Анализ методов предотвращения и борьбы с отложениями солей при добыче нефти, применяемых в НГДУ "Арланнефть"

Рисунок 2 - Технологическая схема обработки скважины для предотвращения образования сульфидосодержащих осадков



Рисунок 3 - Изменение дебита и динамического уровня скв. 8177 до и после обработки по предупреждению отложений

Таблица 8

Результаты опытно-промышленных обработок скважин по предупреждению образования сульфидсодержащих осадков.

номер скважины	До обработки	После обработки
	Дебит по жидкости м3/сут.	Дебит по нефти м3/сут.	Наработка сут.	Дебит по жидкости м3/сут.	Дебит по нефти м3/сут.	Наработка сут.
1838в	70,0	0	67	90,0	0	571
6919	40,0	31,0	53	47,0	36,6	300
6158	2,4	1,3	69	4,7	2,5	322
6960	120,0	5,4	53	110,0	5,9	420
8533	265,0	8,7	233	246,5	6,5	355
8565	219,0	8,2	280	212,6	8,8	444
2381	177,0	6,9	17	185,2	8,5	348
833г	79,2	3,1	594	100,6	5,8	370
10167	3,6	9,3	56	4,1	12,3	180
7134	70	1,9	636	76,0	2,2	658
8018	12,0	0,7	610	14,0	0,9	978
8070	125,0	4,4	118	122,7	3,7	423
8177	72,0	8,3	162	75,0	8,2	714
8155	81,0	10,0	317	73,1	10,9	703
1924	92,0	4,9	119	97,3	6,1	191
8172	25,0	1,3	340	22,8	1,5	733
8176	190,0	7,0	335	193,0	8,8	834
8006	72,0	3,0	47	87,2	3,6	367
8009	84,0	3,0	120	98,0	5,7	225
7999	10,0	1,7	290	12,5	1,8	395
7998	291,0	10,8	540	306,0	12,3	781
7135	20,0	4,8	121	37,1	6,8	198
8138в	280,0	0	48	290,0	0	610

Для удаления уже имеющихся сульфидосодержащих отложений из рабочих органов ЭЦН без его подъема из скважины, восстановления производительности установки, следовательно, и дебита скважины с наименьшими затратами, разработана и внедрена технология с применением растворяющей композиции, включающей соляную кислоту, ингибиторы коррозии и солеотложений, бактерицид [9]. Обобщение промыслового опыта показывает, что наиболее целесообразно проводить обработки по удалению сульфидосодержащих отложений при снижении производительности установки на 30% и более. При этом наиболее целесообразно уже при снижении дебита скважины на 10-15%, отобрать пробу попутно добываемой воды на 6-компонентный анализ, содержание сероводорода и ионов железа, и определить вид образующегося осадка. Кроме этого, необходимо провести гидродинамические исследования для проверки отсутствия снижения коэффициента продуктивности скважины. Если установлено, что снижение дебита скважины связано не с ухудшением продуктивности ПЗП скважины, а с образованием сульфидосодержащих осадков в ГНО, то необходимо проводить обработку по их удалению.

На рисунке 4 приведена технологическая схема удаления образовавшихся сульфидосодержащих осадков из ГНО скважины без его подъема. Обработка производится путем закачки в остановленную скважину растворяющей композиции, состоящей из 0,05-0,1 м³ 5-7,5%-ного раствора соляной кислоты и 0,01-0,02 м³ ингибитора коррозии Азимут-14, с доведением ее в насос и последующей выдержкой в течение 4-6 часов для растворения сульфидосодержащих осадков. Количество продавочной жидкости для доведения композиции в насос рассчитывается по формуле

Vпрод.ж = Vк - (VНКТ + Vнас.), (3.8)

где Vпрод.ж - объем продавочной жидкости,м³;

Vк - объем внутреннего пространства эксплуатационной колонны, м³;

VНКТ - объем, занимаемый НКТ, м³;

Vнас - объем, занимаемый насосом, м³.

Объем внутреннего пространства эксплуатационной колонны

рассчитывается по формуле

, (3.9)

Объем, занимаемый НКТ, находится по формуле

, (3.10)

Объем, занимаемый насосом, рассчитывается по формуле

, (3.11)

где Dк - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

DНКТ - наружный диаметр НКТ, м;

Dнас. - наружный диаметр насоса, м;

Нподв - длина НКТ, м;

hнас. - длина насоса, м.

Композиция может приготавливаться как непосредственно у скважины, так и на базе химреагентов и в готовом виде доставляться на скважину. Затем создается циркуляция жидкости работой ЭЦН "на себя" (1-2-х кратный объем скважины), после чего скважина переключается в систему нефтесбора. Далее в затрубное пространство скважины закачивается смесь из 0,2-0,4 м³ 20-25%-ного раствора ингибитора солеотложений Дифонат, ингибитора коррозии Азимут-14 и бактерицида Сонцид по 0,01 м³ каждого. Состав композиции и концентрация растворов компонентов подобраны в лабораторных условиях таким образом, чтобы обеспечить максимально возможное удаление образовавшихся сульфидосодержащих осадков, подавить закрепленные на металле колонии СВБ и предотвратить повторное образование сульфидосодержащих осадков в ГНО. Испытания в промысловых условиях показали, что применение композиции обеспечивает практически полное удаление сульфидосодержащих осадков из ЭЦН без какого либо заметного коррозионного воздействия на него. Об эффективности обработки можно судить по степени восстановления производительности ЭЦН конкретных скважин.

Рисунок 4 - Технологическая схема удаления сульфидосодержащих осадков из ЭЦН (без его подъема из скважины)

По скв. 6919 (рис. 5), где были проведены обработки по предложенной технологии, стабильно проработавшей с дебитом 47-49 м³/сут. в течение 4-х месяцев, было отмечено снижение дебита в последующие 3 месяца эксплуатации до 32 м³/сут., сопровождающееся подъемом динамического уровня с 700 до 520 метров. Анализ проб попутно-добываемой воды показал возможность образования сульфидосодержащих солей, гидродинамические же исследования показали, что снижения продуктивности ПЗП пласта не происходит. На основании проведенных исследований и опыта эксплуатации соседних скважин было сделано предположение, что снижение дебита скважины 6919 вызвано образованием отложений в рабочих органах насоса. Скважина была обработана ингибирующей композицией согласно вышеуказанной технологии, показанной на рис. 4. Первоначально на базе цеха КРС была приготовлена композиция из 7,5%-ного раствора соляной кислоты в объеме 0,1 м³, 0,02 м³ ингибитора коррозии Азимут-14 и 0,2 м³ 20%-ного раствора ингибитора солеотложения Дифонат, которую затем закачали в межтрубное пространство остановленной скважины.

Для доведения ее в насос, в межтрубное пространство была закачана продавочная жидкость (сточная вода), объем которой, согласно расчету, составлял 4,2 м³.

