Повышение продуктивности Зай-Каратайской скважины

2. Распространением трещин по пласту на максимальное расстояние от забоя скважины.

3. Создание трещин в наиболее продуктивной зоне пласта.

Процесс гидравлического разрыва пласта состоит из

следующих последовательно проводимых операций:

1. установка пакера с целью герметизации затрубного пространства и закачка в пласт жидкости разрыва для образования и расширения трещин.

2. Закачка жидкости- носителя с песком, предназначенным для закрепления трещин или сохранения их раскрытого состояния.

3. Закачка продавочной жидкости для вытеснения песка в трещины пласта из насосно-компрессорных труб и ствола скважины.

4.4 Термические и термохимические методы стимуляции скважин

К этим методам относится ТБХО.

ТБХО - термобарохимическая обработка.

Целью настоящей технологии является термохимический прогрев нижней части ствола скважины, включая интервал перфорации, и ПЗ с целью удаления отложений АСПВ и повышения проницаемости пласта за счёт комбинированного воздействия на породу импульсами давления и высокотемпературной парогазовой смесью.

Технология ТБХО основана на использовании водных растворов органических и неорганических солей, способных в определённых условиях к саморазложению с выделением энергии. Способ ТБХО сводится к заполнению скважины в зоне перфорации раствором термохимической композиции и инициированного в ней реакции, проходящей с выделением тепла и газов. В результате, назабое резко увеличивается давление и образуется высокотемпературная парогазовая смесь, которая разрывает породу, создавая сеть трещин, повышая проницаемость ПЗ, и способствует очистке пор пласта от осложнений АСПВ.

4.5 Расчёт процесса ГРП

Для ГРП принимаем эксплуатационную скважину со следующей характеристикой: глубина Н=1780 метров, диаметр эксплуатационной колонны Дэкс.к=16,8 см., трубы из марки стали С, эффективная мощность пласта h=10 метрам, интервалом перфорации эксплуатационной колонны 1753-1759, коэффициент продуктивности скважины 0,115 т\сут, пластовое давление 134 атм., забойное давление 51 атм., способ эксплуатации глубинно насосный. Нефтяной пласт сложен мелкозернистым, хорошо сцементированным песчаником, имеющий пористость 0,15 0,28, проницаемость 5 мД, нефтенасыщенность 70%, режим упруговодонапорный.

Основными расчётными показателями являются: давление разрыва, расход рабочих жидкостей и песка, радиус трещин, проницаемость трещин призабойной зоны и всей дренажной системы, дебит скважины после ГРП, тип, число агрегатов, ожидаемая эффективность гидроразрыва.

вертикальное горное давление.

Рв.г=Н*Р2/10

Рв.г=1780*2,5/10*0,981*10⁵=436,5*10⁵=43,6 МПа.

Давление разрыва пласта:

Рразр=Рв.г-Рпл+р, где

р=147,1*10⁴ Па или 1,47 Мпа*Рразр=43,6-13,4+1,47=31,6 Мпа

Если вязкость жидкости 250СПз, то допустимое давление на устье скважины при запуске жидкости песконосителя будет :

Ру=Д²н-Д²в/ Д²н+Д²в тек/k+Рпл+hР/10-L/10;(Мпа),

Где Дн=16,8см наружний диаметр обсадных труб;

Д²в=14,4см внутренний диаметр колоннны труб;

тек=3200нгс/см²- предел текучести для стали марки С;

k=1,5 запаспрочности

h=потери напора на трение в обсаднойтрубе;

0,95 относительная плотность жидкости разрыва;

L=1780м длина обсадной колонны.

Потери напора :

H=56*1780/1750=57 м водяного столба.

Следовательно:

Ру=16,8²-14,4²/16,8²+14,4²*3200/1,5+134+57*0,95/10-1780*0,95/10=175 ат или 17,1 МПа.

Допустимое давление на устье в зависимости от прочности резьбы верхней части колонны труб на стравливающее усилие:

Ру=Рстр/ (k-G/ПД²вн/4)(МПа),

Где Рстр=125тс;

G=50тс-усилие затяжки при обвязке обсадной колонны,

K=1,5-запас прочности

Ру=(125/1,5-50)*1000/3,14*14,6² 200атм или 200*0,981*10⁶Па=19,6 МПа.

