Повысить плотность и уменьшить фильтрацию р	Усиление ингибирующей способности ПИБР добавками хлористого калия
1822-1949	Обвалы, прихваты бур.инструментов	Повысить плотность и уменьшить фильтрацию р	Усиление ингибирующей способности ПИБР добавками хлористого калия, утяжеляющее и кольматирующая добавка - карбонатный утяжелитель

6. Мероприятия по санитарно-экологической безопасности применения буровых растворов

Строительство скважин связано с использованием земельных отводов и сопровождается неизбежным техногенным воздействием на объекты природной среды. Для устранения отрицательного влияния процессов строительства скважин на природную среду предусматривается комплекс мероприятий, направленных на ее охрану и восстановление. Эти мероприятия соблюдают основные правила экологически безопасного ведения буровых работ на всех этапах строительства скважин, включая проведение подготовительных и вышкомонтажных работ, бурение, испытание, а также консервацию скважин, контроль за состоянием окружающей среды. Мероприятия направлены на охрану водных ресурсов, атмосферного воздуха, почвы, биосферы, недр и восстановление природноландшафтных комплексов.

Основным руководящим документом является «Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше» РД 30-133-94, а также действующие нормативно-справочные и инструктивно-методические материалы по охране окружающей среды.

6.1 Охрана окружающей среды и недр

Наибольшую экологическую опасность при возникновении аварийных ситуаций представляют неуправляемые поступления пластовых флюидов по скважинам (открытые фонтаны и выбросы). Вторым по значимости фактором потенциальной экологической опасности является разлив жидких углеводородов из хранилищ и трубопроводов. В ООО «Уфимское УБР» мероприятия по предупреждению и ликвидации разливов включают эффективные средства удержания разлитых жидкостей на месте для сведения до минимума последствий разливов и утечек.

В планах ликвидации аварий учитывается возможный объем и тип разливаемой жидкости, указываются типы технических средств для борьбы с разливами, потребность в рабочей силе, организационные мероприятия, обеспечивающие эффективную ликвидацию больших и малых разливов, а также перечень наиболее уязвимых и чувствительных участков вместе со средствами их защиты.

Мероприятия предусматривают способы удаления разлитой нефти, загрязненного грунта и мусора, а также доставку на место персонала, привлеченного к ликвидации разлива. При применении химических диспергаторов для борьбы с разливами нефти необходимо иметь разрешение санитарных и природоохранных органов на их использование.

В целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха предусматривается ряд мероприятий по сокращению выбросов вредных веществ в атмосферу: полная герметизация системы сбора и транспорта продукции скважин; защита оборудования и трубопроводов от коррозии; оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением»; утилизации попутного нефтяного газа.

Наземное технологическое оборудование обеспечивает сбор и подготовку к транспорту или хранению не только основного полезного ископаемого (нефти, газа), но и попутно добываемых кондиционных продуктов (конденсата, серы, инертных газов, микроэлементов и т.д.).

Обеспечение надежной, безаварийной работы систем сбора, подготовки, транспорта и хранения нефти и газа имеет весьма важное значение для предотвращения потерь добываемых полезных ископаемых и, следовательно, охраны недр и рационального использования природных ресурсов.

Внешняя и внутренняя коррозия при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений является одной из главных причин преждевременного выхода из строя наземного нефтегазопромыслового оборудования, подземных коммуникаций и трубопроводов. Защита этого оборудования от коррозии обеспечение плановых сроков его службы, особенно в условиях его контакта с высокоагрессивными, коррозионно-активными средами, представляет собой чрезвычайно важную и сложную задачу. Для её решения осуществляют широкий комплекс мер технологического и специального плана.