После выдержки композиции в течение 4 часов для растворения сульфидосодержащих отложений в пласте произвели обвязку трубного пространства с межтрубным и пустили скважину на циркуляцию на 12 часов, что обеспечивало лучшее растворение и разрушение отложений в ЭЦН. Затем скважину перевели на работу в систему нефтесбора на 24…48 часов для выноса растворившихся отложений из ЭЦН и закачали в межтрубное пространство композицию из 0,2 м³ 20%-ного раствора ингибитора солеотложений Дифонат, 0,02 м³ ингибитора коррозии Азимут-14. Непосредственно после проведенной обработки дебит скважины увеличился до 47 м³/сут., практически достигнув первоначальной величины (до начала интенсивного солеотложения).

Результаты промысловых испытаний и внедрения этой технологии в 2013 году на 10 скважинах показали ее высокую эффективность (табл. 9).

Как следует из таблицы, на всех скважинах проведенные обработки по удалению сульфидосодержащих отложений из ЭЦН были результативными. После проведения обработок, выполненных без подъема ГНО, дебит скважин восстанавливался до 89-98% от первоначального (до начала интенсивного отложения сульфидосодержащих солей), а продолжительность межочистного периода достигает 6 месяцев и более.

Таблица 9

Результаты опытно-промышленных обработок скважин по удалению сульфидосодержащих отложений из ЭЦН без подъема ГНО

Номер скважины	Дебит жидкости, м3/сут.	Восстановление производительности ЭЦН, %	Период сохранения дебита после обработки, сут.
	до начала солеотложений	Перед обработкой	После обработки
6919	49	32	47	95,9	183
7999	14	10	12,8	91	169*
2300	74	56,5	72,9	98,5	195
1540	54,8	29,8	51	93,1	175*
7134	53,3	29	51,4	96,4	188
8138в	330	236	294	89,1	162*
1924	98,6	67,1	97,3	98,7	204
7799	26,5	12,8	25,3	95,5	184
2417	52	31,3	51	98,1	191
1394	22,1	11,4	21	95	178*

* - скважины продолжают работать.

Рисунок 5 - Восстановление дебита скважины 6919 после удаления сульфидосодержащих отложений

3.4 Предотвращение образования солей

Основным направлением борьбы с отложением комплексных осадков с сульфидом железа является применение методов предупреждения их отложения в скважинах и на глубинно-насосном оборудовании. Так как легче предотвратить, чем удалить эти отложения. При этом правильный выбор метода можно сделать на основе всестороннего изучения причин, условий и зон образования отложений солей. Существующие методы предотвращения отложения солей можно разделить на две группы - безреагентные и химические.

К безреагентным методам предотвращения отложения солей относятся: использование защитных покрытий труб и рабочих органов насосов, мероприятия, основанные на изменении технологических факторов эксплуатации скважин - проведение специальных изоляционных работ, поддержание забойных давлений, использование хвостовиков, диспергенераторов и других конструктивных изменений в глубинно-насосных установках [13].

Так, например, независимо от компоновки насоса углепластиковыми рабочими колесами отложения на таких колесах не происходит. Это обстоятельство является перспективным при разработке новых конструкций ЭЦН. Имеется положительный опыт применения НКТ с покрытием внутренней поверхности стеклом, эмалями и лаками. Опытно-технологические испытания УЭЦН с защитным покрытием позволяет увеличить межремонтный период скважины до 2 раз.

Важным технологическим методом предотвращения отложения солей является проведение изоляционных работ. При выявлении негерметичности цементного кольца или неисправности обсадной колонны и попадания вод в продукцию скважины, вызывающие образованию солей. Устранить их можно только путем ликвидации притока несовместимых верхних вод. Для этого производится капитальный ремонт скважин по восстановлению герметичности цементного кольца и обсадной колонны.

Основная доля нарушений колонн (95%) на Акинеевском участке Арланского месторождения приходятся на скважины, находящиеся 10 и более лет в эксплуатации и приурочены к глубине от 1100 до 1400 метров. Практически все порывы колонн произошли ниже подвески насоса. Одним из опробованных методов обнаружения коррозийных повреждений обсадной колонны является акустическое (ультразвуковое) сканирование внутренней поверхности колонны. Из-за коррозии металла вовлекается большое количество ионов 2-х, 3-х валентного железа, которое при определенных условиях, соединяясь с сероводородом, образуют осадки сульфида железа. Из безреагентных методов предотвращения коррозийных разрушений обсадной колонны и, как следствие, из этого отложение солей сульфида железа рекомендуют защиту обсадной колонны при ее установке в призабойной зоне скважины в интервале перфорации спуском труб из коррозийно-стойких материалов или труб с защитным покрытием. В случае действующей колонны - спуск на НКТ хвостовика или трубы с протекторными материалами. Благодаря этому нижняя часть обсадной колонны оказывается защищенной от коррозии, вызываемой закачиваемой в пласт сточными водами.

К химическим методам относятся подготовка и использование для закачки в пласт высокоминерализованных вод, совместимых с пластовыми водами [14].

В комплекс работ по подготовке вод входит проверка закачиваемых вод на химическую совместимость с другими водами, с которыми они смешиваются в поверхностных или пластовых условиях.

В связи с внедрением закачки различных жидкостей для повышения нефтеотдачи пластов одновременно должны решаться вопросы предотвращения отложения солей в процессе разработки залежей. При прочих равных условиях следует использовать те методы, применение которых не приводит к образованию солей или существенно предотвращает интенсивность их образования.

Наиболее эффективным и технологичным в настоящее время является способ с применением химических реагентов-ингибиторов отложения солей и бактерицидов, подавляющих жизнедеятельность бактерий.

Наиболее эффективными и экономически целесообразными ингибиторами являются те, которые обнаруживают "пороговый эффект". Этот эффект возникает тогда, когда реагент покрывает микрокристаллические ядра образующегося осадка, замедляет их рост и удерживает в растворе во взвешенном состоянии при концентрации выше уровня осаждения. Так как адсорбционные слои ингибитора возникают и на поверхности защищаемого оборудования, эти микромолекулы имеют плохую адгезию к металлическим поверхностям и легко уносятся потоком жидкости. Некоторые ингибиторы мало препятствуют кристаллизации солей, но при этом видоизменяют форму кристаллов и препятствуют их дальнейшему росту.

К настоящему времени в НГДУ "Арланнефть" применяют ингибиторы солеотложения Дифонат и Инкредол, для подавления жизнедеятельности СВБ - бактерицид Сонцид. Ниже приводится краткая характеристика применяемых реагентов.