Из полученных данных давлений на устье принимаем меньшее (17,1 МПа)..Возможное Рзаб при Руст.=17,1 МПа составит:

Рзаб=Ру+Н /10- H /10=338.7 атм.или 33,2 Мпа

Но так как Рп.разр. на забое < 30,5 Мпа, то Р уст.будет:

Ру= Рзаб- H +h /10, (МПа)

Ру=338,7-1780*0,95/10+64*0,95/10=175,7 атм. Или 17,5 МПа

Следовательно давление на устье ниже допустимого для принятых труб марки С (при толщине стенки 12 мм. трубы испытываются на Рвнутр.=185 атм.). Поэтому для уменьшения гидравлических сопротивлений при закачке рабочих жидкостей и для снижения общего давления гидроразрыв введём непосредственно через колонну обсадных труб.

По опытным данным, объём жидкости разрыва колеблется в пределах 5 10м.куб. для данной скважины средний объём нефти принимаем Vр=7,5 м³.

Концентрация песка зависит от вязкости жидкости песконосителя и тепла её закачки. Рекомендуется применять следующую концентрацию песка: для нефти с вязкостью более 50 сПз 150 300 г\л, а для загущенных нефтеродуктов вязкостью до 250 сПз 300 500 г\л, значит принимаем С= 300 т\л или 0,3 т\м³.

объём жидкости - песконосителя:

Vж.п= Gп/С, где Gп содержание песка, С концентрация песка.

Vж.п= 8/0,3=26,7 м³

Из полученных данных давлений на устье принимаем меньшее (17,1 МПа)..Возможное Рзаб при Руст.=17,1 МПа составит:

№ докум.

Рзаб=Ру+Н /10- H /10=338.7 атм.или 33,2 Мпа

Но так как Рп.разр. на забое < 30,5 Мпа, то Р уст.будет:

Ру= Рзаб- H +h /10, (МПа)

Ру=338,7-1780*0,95/10+64*0,95/10=175,7 атм. Или 17,5 МПа

Следовательно давление на устье ниже допустимого для принятых труб марки С (при толщине стенки 12 мм. трубы испытываются на Рвнутр.=185 атм.). Поэтому для уменьшения гидравлических сопротивлений при закачке рабочих жидкостей и для снижения общего давления гидроразрыв введём непосредственно через колонну обсадных труб.

По опытным данным, объём жидкости разрыва колеблется в пределах 5 10м.куб. для данной скважины средний объём нефти принимаем Vр=7,5 м³.

Концентрация песка зависит от вязкости жидкости песконосителя и тепла её закачки. Рекомендуется применять следующую концентрацию песка: для нефти с вязкостью более 50 сПз 150 300 г\л, а для загущенных нефтеродуктов вязкостью до 250 сПз 300 500 г\л, значит принимаем С= 300 т\л или 0,3 т\м³.

объём жидкости - песконосителя:

Vж.п= Gп/С, где Gп содержание песка, С концентрация песка.

Vж.п= 8/0,3=26,7 м³

4.6 Расчёт процесса СКО

Расчет процесса СКО сводится к определению необходимого объема и концентрации кислоты, объёма продавочной жидкости, оборудования, его количества и режим работы агрегата.

Объем раствора кислоты для обработки пласта обусловлен его толщиной, химическим составом породы, пористостью и проницаемостью пласта, а также числом предыдущих кислотных малопроницаемых пород расход раствора составляет 0,4-0,6м³ на 1м толщины пласта, высокпроницаемых 0,6-1 м³/м; для вторичных обработок -соответсвенно 0,6-1 и 1-1,5 м³/м. При воздействии на трещиноватые породы для первичной обработки необходимо 0,6-0,8м³ раствора на 1м толщины пласта, а для вторичной 1-1,5 м³/м

1. При расчетах процесса соляно-кислотной обработки скважины необходимо определить общий объем кислоты заданной концентрации по формуле :

Wср=Vc*h (1)

Wср=0.4*10=4 м³

где - Vc средняя норма расхода кислоты - 0.4м³

2. Находим объем концентрированной товарной кислоты :

Vкон=Wср*(P-10³)/(Pтов-10³) (2)

Vкон=4*(1060кг/м³-1000)/(1160кг/м³)=1.5м³

где Ртов-плотность товарной кислоты

Р-плотность готового рабочего раствора.