К технологическим методам защиты оборудования и трубопроводов от коррозии относят различные мероприятия предупредительного характера, направленные на сохранение первоначально низких коррозионных свойств среды или создание таких условий эксплуатации, которые при одной и той же агрессивности среды обеспечивали бы её минимальное коррозионное воздействие на поверхность металла. Основными задачами таких методов являются: предотвращение попадания в добываемую нефть, нефтяной газ и сточные воды кислорода; предотвращение смешивания сероводородсодержащих нефтей, вод и газов с продукцией, не содержащей его; снижение коррозионной активности среды с помощью деаэраторов и других средств. Создание противокоррозионных условий для надежной эксплуатации действующего оборудования (изменение конструкции, снижение механических нагрузок и др.).

Переработка излишков бурового раствора (БР) и отработанного бурового раствора (ОБР) осуществляется по следующей технологии: с помощью блока коагуляции-флокуляции и центрифуги излишки Бр и ОБР разделяются на жидкую и твердую фазы (на воду и шлам). Осветление (очистка) жидкой фазы с помощью того же блока коагуляции-флокуляции проводится до тех пор, пока содержание компонентов в воде не будет соответствовать требованиям таблицы.

Схема осветления отходов бурения приведена на рисунке 5.3 отделенная центрифугой твердая фаза бурового раствора стекает в желоб и с помощью конвейера попадает в бункер-шламонакопитель. Жидкая фаза бурового раствора после центрифуги подается в специальную емкость блока коагуляции-флокуляции, откуда может перекачиваться в активную емкость системы очистки либо подвергаться дальнейшей очистке с помощью того же блока коагуляции-флокуляции и центрифуги. Основная масса осветленной жидкой фазы БР используется повторно для технической цели. Излишки очищенной воды откачиваются в нефтесборный коллектор. Запрещается сброс неочищенной сточной воды на рельеф почвы, в поверхностные водоемы и подземные водоносные горизонты.

Очистка буровых сточных вод (БСВ) осуществляется по той же технологии, которая используется для осветления жидкой фазы бурового раствора. Для использования БСВ в системе оборотного водоснабжения буровой очищенная вода должна удовлетворять требованиям, приведенным в таблице 21. Такая вода либо используется для технологических целей (в системе оборотного водоснабжения буровой), либо откачивается в нефтесборный коллектор. Для очистки жидкой фазы раствора (вода) используются сульфат алюминия (коагулянт), флокулянт (гидролизованный полиакриламид (ПАА)) и HCl. ПАА - органический коагулянт, снижающий анионный характер частиц твердой фазы с целью повышения эффективности действия флокулянта. HCl (соляная кислота) применяется для создания величины рН, оптимальной для действия коагулянта и флокулянта. Указанные реагенты применяются для очистки питьевой воды (ПДК Al³⁺=0,5 мг/л; по сульфат иону ПДК=500 мг/л; по ПАА ПДК=0,2 мг/л применительно к воде хозяйственно-питьевого назначения). Другие коагулянты и флокулянты могут применяться после испытания их на токсичность с целью установления величины ПДК для водоемов рыбохозяйственного назначения. Осветленный БСВ после центрифуги подается в спец. Емкость блока коагуляции - флокуляции, а твердая фаза БСВ от центрифуги поступает по желобу в бункер - шламонакопитель. Указанные реагенты могут применяться при условии наличия утвержденных величин ПДК или ОБУВ для водоемов рыбохозяйственного назначения.

Таблица 21 - Требования, предъявляемые к водам оборотного водоснабжения

Показатель	Значение показателя
рН	6-8
Взвешенные вещества, мг/л	250
ХПК, мг/л	400
Нефть и нефтепродукты, мг/л	25
Сухой остаток, мг/л	1500
Прокаленный остаток, мг/л	1000
БПК 5,мг/л	150

Требования к конструкции шламового амбара.

Шламовый амбар должен быть обвалован. Высота обвалования не менее 1,0м, ширина по верху - 0,8м, уклон до 1: 2.Отходы бурения попадают в шламовый амбар, где поисходит оседание шлама и твердой фазы отработанного бурового раствора. Гидроизоляция стенок амбара может выполнятся также с использованием пленки из водонепроницаемых материалов (полиэтиленовая пленка, битумизированные материалы и т.п.).