Дифонат - тринатриевая соль нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ). Представляет собой жидкость белого цвета со слабым специфическим запахом. Плотность 1301 кг/м³ при 20⁰С, хорошо растворяется в пресной и пластовой воде, в том числе и содержащими ионами кальция до 16000 мг/л. Водородный показатель равен 4,5-5,5; температура застывания ниже минус 20⁰С. Применяется в скважинах и нефтепромысловом оборудовании для предотвращения отложения карбонатов и сульфатов кальция. Максимальная эффективность достигается при дозировке реагента в попутно добываемой воде от 20 до 50 мг/л и обусловлено степенью ее пресыщенности солеобразующими ионами. Рекомендуется применять в виде 1-5% водного раствора, приготовленного на пресной воде [11].

Реагент Инкредол представляет собой жидкость зеленовато-желтого цвета однородной консистенции, хорошо растворимая в воде, нерастворимая в органических растворителях. Композиция содержит нитрилотриметилфосфоновую кислоту с массовой долей 3-15%, фосфористую кислоту с массовой долей 1-5%, карбамид с массовой долей 15-18%, этиленгликоль (7-9%), аммиак (10-13%), ингибитор кислотной коррозии (0,5-1%), остальное - массовая доля воды. Плотность при 20⁰С составляет не менее 1200 кг/м3, температура кристаллизации не выше минус 40⁰С, водородный показатель 1,0-2,0. Применяется для предотвращения образования карбонатов и сульфатов кальция. Рекомендуемая дозировка реагента составляет 10-20 г/м³. Негорюч, невзрывоопасен, хорошо совмести с пластовыми водами, содержащими до 36 г/л ионов кальция.

Бактерицид Сонцид - 8101 - подвижная жидкость от желтого до темнокоричневого цвета. Плотность при 20⁰С 1000 кг/м³, температура застывания не выше минус 40⁰С, показатель активности ионов водорода водного раствора с концентрацией 10% массовых равен 8,7-9,5. Содержание азота не менее 3,9%, которое обеспечивает полное подавление роста музейной культуры сульфатвосстанавливающих бактерий. Необходимое количество бактерицида определяется исходя из дозировки 10 кг на 1 м³ приготовленного раствора ингибитора солеотложения, но не менее 100 кг бактерицида на 1 обработку.

Эти реагенты хорошо зарекомендовали себя, поэтому их применяют в данное время в НГДУ "Арланнефть". Но ведется разработка и поиск реагентов комплексного действия по борьбе с отложениями солей.

Ингибитор солеотложения может применяться по следующим способам:

- периодической подачи раствора ингибитора в скважину с последующей закачкой (задавливанием) его в призабойную зону пласта;

- непрерывной дозировки в систему с помощью дозировочных насосов или специальных устройств;

- периодической подачи раствора ингибитора в затрубное пространство скважин.

Внедрение и применение ингибиторов солеотложений, а также бактерицида в НГДУ "Арланнефть" позволяет ликвидировать "недоборы" нефти, резко уменьшить число капитальных ремонтов, увеличить межремонтный период работы скважин. На основе обобщения опыта внедрения ингибиторов солеобразования разрабатываются технологии дозирования ингибиторов солеобразования, а также совершенствуются технологии обработки скважин по предупреждению образования сульфидсодержащих осадков.

3.5 Предотвращение образования сульфида железа, комплексных осадков, коррозии в затрубном пространстве скважины

При разработке Арланского месторождения образование сульфидосодержащих отложений происходит и в затрубном пространстве скважин, т.е. на внутренней поверхности эксплуатационной колоны и наружной поверхности НКТ. Как известно, появление сульфида железа в затрубном пространстве обусловлено протекающим там коррозионным процессом в присутствии сероводорода, который, в свою очередь, является продуктом жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. Образовавшийся сульфид железа приводит к дополнительному отложению солей в подземном оборудовании, в проточных каналах ЭЦН. Протекающая в затрубном пространстве коррозия приводит, в первую очередь, к потере герметичности эксплуатационной колонны - наиболее ответственной части скважины.

Анализ материалов расследования отказов эксплуатационной колонны по добывающим скважинам Арланского месторождения показывает, что одними из основных зон потери герметичности по причине коррозии являются участки колонны от интервала перфорации до приема насоса и от уровня жидкости до устья скважины.

Ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн требует больших материальных и трудовых затрат, сопряжена с длительными простоями скважин. Так, по НГДУ "Арланнефть" на устранение негерметичности эксплуатационной колонны одним из самых надежных на сегодня способом - методом спуска "колонны - летучки", затрачивается около 400 тыс. руб.

Поэтому в НГДУ "Арланнефть" была внедрена система профилактических мероприятий по защите ГНО и эксплуатационной колонны от коррозии и солеотложений для обеспечения на этой основе увеличения МРП скважин, снижения эксплуатационных затрат.

Первые единичные обработки скважин для защиты ГНО и эксплуатационной колонны от коррозии проводились в НГДУ "Арланнефть" с 1985 года. Испытания различных способов и технологий защиты позволили выявить наиболее эффективные из них. Накопленный опыт показал, что наибольшую продолжительность защитного эффекта при наименьшем расходе химических реагентов имеют растворы (композиции) ингибиторов коррозии на нестабильном бензине, который ранее производился на Кармановском НПЗ (плотность 650 кг/м³). Применение таких растворов позволяло обеспечить продолжительность защитного эффекта до 1,5-2-х месяцев. В связи с прекращением производства нестабильного бензина и отсутствием других доступных растворителей малой плотности обработки легкими растворами ингибиторов коррозии вынуждены были прекратить.

В последующем для защиты ГНО и выкидных линий скважин от коррозии в НГДУ "Арланнефть" была разработана и внедрена технология обработок скважин с использованием ингибиторов коррозии Нефтехим-3, СНПХ-6014, которые дали хороший эффект по снижению числа отказов (негерметичностей) эксплуатационных колонн в интервале от динамического уровня до приема насоса и выкидных линий скважин. Однако указанная технология, обладая высокой ингибирующей способностью, имела существенный недостаток - малую продолжительность защиты подземного оборудования. Это объясняется значительной разницей между плотностью нефти в межтрубном пространстве скважины (750-850 кг/м³) и плотностью ингибитора коррозии (910-960 кг/м³). По этой причине ингибитор быстро "проваливается" сквозь слой нефти в межтрубном пространстве на прием насоса и за короткое время выносится из скважины. При этом ингибитор не успевает в полной мере диспергироваться в затрубной нефти, в особенности в скважинах с низким динамическим уровнем, в результате продолжительность требуемого защитного эффекта не превышает нескольких суток и до 80% ингибитора расходуется не эффективно. Для лучшего диспергирования ингибитора в нефти, производится циркуляция продукции скважины работой насоса "на себя". Это позволяет увеличить продолжительность защитного действия до 3-4 недель. Практика применения такой технологии, несмотря на ее простоту для исполнения показала, что она имеет больше затрат, чем применение легких растворов ингибиторов коррозии. Кроме того, не в полной мере обеспечивается защита подземного оборудования от сульфидосодержащих отложений и коррозии в интервале от устья до динамического уровня.