Зная объем концентрированной кислоты , можно определить количество

воды , необходимой при смешивании с товарной кислотой для получения

рабочего раствора заданной концентрации:

V=Wср-Vкон (3)

У-4-1/5=2/5м³

3. В качестве ингибитора принимаем уникоп марки У-2. Потребное количество уникопа определяем по формуле:

Qу=(74В*\Wр)/(А-х) (4)

Q=(74*5*4)/(227-12)=6.8 л .

где В - % добавки уникопа к соляной кислоте , В=5% по объему от

количества концентрированной кислоты.

х - % концентрация разбавленного рабочего солянокислотного раствора.

А- числовой коэффициент принимаемый по характеристике

концентрированной кислоты 227.

4. Против выпадения из солянокислотного раствора , содержащихся в ней солей железа , добавляем уксусную кислоту в количестве:

Q.к.=(10?*Ъ*Wр)/с (5)

Q.к.-(1000*1.5*4)/80

гдеЬ- % добавки уксусной кислоты.

(Ь={+0.8=0.7+0.8=1.5% ,где Г- содержание в соляной кислоте солей железа

которое равно-0.7)

с-концентрация уксусной кислоты =80%

5. Для растворения , содержащихся в породе кремнистых соединений и предупреждения их выпадения в виде гелия кремневой кислоты добавляем к соляной кислоте плавиковую кислоту в количестве:

Qп.к=(1000*b*Wср)/m (6)

Qп.к=(1000*1*4)/60=66.6 л

где Ь=1, а т- концентрация товарной плавиковой кислоты в

содержании=60%

6. Для борьбы с выпадением гипса добавляют к соляной кислоте хлористый барий в количестве:

Ох.б.-21.3*Wср*(а*х/z)+0.02 (7)

Ох.б.=21.3*4*(0.6*12/31)+0.02=19.8кг

где а-содержание ЗСЪ товарной соляной кислоте-0.6%

х-концентрация разбавленного рабочего агента

2-концентрация товарной кислоты

7. Определяем общий объем :

Q=Qy+Qyk+Qпк+Qхб (8)

Q=6.8+75+66.6+19.8=168.2л=0.17м³

8. Определяем объем воды для разбавления кислот:

Vв=Wср-Vкон-Q (9)

Vв=4-1.5-0.17=2.3м³

Для солянокислотной обработки призабойной зоны скважины применяются специальные агрегаты Азинмаш-ЗОА

9. Впроцессе подготовительных работ скважина промывается и заполняется водой,объем выкидной линии равен;

Vв=0.785*d²*Iобв (10)

Vв=0.785*0.06²*10=0.085 м³

Объем одного метра НКТ равен:

Ункт=0.785*0.05²* 1-0/0025 м³/м

1. Рассчитываем объем ствола скважины:

Vс=0.785*(D²-d1²)*Нс (11)

Ус=0785*(0.13²-0.06²)*1675=17.5м³

2 Определяем общий объем выкидной линии НКТ и ствола скважины:

Vобщ=Vн.в. (12)

где-Ун.в.=4.26 м -объем необходимой воды для задавки

3. Определяем необходимое давление на выкиде насоса при закачке в скважину жидкости с расходом ц=3.6 л/с

Рвн-Рзаб-Рж+Рт (13)

где Рзаб-максимальное забойное давление при закачке:

Pзаб=Рпл+(q*0.001*86400/к) (14)

Рзаб=16+(3.6*0.001*86400/25)=29.1МПа

где к=25 м/сут*МПа-коэффициент приемистости

Пж-давление столба жидкости при р=1100кг/м ³

Рж=р*g*h*10^-6 (15)

где g⁼9.81 м/с²-ускорение свободного падения

Рж=1100*1675*9.81*10-⁶=18.4МПа

Рт-потери давления на трение , при м=3 МПа*с

4. Рассчитываем скорость движения жидкости:

V=3.6*0.001/0.785*0.05"²=1.8 м/с (16)

5.определяем число рейнольдса:

Re=V*d*p/m (17)

Re=1.8*0.05*1100/3* 10"³=37820

6. Рассчитываем коэффициент гидравлического трения

Н=0.3164/Rе⁰²⁵ (18)

Rе=0Л364/37820^о25=13.8 (19)

7. Потери давления на трение:

Pт=h*v²*Hc*p*10^-6/2d (20)

Pт=13.8*1.8²*16.75*1100*10^-6/2*0.05=3МПа

8. Находим необходимое давление:

Рвн=29-18.4+3=13.7МПа (21)

9. Продолжительность нагнетания и продавки в пласт:

T=(Wср+Vнв)*1000/q*3600 (22)

Т=(4+4.26)*1000/3.6*3600=1.3=78 мин

Призакачке кислотного раствора агрегат Азинмаш-ЗОА работает на 2 скорости , а затем и на 3 скорости при диаметре плунжера 120 мм. При этом давление на выкидной линии насоса 22.8 МПа , больше , чем необходимое для продавки в пласт. 22.8МПа>13.7МПа

4.7 Выводы и предложения

Рекомендуется дальнейшее проведение методов повышение производительности скважин, из-за их простоты и дешевизны. Выбор метода призабойной зоны скважин определяется пластовыми условиями, т.е. зависит от коллекторских характеристик пласта проницаемость, пористость, карбонантность, глинистость).

Также необходимо искать новые методы воздействия на пласт, комбинировать старые: механические методы с химическими. Например: ГРП+СКО т.е. перфорация химически активной жидкостью, что позволяет при тех же параметрах воздействия увеличить размеры получаемых каверн.

контура питания скважины.

kд.с=0,05*83,5*lg250/0,075/83,5*lg250/5,7+0,05*lg5,7/0,075= 0,11 Д

15) максимальный дебит после ГРП

Q= 2П*k*h_?P/?lnRк/r_т,

где k=0,11 Д проницаемость дренажной системы после ГРП, h=10 м или 1000 см, _?P= Рпл- Рзаб=134-51=83 атм. депрессия давления на забое, ?=10 спз вязкость.

Q=2*3,14*0,11*1000*83/10ln250/5,7=57336,4/10ln250/5,7= 1525 см³/с. или 131.8 м³/сут.

При ГРП с закачкой жидкости по обсадной колонне при Ру= 148 атм применяем цементировочный агрегат ЦА 320М. Для принятого типа закачки жидкости (g=15 л/с) необходимое число агрегатов составит 4 шт.

4.8 Выводы и предложения

Усилия ученых отрасли должны быть направлены на разработку приоритетных направлений научно-технического прогресса с целью увеличения эффективности методов повышения нефтеотдачи и новых технологий, усилия производственных организаций на внедрение в промышленных масштабах наиболее эффективных разработок.

Однако в последние годы возникло много осложнений, связанных с внедрением новых методов и технологий, обусловленных тем, что их применение требует дополнительных эксплуатационных затрат на химические реагенты и технические средства. Это отрицательно влияет на конечные экономические показатели производственной деятельности предприятий. Установленные в настоящее время цены на нефть не решают полностью проблему экономического стимулирования добычи нефти новыми методами. В условиях повышенных затрат эти методы для производственных объединений являются нерентабельными.

Необходимо принятие решений, которые позволили бы согласовать экономические интересы народного хозяйства страны и нефтедобывающего предприятия. Механизмы, стимулирующие развитие новых методов, широко применяются во многих нефтедобывающих странах мира. На основании изучения их опыта с учетом экономической ситуации в России представляется целесообразным принять в законодательном порядке ряд эффективных стимулов развития методов увеличения нефтеотдачи и новых технологий (горизонтальное бурение и гидравлический разрыв пласта). В основном они сводятся к отмене уплаты таможенных пошлин, платежей на право пользования недрами и акцизного сбора.

Учитывая заинтересованность республик, краев, областей и автономных округов Российской Федерации в рациональном использовании ресурсов нефти и газа, предполагается создание в регионах специализированных организаций для применения в промышленных масштабах новых методов повышения нефтеотдачи пластов и новых технологий.