Для расчета объема шламового амбара V ш.а. используется формула:

Vш.а. = 1,1* Vобщ

Vобщ = Vш + Vобр + Vбсв

где Vш, Vобр, Vбсв, - объемы соответственного бурового шлама, отработанного бурового раствора и буровых сточных вод,

Vобщ - общий объем отходов бурения.

Объем предполагаемых отходов бурения при строительстве одной наклонно-направленной эксплутационной скважины на пласты горизонта ЮВ1 Кирско-Котынсгого лицензионного участка по традиционной технологии составляет 703,2м³. Исходя из этого, вместимость шламового амбара для строительства одной наклонно-направленной эксплутационной скважины должна составлять не менее 773,5м³.

В ООО «Уфимское УБР» основным мероприятием по предупреждению загрязнения подземных вод является качественное цементирование заколонного пространства скважины. Горизонты, содержащие пресные воды, с целью исключения межпластовых перетоков и попадания в них сточных вод, перекрываются обсадными колоннами. Для этого на глубину 150 м спущено направление с подъемом цементного раствора до устья. Затем весь интервал залегания пресных вод перекрывается кондуктором с цементированием до устья. Эксплуатационной колонной перекрыты все нефтеводонасыщенные горизонты. Тампонажный раствор за эксплуатационной колонной скважины поднимается с перекрытием ранее спущенной колонны на 100 м. Вся продуктивная толща изолирована цементным раствором нормальной плотности, а вышележащие горизонты - облегченным. С целью повышения надежности изоляции пластов продуктивной части разреза, исключения пластовых перетоков эксплуатационная колонна в этом интервале оборудована специальной оснасткой, а в цементный раствор введены стабилизирующие добавки. В процессе освоения скважин продукты (нефть, минерализованная вода) закачиваются в нефтесборный коллектор (при отсутствии коллектора пластовый флюид вывозится автотранспортом в сборный пункт месторождения).

На отведенном участке под строительство эксплуатационных скважин с целью сохранения и восстановления плодородного слоя земли и недопущения загрязнения проводятся следующие мероприятия, которые необходимо выполнить до начала бурения:

отсыпка и планировка площадки буровой;

обвалование буровой площадки;

обвалование емкостей ГСМ.

После окончания строительства скважин и демонтажа оборудования, в теплое время года (при положительной температуре), проводятся мероприятия по технической рекультивации нарушенных земель. Направление рекультивации указывает землепользователь, которому эти земли будут возвращены после выполнения этапов технической и биологической рекультиваций для дальнейшей эксплуатации.

Мероприятия по технической рекультивации земель сводятся к благоустройству территории куста в соответствии с правилами пожарной и санитарной безопасности и безаварийной эксплуатации скважин, поскольку кустовая (буровая) площадка не предназначена для лесовыращивания, лесоводственные требования по её рекультивации ограничиваются, в основном, проведением мероприятий, предупреждающих эрозию почв, противопожарным устройством, исключением подтопления и загрязнения прилегающих участков (укрепление откосов, восстановление обваловки), а именно:

снятие и складирование моховорастительного слоя на участках строительства;

заготовка торфа в специальных торфяных карьерах, а также плодородного грунта и транспортировку к месту укладки;

планировку территории;

уборку строительного мусора, неизрасходованных материалов, всех загрязнителей территории;

восстановление системы естественного или организованного водоотвода берегоукрепительные работы;

восстановление плодородного слоя почвы, восстановление коренной растительности.

Организации, выполняющие строительные работы, обязаны:

обеспечить минимальное повреждение почв, травянистой и моховой растительности; не допускать повреждения корневых систем и стволов опушечных деревьев;

не допускать потерь древесины, а также расходования деловой древесины не по назначению;

не оставлять пни выше 10 см, считая высоту от шейки корня.

К мероприятиям по биологической рекультивации относятся:

мероприятия по повышению плодородия почв - внесение минеральных и органических удобрений для восстановления структуры почв;

посев семян многолетних растений с целью восстановления коренной растительности из семи не менее 4 видов: мятлик луговой, костер безостый, тимофеевка, овсяница луговая.