Для полного охвата защитой от коррозии и образования ССО подземного оборудования и в течение более продолжительного периода предложен новый способ. Сущность способа заключается в подаче в затрубное пространство скважины ингибирующей композиции в виде мелкодисперсной высокоустойчивой пены [15]. Потребное количество ингибитора солеотложения и ингибитора коррозии для обработки одной скважины рассчитывается в зависимости от глубины подвески насоса и дебита скважин. При этом количества ингибитора солеотложения рассчитывается по формуле

,кг, (3.12)

где Gиос - количество ингибитора солеотложения, кг;

А - коэффициент неравномерности выноса реагента из призабойной зоны, (изменяется от 1 до 2);

d - оптимальная дозировка ингибитора, подбирается лабораторным путем, г/м³;

Qв- производительность скважины по воде, м³/сут.;

t - время защиты оборудования скважин от солеотложения, сут.

Расчет требуемого количества ингибитора коррозии проводится по формуле

, кг, (3.13)

где Gик - количество ингибитора коррозии, кг;

щ- оптимальная дозировка ингибитор коррозии, г/м³;

ф - время дозирования, сут.;

Qв - производительность скважины по воде, м³/сут.

Если в процентном отношении количество ингибитора меньше расчетного, то необходимый для композиции реагент берется по расчетной формуле с последующей корректировкой компонентов для придания вспененной композиции устойчивости.

Для вспенивания композиции используются жидкие, неионогенные, малотоксичные (4-5-й группы) пенообразователи с рН 5,.5-7 и температурой замерзания не менее минус 40єС. Для придания стойкости вспененной ингибирующей композиции добавляется водный раствор КМЦ, вязкостью 15-30 мПа•с. В качестве аэрирующего газа применяется технический азот.

Приготовление ингибирующей композиции производится в следующей последовательности. Вначале приготавливается водный раствор КМЦ с выдержкой для набухания в течение 24 часов. Затем в этот раствор вводится расчетное количество ингибитора солеотложения и ингибитора коррозии, которые тщательно перемешиваются. Последним вводится пенообразователь.

Для закачки приготовленной композиции была разработана установка, принципиальная схема которой приведена на рисунке 6

Установка состоит из баллона с техническим азотом 1, подогревателя азота 2, емкости 3, пеногенератора 4 и насоса 6.

Обработка скважины производится в следующей последовательности. Предварительно стравливается газ до атмосферного давления из межтрубного пространства скважины. Установка подключается к задвижке затрубного пространства. Композиция заливается в емкость 3, откуда она поступает через расходомер 5 в пеногенератор 4. Далее включается устройство подогрева азота 2, подается азот 1 под давлением 1,5-2 кг/см² в пеногенератор 4. Включением насоса 6 начинается процесс вспенивания ингибирующей композиции и ее подача в межтрубное пространство скважины, при этом закачка композиции ведется со скоростью 0,2-0,3 м³/час и контролируется расходомером 5.

Закачка композиции прекращается при достижении давления в затрубном пространстве скважины 8 кг/см² по манометру 7 или израсходованию расчетного количества композиции в баке 3.

Необходимый размер пузырьков пены (0,5-2 мм) обеспечивается подбором калибровочной сетки пеногенератора. В процессе закачки пены, через трехходовой вентиль манометра за насосом, можно отобрать пробу пены для определения её параметров.

Вспененная композиция способна длительное время сохранять свою структуру и обеспечивать защиту подземного оборудования. Пена контактирует с НКТ и колонной, при этом содержащийся в ней ингибитор коррозии образует на поверхности металла защитную пленку, а ингибитор отложения солей, адсорбируясь на поверхности оборудования, предотвращает агрегацию зародышей микрокристаллов сульфида железа. Защита межтрубного пространства в интервале от уровня жидкости до приема насоса, а также самого насоса и далее внутренней поверхности НКТ обеспечивается за счет постепенного поступления жидкой фазы ингибирующей композиции вдоль вибрирующей от работающего насоса поверхности НКТ.

Образование жидкой фазы композиции осуществляется "сверху вниз" за счет постепенного гашения пены со свободной поверхности под воздействием сил гравитации. При этом обеспечивается смачивание, т.е. защита поверхности межтрубного пространства и обогащение жидкой фазой нижних слоев вспененной композиции. Таким образом, обеспечивается равномерное дозирование ингибиторов в течение расчетного времени.

В процессе закачки вспененной ингибирующей композиции может оказаться так, что пена из расчетного количества ингибиторов не вмещается в объеме затрубного пространства в интервале от устья до первоначального динамического уровня. В таких случаях допускается занять половину объема между первоначальным динамическим уровнем и приемом насоса, т.е. это не приводит к изменению давления на приеме насоса (смещение депрессионной воронки), соответственно дебит скважины остается прежним.

На рисунке 7 приведены результаты проведенной обработки на скв. 1087. Ввиду трудностей с количественным определением выносимого ингибитора коррозии, прослеживалось защитное действие ингибитора коррозии на выкидной линии скважины. Для этого к ней подключалась стандартная электрохимическая коррозионнометрическая ячейка, с помощью которой прослеживалось изменение скорости коррозии во времени. Измерение скорости коррозии с точностью до 0,001 г/м²•час производилось стандартным коррозиметром Моникор-2, позволяющим вести запись измеренных значений с заданным интервалом времени. Дополнительно перед коррозионнометрической ячейкой устанавливалось специальное устройство (миниатюрный трубный делитель фаз), позволяющее отделить из добываемой жидкости водную фазу с высокой степенью очистки от нефтепродуктов, что повысило достоверность определения скорости коррозии и исключило возможность отказа ячейки из-за замазучивания электрохимического датчика.

На первом этапе испытаний была определена величина скорости коррозии без защиты (а), которая составила 0,32 г/м²·час и определена "допустимая" скорость коррозии (при величине защитного эффекта 75%), которая составила 0,08 г/м²·час.

Затем скважина была обработана по ранее принятой технологии путем заливки в межтрубное пространство ингибитора коррозии Нефтехим-3 в объеме 0,4 м³. Прослеживание динамики скорости коррозии показало, что величина защитного эффекта, достигающая непосредственно после обработки 94%, в течение 28-30 суток снижается до 75% (б).

На третьем этапе испытаний скважина была обработана вспененной ингибирующей композицией согласно технологии, приведенной на рисунке 6 [12].



Условные обозначения:

1 - баллон с сжатым азотом; 2 - устройство подогрева азота; 3 - емкость с ингибирующей композицией; 4 - пеногенератор; 5 - расходомер; 6 - насос; 7 - манометр 8 - вспененная ингибирующая композиция; 9 - колонна НКТ; 10 - эксплуатационная колонна; 11 - нефть; 12 - ЭЦН; 13 - добываемая жидкость; 14 - продуктивный пласт.

Рисунок 6 - Схема закачки вспененной ингибирующей композиции в скважину

Условные обозначения:

а - фоновая скорость коррозии, б - скорость коррозии при обработке ингибитором в товарной форме

(t1 - продолжительность защитного эффекта), в - скорость коррозии при обработке вспененной ингибирующей композицией (t2 - продолжительность защитного эффекта).

Рисунок 7 - Результаты обработки скважины 1087 вспененной ингибирующей композицией

Замеры скорости коррозии показали, что непосредственно после обработки величина защитного эффекта составляет 82%, а максимальная величина защитного эффекта (96,8%), в отличие от предыдущей обработки, достигается через 8-12 суток и сохраняется на этом уровне до 18-21 суток. Снижение защитного эффекта происходит значительно медленнее, минимально допустимый уровень защиты (75%) была достигнута только по истечении 88 суток.

Проведенные в 2014 году испытания способа на 2-х скважинах (1087 и 2006) показали его высокую эффективность. Продолжительность защитного эффекта составила 88-94 суток, что в 2,5-3 раза больше, чем при обработках скважин ингибиторами в товарной форме, при этом расход химических реагентов на одну обработку снижается в 2 раза.

Регулируя свойства получаемой пены изменением состава исходной композиции, возможно получить и новые области применения способа, помимо защиты от коррозии. Например, применение ингибиторов коррозии обладающих бактерицидными свойствами, которые препятствуют образованию и росту закрепленных колоний СВБ на колонне и ГНО. Этим исключается один из источников образования сульфида железа в пространстве между обсадной колонной и НКТ, в котором образовавшийся в результате жизнедеятельности бактерий сероводород вызывает сильную коррозию труб и постоянное осыпание ее продуктов на забой скважины, откуда сульфиды попадают в пластовую жидкость, а с ней и в ГНО.

3.6 Повышение эффективности борьбы с отложениями неорганических солей при добыче нефти

Одним из способов повышения эффективности борьбы с солями, применяемым в НГДУ "Арланнефть", является применение ингибирующих композиций с улучшенной адсорбционно-десорбционной характеристикой. Чем больше адсорбция ингибирующего вещества и медленнее его десорбция с породы, тем продолжительнее и эффективнее предотвращение образования отложений солей.

Для улучшения адсорбционно-десорбционных свойств используемых ингибиторов отложения солей на основе фосфатов применяют с кислотными реагентами. Для обработок терригенных пластов в качестве кислотных реагентов используют соляную и кремнефтористоводородную кислоты (КФВК). При поступлении в поры малоконцентрированного раствора КФВК происходит только хемосорбция молекул КФВК и молекул ингибитора отложения солей с образованием пленки кремнезоля. Наличие соляной кислоты обеспечивает качественную очистку поверхности породы от пленочной нефти и увеличение поверхности адсорбента. Благодаря этим факторам на очищенной и увеличенной площади поверхности пор молекулы ингибитора солеотложения прочно удерживаются на породе в составе силикатной пленки кремнезоля и очень медленно десорбируются [9, 16].

В случае использования более концентрированных растворов КФВК происходит химическое взаимодействие ее с силикатными породами с образованием золей и гелей. В объеме этих гелей находятся и молекулы ингибитора солеотложения. Десорбция ингибитора будет протекать медленнее, поскольку силикатные системы с ингибитором устойчивее к вымыванию нежели обычные адсорбционные слои ингибитора на твердой поверхности. При этом период десорбции увеличивается, а это означает, что повышается и эффективность использования ингибитора. Образование геля в высокопроницаемых коллекторах способствует снижению притока воды в скважину [17].

В настоящее время по данной гелеобразующей технологии проводятся опытно-промышленные испытания по обработке скважин от комплексных осадков с сульфидом железа и по их результатам будут даны наиболее эффективные рекомендации по профилактическим обработкам.

3.7 Расчет прогнозирования вида комплексного осадка в добывающей скважине

Прогнозирование вида комплексного осадка в добывающей скважине проводится на основе методики, разработанной БашНИПИнефть и описанной выше [6].

Результаты химического анализа пробы попутно добываемой воды скважины 7998 Николо-Березовской площади следующие:

- плотность воды равна 1177 кг/м³

- концентрация сульфат-ионов равна 710 мг/л;

- концентрация карбонат-ионов равна 109,8 мг/л;

- концентрация ионов кальция равна 8800 мг/л;

- концентрация ионов магния равна 2553 мг/л;

- концентрация ионов железа равна 2 мг/л;

- содержание сероводорода равна 32 мг/л;

- концентрация ионов хлора равна 121982 мг/л;

- концентрация ионов натрия и калия равна 64571 мг/л;

- водородный показатель равна 6,7.

Рассчитаем ионную силу м по формуле (2.2)

м=(1,4•121982+2,1•710+0,8•109,8+5•8800+8,2•2553+2,2 •64571)•10-5= 3,9

При ионной силе 4,06 и температуре 20⁰С константа растворимости К равна 28,576•10-4 согласно таблице 2.6.

Избыточную общую концентрацию ионов кальция и сульфатов x найдем по формуле (2.3)

x = (2,5 • 8800 - 1,04 • 710) • 10-5 = 21,26 • 10-2 мг/л.

Рассчитаем растворимость сульфата кальция по формуле (2.1)

Sрасч =1000(v 21,26•10-4 + 4•28,82•10-4 - 21,26•10-2)=25,4 мг-экв/л.

Проведем Sрасч из мг-экв/л в мг/л, используя формулу (2.5)

Sрасч = 25,4 • 68,07=1728,9 мг/л.

Рассчитаем фактическую растворимость сульфата кальция. Для этого выбираем меньшую концентрацию ионов кальция или сульфат ионов и для выбранной концентрации найдем S факт по формуле (2.4)

Sфакт = 710 • 68,07 / 48,03 = 1006,2 мг/л.

Так как Sрасч и Sфакт, то следует, что вода не насыщена сернистым кальцием и нет условий для образования сульфатов.

Рассчитаем коэффициент перенасыщенности по сульфат иону Kso2-4 по формуле (2.6)

КSO 2-4= 1006,2 / 1728,9 = 0,58

Kso2-4 менее 1, то есть условия для образования гипса для данной скважины по данным лабораторным результатам отсутствуют.

Далее рассчитываем склонность воды к образованию комплекса карбоната кальция.

При температуре пласта 20⁰С и ионной силе 4,06 коэффициент растворимости К равен 2,75 согласно графику на рисунке 3.1.

При содержании ионов кальция равной 8800 мг/л отрицательный логарифм концентрации ионов кальция равен 0,56.

Общая щелочность пластовой воды равна 109,8 мг/л.