Для создания противоэрозионного травяного покрова на рекультивируемый участок (1га) наносят: смесь семян многолетних трав - 30 кг, азотные удобрения - 30 кг, фосфорные удобрения - до 150 кг, калийные удобрения - до 100 кг.

Площадь земельного участка, подлежащего рекультивации, составляет 4,56 га.

После выполнения указанных работ (за исключением биологической рекультивации) производится возврат землепользователю той части буровой площадки, которая отводилась в краткосрочное временное пользование.

Техническая рекультивация проводится силами и средствами «НФ ЗАО ССК». Восстановлению подлежат нарушенные земли, передаваемые во временное пользование на период обустройства месторождения.

Буровая площадка выбрана на землях, неудобных и на пригодных для использования в сельском хозяйстве.

Работы по технической рекультивации должны проводиться непрерывно вплоть до их завершения и передачи землепользователю для проведения биологического этапа рекультивации.

Уровень загрязнения окружающей среды и степень экологической опасности оцениваются кратностью превышения предельно-допустимых концентраций (ПДК) загрязняющих веществ в природных объектах. Характеристика санитарно-токсических и органолептических свойств материалов и химических реагентов, используемых при строительстве скважины, оценивается по величине ПДК.

При строительстве скважин осуществляются следующие мероприятия для снижения отрицательного воздействия на атмосферный воздух:

до начала бурения скважины проверяются и приводятся в исправное состояние все емкости, где будут храниться буровые растворы и химические реагенты;

устье скважины, система прие6а и замера пластовых флюидов, поступающих при испытании скважины, циркуляционная система герметизированы;

для процесса строительства скважины используются химические реагенты, имеющие установленные значения ПДК;

доставка и хранение химических реагентов осуществляется в герметичных емкостях;

процесс сжигания топлива в котельной и ППУ регулируется (оптимизируется) согласно режимным картам;

применяемый при строительстве скважины передвижной транспорт своевременно проходит контроль;

определение содержания загрязняющих веществ в отработанных газах дизельных агрегатов и при работе двигателя автомобиля осуществляется с помощью газоанализатора. Перечень и нормативы загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу, приведенным в таблице 22:

Перечень и нормативы загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу, представлены в таблице 22.

Таблица 22

Код вещ-ва	Наименование вещества	Использ. критерий	Значение критерия, мг/м3	Класс опасности
0123	Железа оксид	ПДК	0,0400000	3
0143	Марганец и его соединения	ПДК	0,0100000	2
0301	Азот(4)оксид(Азота диоксид)	ПДК	0,0850000	2
0304	Азота(2) оксид (Азота оксид)	ПДК	0,4000000	3
0328	Сажа	ПДК	0,1500000	3
0330	Серы диоксид	ПДК	0,5000000	3
0333	Сероводород	ПДК	0,0080000	2
0337	Углерод оксид	ПДК	5,0000000	4
0342	Фториды газообразные	ПДК	0,0200000	2
0344	Фториды плохо растворимые	ПДК	0,2000000	2
0415	Углеводороды предельные С1-С5	ОБУВ	50,0000000	0
0416	Углеводороды предельные С6-С10	ОБУВ	30,0000000	0
0602	Бензол	ПДК	0,3000000	2
0616	Ксилол	ПДК	0,2000000	0
0621	Толуол	ПДК	0,6000000	0
0703	Бенз(а)пирен (3,4-Бензпирен)	ПДК	0,0000010	1
1325	Формальдегид	ПДК	0,0350000	2
2732	Керосин	ОБУВ	1,2000000	0
2754	Углеводороды предельные С12-С19	ПДК	1,0000000	4
2904	Мазутная зола электростанции	ПДК	0,0020000	2
2908	Пыль неорганическая:70-20% SiO2	ПДК	0,3000000	3

В ООО «Уфимское УБР» охрана растительности и животного мира заключается, прежде всего, в сохранении условий произрастания растений и среды обитания животных. Исходя из этого. Все мероприятия, описанные в проекте и направленные на снижение антропогенной нагрузки, в том числе загрязнения воздуха, поверхностных вод и почвы, а также на минимизацию изъятия земель, так или иначе способствуют охране растительности и животного мира.