Для данной общей щелочности воды отрицательный логарифм общей щелочности воды pAlk равен 2,7.

Найдем склонность воды к отложению карбоната кальция по формуле (2.7)

Si = 6,7 - (2,75 +0,56 +2,7) = 0,69

Так как 0,69 больше чем 0, то есть условия для образования комплекса карбоната кальция.

Для прогнозирования вида отложения методом главных компонент исходные признаки следующие

Х 1 = 1177 (Хmax 1 = 1190) Х 6 = 0,002 (Хmax 6 = 0,0919)

Х 2 = 0,710 (Хmax 2 = 3,187) Х 7 = 0,03 (Хmax 7 = 0,062)

Х 3 = 0,109 (Хmax 3 = 0,567) Х 8 = 0,512 (Хmax 8 = 2,78)

Х 4 = 88,00 (Хmах 4 = 22,800) Х 9 = 0,78 (Хmaх9 = 2,94)

Х 5 = 2,553 (Хmax 5 = 18,24)

Расчет Аi произведем по формуле (2.10)

А 1 = 1126 / 1190 = 0,946. А 6 = 0,003 / 0,0919 = 0,033.

А 2 = 0,550 / 3,187 = 0,173. А 7 = 0,008 / 0,062 = 0,129.

А 3 = 0,183 / 0,567 = 0,323. А 8 = 0,512 / 2,78 = 0,184.

А 4 = 10 / 22,8 = 0,439. А 9 = 0,78 / 2,94 = 0,265.

А 5 = 3,648 / 18,24 = 0,2.

Значения собственных векторов Ui определены по результатам лабароторных исследований и приняты следующие значения в зависимости от собственных чисел лi (таблица 10).

Таблица 10

Значения собственных чисел лi и векторов Ui.

л	U1	U2	U3	U4	U5	U6	U7	U8	U9
л1	0,2	0,42	0,48	0,29	-0,22	0,44	0,44	0,04	-0,14
л2	-0,31	0,46	-0,26	0,59	0,37	-0,29	0,03	-0,14	-0,19

Подставим найденные значения Аi и значения Ui в формулу (2.9), получим значения главных компонент, по которым и прогнозируется вид осадка

Z1 = 0,98 • 0,2 + 0,222 • 0,42 + 0,19 • 0,48 + 0,386 • 0,29 + 0,14 • (-0,22) +

+0,022 • 0,44 + 0,48• 0,44 + 0,21 • 0,04 + 0,23 • (-0,14) = 0,559

Z 2 = 0,98 • (-0,31) +0,222 • 0,46 + 0,19 • (-0,26) + 0,386 • 0,59 + 0,14 • 0,37 + +0,022 • (-0,29) + 0,48 • 0,03 + 0,21 • (-0,14) + 0,23 • (-0,19) = - 0,035

Согласно правилу, введенному по обработке скважин по данной методике получим, что в скважине 7998 вероятность появления карбонатных солей и сульфида железа (3-ий вид) более 75%, так как первая компонента Z1 равная 0,542 менее 0,6, а вторая главная компонента Z2 входит в промежуток от минус 0,3 до 0.

Таким образом, на основе полученных данных по определению ионного состава попутно добываемой воды скважины 7998 можно сделать вывод, что появилась возможность образования 3-его вида комплексного осадка, а именно карбонатосульфидоуглеводородные отложения.

3.8 Расчет обработки скважины по предотвращению и удалению комплексного осадка с сульфидом железа

Согласно спрогнозированному виду отложений рекомендуется обработка скважины композицией, содержащей ингибитор солеотложений активизирующую добавку и бактерицид для следующих условий: глубина скважины 1415 м; эффективная толщина пласта 5 м; дебит скважины по жидкости 75 м³/ сут.; обводненность 94%; диаметр обсадной колонны 0,109 м; наружный диаметр НКТ 0,073 м; коэффициент пористости породы пласта 0,22; коэффициент продуктивности пласта 50 м³/(сут.•МПа); пластовое давление 10,5 МПа.

До начала проведения мероприятия очистим скважину от АСПО и механических примесей известными методами. Далее производится очистка ПЗП от образовавшихся осадков путем закачки в пласт 5% раствора соляной кислоты, объем которого рассчитаем по формуле

Vр = Vуд. • h, (3.14)

где Vр - объем 5% раствора кислоты, м³;

V уд. - объем раствора соляной кислоты на 1 м обрабатываемого интервала, м³ / м;

h - эффективная толщина пласта, м.

В среднем Vуд. берут от 0,2 до 0,8 м³ / м, в нашем случае примем 0,6м3 /м.

Vр = 0,6 • 5 = 3 м³.

Объем товарной соляной кислоты Vк, необходимый для приготовления 3 м³ 5% раствора рассчитывается по формуле

Vк = Vр • Хр ( 5,09 • Хр + 999) / [Хк (5,09 • Хк + 999)], (3.15)

где Хр, Хк - соответственно объемные доли кислотного раствора и товарной соляной кислоты, %

Vк = 3 • 5 (5,09 • 5 + 999) / [27(5,09 • 27 + 999)] = 0,5 м³

К этому раствору необходимо прибавить 2,5 м³ воды.

После выдержки кислоты в интервале перфорации, ее продавливают в пласт в объеме затрубного пространства

Vзатр = 0,785(D2 - D2НКТ )• L, (3.16)

где D - внутренний диаметр обсадной колонны, м;

DНКТ - наружный диаметр НКТ, м;

L - длина НКТ, м.

Vзатр = 0,785(0.1092 - 0.0732НКТ )• 1415 = 7,28м3.

Далее готовится расчетное количество активизирующей добавки и ингибитора солеотложения по формулам (3.7) и (3.12)

Gад = 0,6 • 70,5 = 42,3 кг.

Неравномерный коэффициент выноса ингибитора из пласта принимается 1, оптимальная дозировка ингибитора солеотложения Дифоната - 50 мг/л, защитное время оборудования от образования солеотложения от 150 до 200 сут., примем 180 сут. Тогда расчетное количество ингибитора солеотложения составит

Gин = 1 • 50 • 70,5 • 180/1000 = 634 кг.

Количество пресной воды необходимое для приготовления 5% раствора ингибитора рассчитывается по формуле

Vв = Gин(100 - w)/w

где w - объемная доля ингибитора солеотложения в %.

Vв = 634(100 - 5) / 5000 = 11,9 м³

Растворы активизирующей добавки, в качестве которой взяли аммиачную селитру, и ингибитора солеотложения тщательно перемешиваются и продавливаются в пласт.

Необходимый объем продавочной жидкости рассчитывается по формуле

Vпрод.ж. = Vзатр + 3,14 • m • r 2 • h , (3.17)

где m- коэффициент пористости породы пласта;

r - радиус проникновения ингибитора в пласт, м..

Радиус проникновения ингибитора в пласт принимается 2 м.

Vпрод.ж. = 7,28 + 3,14 • 0,22 • 22 • 5 = 21,1 м³

На завершающем этапе закачивают в скважину 1,0% раствор бактерицида в объеме 10 м³.

100 кг - 1 кг

10000 кг - 100 кг

Расход бактерицида составит 100 кг.

Подберем и рассчитаем режим работы оборудования. Для нашей обработки выберем насосный агрегат Азинмаш - 30 А и 4 автоцистерны АЦН - 11 - 257.

В соответствии с требованиями к обсадным колоннам давление на их стенки не должно превышать 25 МПа. Таким образом, надо выбрать такое давление продавки насосным агрегатом, чтобы давление на устье было меньше разницы между допустимым и гидростатическим давлениями

Pу < 25 - Pгидр, (3.18)

где Pу - устьевое давление, МПа;

Pгидр - гидростатическое давление, МПа.

Pгидр = р • g • H, (3. 19)

где р - плотность воды, кг/м³;

H - глубина скважина, м.

Pгидр = 1000 • 9,8 • 1415 = 13,86 МПа.

Pу = 25 - 13,86 = 11,14 Мпа.

За основу расчета темпов закачки растворов используем формулу Дюпюи

Qзак = Kпр (Pзак - Pпл), (3.20)

где Qзак - объем закачки, м³/сут.;

Kпр - коэффициент приемистости скважины, примем равным коэффициенту продуктивности, м³/(сут. • Мпа);

Pзак - давление закачки, Мпа;

Pпл - пластовое давление, Мпа.

Qзак = 50 (25 - 10,5) = 725 м3/сут. = 8,4 л/с

Из расчета видно,что производительность насосного агрегата должна быть не более 8,4 л/с. В таблице 11 показана производительность и давление, развиваемые агрегатом типа Азинмаш - 30 А.

Согласно таблицы 3.4, закачку необходимо производить на III скорости агрегата с производительностью 6,1 6 л/с или 532,2 м³/сут. В этом случае устьевое давление будет вычисляться по формулам

Рзак = (Qзак + Кпр • Рпл)/Кпр, (3.21)

Ру = Рзак - Р гидр, (3.22)

Таблица 11

Производительность и давление, развиваемые агрегатом типа Азинмаш-30А

Скорости	Частота вращения коренного вала насоса, об./мин.	Диаметр плунжера, мм
		100	200
		Производительность, л/с	Давление, МПа	Производительность, л/с	Давление, МПа
I	49,3	2,24	50	3,23	34,4
II	94,0	4,28	25,9	6,16	18,0
III	143,0	6,5	17,1	9,36	11,8
IV	215,0	9,78	11,3	14,08	1,9

Рзак = (532,2 + 50 • 10,5)/ 50 = 21,1 МПа.

Ру = 21,1 - 13,86 = 7,24 МПа.

Сравнив значения допустимого Рудоп, равного 11,14 МПа с Ру получили, что Ру меньше Рудоп, следовательно, раствор качать на III скорости насосного агрегата.

Далее приведем расчет времени задавки растворов, которое состоит из нескольких этапов и рассчитывается по формуле

ф = ?Vi • q, (3.23)

где Vi - объем закачиваемых растворов, м³;

q - производительность насосного агрегата, л/с.

- время для заполнения скважины раствором соляной кислоты до закрытия задвижки

ф1 = 3 • 1000/(6,16 • 60) = 8 мин.

- время продавки кислоты

ф2 = 7,28 • 1000/(6,16 • 60) = 20 мин.

- время заполнения скважины ингибирующей композицией

ф3 = 7,28 • 1000/(6,16 • 60) = 20 мин.

- закачка ингибирующей композиции в ПЗП с последующей продавкой

ф4 = (11,9 - 7,28) • 1000/(6,16 • 60) +21,1 • 1000/(6,16 • 60) = 70 мин.

- время для заполнения скважины бактерицидом

ф5 = 7,28 • 1000/(6,16 • 60) = 20 мин.

- продавка бактерицида в ПЗП

ф6 = (10 - 7,28) • 1000/(6,16 • 60) = 8 мин.

– Общее время работы насосного агрегата по закачке реагентов

Т = ф1 + ф2 + ф3 + ф4 +ф5 +ф6 = 8 + 20 + 20 + 73 + 20 + 8 = 146 мин.

После истечения этого времени все задвижки закрываются, скважина остается на 8-24 часов для более полной адсорбции ингибитора и распределения его в порах пласта, после чего скважина пускается в эксплуатацию.

4. Экономическая эффективность удаления и предотвращения образования сульфидосодержащих осадков на Арланском месторождении

4.1 Краткая аннотация мероприятий

На поздней стадии разработки Арланского месторождения в продуктивном пласте и в призабойной зоне идет процесс образования сульфидсодержащих осадков, что является причиной преждевременного выхода из строя ЭЦН и штанговых насосов и увеличения количества ремонтов скважин.

Следовательно, необходимо увеличить межремонтный период скважин. Одним из способов увеличения МРП скважин является проведение технологии по удалению и предотвращению образования сульфидсодержащих осадков.

Обработка по удалению и предотвращению образования комплексных осадков с сульфидом железа позволило снизить количество подземных ремонтов с 25 в 2013 году до 11 ремонтов в 2014 году на 23 скважинах, отобранных для проведения опытно-промышленных испытаний данной технологии.

Подсчет экономической эффективности борьбы с осадками производится за счет уменьшения количества ПРС и КРС.

4.2 Расчет экономической эффективности от применения новой технологии

Исходные данные для расчета экономической эффективности от применения новой технологии приведены в таблице 12.

Таблица 12

Исходные данные

Показатель	По старой технологии	По новой технологии
Объем внедрения скважин, скв.	23	23
Количество обработок в год	46	23
Затраты на одну обработку, тыс. руб.	16,6	16,37
Затраты на все обработки, тыс. руб.	763,6	376,5
Межремонтный период работы скважин, сут.	228	483
Количество ремонтов на одну скважину	2	1
Количество ремонтов всего	25	11
Затраты на один ремонтов, тыс. руб.	45	45
За траты на все ремонты, тыс. руб.	1125	495
Всего эксплуатационных затрат, тыс. руб.	1888,6	871,5

Расчет затрат на проведение химической обработки в скважинах по предупреждению образования комплексных осадков по старой технологии.

- Материалы:

Инкредол 15,6 руб./кг • 450 кг = 7020 руб.

Сонцид 36 руб./кг • 120 кг =4320 руб.

Итого

7200 + 4320 = 11340 руб.

- Заработная плата бурильщика

41,20 руб./ч • 8,2 ч = 3337,8 руб.

- Отчисления на социальное страхование составляет 36,4% от заработной платы бурильщика и равны 123 руб.