К специальным мероприятиям, направленным на охрану растительности, можно отнести меры противопожарной безопасности. Они включают в себя:

очистку территории, отведенной под буровые скважины и другие сооружения, от древесного хлама и иных легковоспламеняющихся материалов;

сооружение по границам кустовых площадок минерализованных полос шириной не менее 1,4 м и содержание её в очищенном состоянии;

расчистке от деревьев и кустарников площади в радиусе 25 м от кустовой площадки.

Все порубочные остатки складываются в валы (шириной не более 3 м) на заболоченных участках (не ближе 10 м от кромки леса). Деловая древесина используется на нужды строительства или складируется в поленницы вблизи кустовых площадок.

Буровые растворы представляют собой серьезную опасность для окружающей среды, что должно учитываться как при планировании, так и при проведении буровых работ. С целью предотвращения опасности отрицательного влияния на окружающую среду необходимо полностью исключить возможность контакта с окружающей средой вне скважины (исключая атмосферу), для чего: с территории, отведенной под буровую, на период бурения должен полностью удаляться слой плодородной почвы [12].

Мероприятия по охране животного мира заключается в снижении фактора беспокойства и мер по борьбе с браконьерством. С этой целью вводится запрет на ввоз на месторождение охотничьего оружия и других орудий промысла, а также на вольное содержание собак.

В заключение данного раздела можно сделать следующий вывод.

При соблюдении выше перечисленных норм и правил, негативное влияние на окружающую среду и рабочий персонал сводится к минимуму.

6.2 Охрана труда

Мероприятия по охране труда при строгом их выполнении призваны обеспечить безопасность работ при приготовлении и управлении свойствами буровых растворов. Перечень некоторых мероприятий по охране труда приведен ниже:

1. Для приготовления бурового раствора и обработки его химическими реагентами должны допускаться лица, прошедшие инструктаж и обучение по безопасному ведению работ;

2. При длительном контакте с буровыми растворами, шламом необходимо проводить профилактические осмотры с оценкой функционального состояния внутренних органов;

3. Рабочее место по приготовлению и химобработке буровых растворов должно быть оснащено: средствами индивидуальной защиты (спецодежда в случае необходимости, очки, перчатки, респираторы); аптечкой с медикаментами; средствами пожаротушения;

4. При термических ожогах рекомендуется вначале делать примочки из 0.5% раствора марганцовокислого калия или этилового спирта (96%), а затем смазать обожженный участок мазью от ожогов и наложить повязку;

5. При применении РУО должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды (для контроля загазованности должны проводиться замеры воздушной среды у ротора, в БПР, у вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности - принимать меры по ее устранению; при концентрации паров углеводородов свыше 300 мг/м работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны);

6. По окончании работ с химическими реагентами необходимо: тщательно промыть средства индивидуальной защиты, вымыть теплой водой с мылом лицо и руки, прополоскать рот;

7. Температура самовоспламенения РУО должна на 50С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.

Список используемой литературы

1. Учебно-методическое пособие по дисциплине «Буровые промывочные и тампонажные растворы». - Уфа: УГНТУ, 2008.-28с.

2. Групповой рабочий проект на Чекмагушевском нефтяном месторождении, 2006г.

3. Иогансен К.В. Спутник буровика: справочник - М.: Недра, 1990.- 303с.

4. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. - М.: Недра, 1984.

5. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. М., Недра, 1979.- 215с.

6. Булатов А.И., Долгов С.В. Спутник буровика: Справ. пособие - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - 379с.: ил.

7. Колесникова Т.И., Агеев Ю.Н. Буровые растворы и крепление скважин. М., «Недра», 1975. - 264с.

Размещено на Allbest.ru