- Транспорт

ЦА - 320 160,1 руб./ч • 7 ч = 1120 руб.

2 единицы бардовозов

106,8 руб./ч • 7 ч• 2 ед. = 1495 руб.

- Цеховые расходы составляют 93% заработной платы бурильщика и равны 314 руб.

Итого затрат

11340 + 337,8 + 123 + 1120 + 314 = 14729,8 руб.

- Общехозяйственные расходы составляют

13% от 14729,8 руб. и равны 1915 руб.

Итого затрат

14729,8 + 1915 = 16645 руб. или 16,6 тыс. руб.

Таким образом, на проведение химической обработки скважины по старой технологии необходимо 16,6 тыс. руб.

Расчет затрат на проведение химической обработки скважины по новой технологии

- Материалы:

Искредол 15,6 руб./кг • 300 кг = 4680 руб.

Соляная кислота 4100 руб./м³ • 3м³ = 1230 руб.

Аммиачная селитра 15 руб./кг • 30 кг = 450 руб.

Сонцид 36 руб./кг•120 кг = 4320 руб.

Итого

4680 + 1230 + 450 + 4320 = 10680 руб.

- Заработная плата бурильщика

41,20 руб./ч • 8,2 ч = 337,8 руб.

- Отчисления на социальное страхование составляет 36,4% от заработанной платы бурильщика и составляет 123 руб.

- Транспорт

ЦА - 320 160,1 руб./час • 7 час = 1120 руб.

2 еденицы бардовозов

106,8 руб./час • 7 час • 2 ед. = 1495 руб.

- Работа кислотника 159,2 руб./час •3 час = 447,6 руб.

- Цеховые расходы составляют 93% от заработной платы бурильщика и равны 314 рублей.

Итого затрат, не включая работу кислотника

10680 + 337,8 + 123 + 2615 + 314 = 14070 руб.

- Общехозяйственные расходы составляют

13% от 14070,8 руб. плюс работа кислотника и равны 1891 руб.

Итого затрат

477,6 + 14070 + 1891 = 16438 руб. или 16,4 тыс. руб.

Таким образом, на проведение химической обработки скважины по новой технологии необходимо 16.4 тыс. руб.

Расчет балансовой прибыли

Прибыль от проведения мероприятия находится как разность эксплутационных затрат по старой технологии и новой и равна 1016,4 тыс. руб.

4.3 Расчет экономической эффективности технологий по предупреждению образования сульфидсодержащих осадков при КРС

Исходные данные и расчет представлены в таблице 13

Таблица 13

Расчет экономической эффективности новой технологии при КРС

Показатель	По старой технологии	По новой технологии
Объем использования скважин	5	5
Число КРС скважин	15	5
Стоимость одного ремонта КРС, тыс. руб.	145,3	90,6
Всего затрат на КРС за 1 год, тыс. руб.	2179,5	453
Экономический эффект от внедрения за год, тыс. руб.	-	1746,5
Экономический эффект на одну скважину за год, тыс. руб. 1726,5 / 5 = 345 тыс. руб.	-	345

Итак, экономический эффект от проведенных работ по предупреждению образования сульфидсодержащих осадков при КРС составила 1726 тыс. руб. на одну скважину 345 тыс. руб.

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности добычи нефти и газа

При производственной деятельности подразделений НГДУ "Арланнефть" возможны возникновения следующих негативных факторов:

- Физические негативные факторы:

- ударные, сейсмические волны и осколочные поля (возможны при сильных взрывах скопившегося газа, легких фракций нефти);

- электрический ток, электрические и магнитные поля и электромагнитные излучения;

- виброакустические факторы (шум, вибрация, инфразвуковые и ультразвуковые колебания);

- движущиеся машины, механизмы, части оборудования, заготовки, материалы и изделия; обрушивающиеся конструкции и горные породы;

- запыленность и загазованность воздуха, повышенная или пониженная аэроионизация воздуха;

- повышенная или пониженная температура и влажность почвы, воздуха, поверхностей оборудования и материалов;

- недостаточная освещенность естественным или искусственным светом и повышенная яркость или контрастность, блескость света;

- острые кромки, заусенцы и шероховатость на поверхностях инструмента, оборудования, заготовок;

- высота, падающие предметы и т.д.

- Химические негативные факторы - это действие вредных веществ на организм человека через его органы дыхания, желудочно-кишечный тракт, кожные покровы и слизистые оболочки. Вредным веществом принято называть вещество, которое при действии на организм человека может привести к смерти, травме, вызвать профессиональное заболевание или временное нарушение здоровья. Химические негативные факторы могут возникать при: порывах газопроводов и нефтепроводов; выбросах газа на устьях скважин и из дыхательных клапанов резервуаров; сбросах сточной воды и различных ингибиторов.

- Психофизиологические негативные факторы делятся на физические и нервно-психические перегрузки человеческого организма. Физические перегрузки носят статический и динамический характер. Нервно-психические перегрузки подразделяются на четыре вида: умственное перенапряжение, перенапряжение анализаторов центральной нервной системы, монотонность труда и эмоциональные перегрузки.

Кроме антропогенных могут возникнуть еще и естественные негативные факторы. В условиях засушливого лета возможно возникновение лесных и пожаров, но такие случаи не влияют на работу предприятия и происходят крайне редко. В период весеннего таяния снегов и половодья рек возможно подтопление части технологических площадок нефтяных промыслов.

Район не характеризуется опасностью возникновения вооруженных конфликтов или ведением военных действий. В социально-политическом плане район достаточно благополучен и не характеризуется возникновением массовых беспорядков и волнений. Также район не опасен с точки зрения применения оружия массового поражения из-за удаленности от государственных границ Российской Федерации.

Согласно статистике несчастных случаев выявляется, что основными причинами несчастных случаев являются неисправность применяемого оборудования, применение неправильных и опасных приемов работы, недостаточная подготовка рабочего места или неудовлетворительное содержание его в процессе работы, недостаточное освещение, неудовлетворительная постановка обучения и инструктажа рабочих, не использование защитных средств и приспособлений по технике безопасности.

По предотвращению вышеперечисленных опасностей производства, чрезвычайных ситуаций и экологических проблем в НГДУ "Арланнефть" ведется работа по следующим направлениям:

- обеспечение безопасности производства и охраны труда;

- защита работников и инженерно-технического комплекса в чрезвычайных ситуациях;

- охрана окружающей среды.

Решением задач по вышеперечисленным направлениям в НГДУ "Арланнефть" занимаются: отдел производственной безопасности и охраны труда, отдел охраны окружающей среды, отдел гражданской обороны и чрезвычайных ситуаций (ГО и ЧС). Кроме того, за деятельностью НГДУ ведут постоянный надзор службы, не относящиеся к предприятию: районные экологические службы, пожарный надзор, Госгортехнадзор, санэпидемстанция.