Очевидно, целесообразно в дальнейшем рассмотреть вопрос о разработке дифференцированной системы налогообложения в зависимости от кондиций месторождений (акцизные сборы, плата за недра, налог на прибыль и другие), обеспечивающей равную по уровню рентабельности добычу нефти за счет указанных методов и технологий.

Эти меры позволили бы осуществлять финансирование научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по созданию новых технологий и технических средств, развивать материально-техническую базу научно-исследовательских организаций, занимающихся разработкой указанных методов, значительно наращивать добычу нефти из месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

5. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

5.1 Техника безопасности и охрана труда

В задачи охраны труда на нефтегазодобывающих предприятиях входит выявление, ослабление и устранение вредных производственных факторов, ликвидация причин производственных несчастных случаев и профессиональных заболеваний работающих, оздоровление условий труда, предупреждение аварий, взрывов и пожаров, обеспечение охраны природы, защита соседних населённых пунктов и предприятий от неблагоприятных и опасных влияний.

Ответственность за обеспечение охраны труда на нефтяных промыслах возложена на руководителя НГДУ, руководителей участков и подразделений. Безопасность работ в цехе обязан обеспечить начальник цеха, который отвечает за правильную организацию труда, трудовую дисциплину, обучение рабочих и ИТР правилам безопасности и соблюдение их всеми работающими.

Производственный несчастный случай происходит на производстве внезапно в течении короткого промежутка времени. К производственным опасностям и профессиональным вредностям на нефтегазодобывающих предприятиях, относятся: неблагоприятные метеорологические условия, токоведущие и нагретые части оборудования, вредные вещества (яды, пыль), опасные излучения (ионизирующие, тепловые, ультрафиолетовые), шум, вибрация, горючие и взрывоопасные вещества, падающие, разлетающиеся при авариях части сооружений и установок, падение работающих. Несчастными случаями на производстве считаются случаи произошедшие на территории производства или вне её при выполнении работы по заданию, а также при доставке работающих на место работы и с работы транспортом НГДУ. Не позже 24 часов после несчастного случая проводится расследование его комиссией в составе начальника участка или цеха, общественного инспектора по охране труда и инженера по технике безопасности.

Овладение технологией и техникой добычи нефти включает серьёзное

изучение вопросов охраны труда и развитие навыков безопасной работы. Рабочие, поступающие на работу по новой профессии, проходят обязательный инструктаж - вводный и на рабочем месте. Инструктаж проводят инженеры по технике безопасности, специалисты из здравпункта, пожарной охраны, горноспасательной части, мастера, начальники участков.

После инструктажа и стажировки рабочие допускаются к самостоятельной работе только после проверки знаний специальной комиссией.

В задачи производственной санитарии входит разработка санитарно- гигиенических рекомендаций и устройств для защиты работающих от производственных опасностей и профессиональных вредностей. Работа на нефтегазодобывающих предприятиях характеризуется следующими особенностями:

- влияние погодных условий при производстве большинства работ под открытым небом;

- вероятность контакта с различными нефтями, попутными газами и пластовыми водами, которые, являются ядовитыми, агрессивными, горючими и взрывоопасными веществами;

- большие физические усилия;

- использование опасных для людей кислот, щелочей, взрывчатых веществ;

- отдалённость рабочих мест от населённых пунктов, санитарно- бытовых и подсобных помещений;

- трудности освоения новых малонаселённых районов с суровым климатом, труднопроходимыми местами, обилием кровососущих насекомых и хищных зверей;

- большое разнообразие машин, механизмов, установок.

Высокий уровень электрификации нефтяных промыслов и тяжелые условия эксплуатации электрооборудования требуют особого внимания к обеспечению электробезопасности обслуживающего персонала. Особенностями действия электрического тока на человека являются отсутствие явных признаков опасности, неожиданность и внезапность поражения, большая вероятность летального исхода.

Электрический ток может вызвать местные или общие поражения, механические травмы, ожоги, ослепление излучением электрической дуги, металлизацию кожи, электрознаки на кожи и электрические удары.

Электробезопасность обеспечивается строгим выполнением всех требований действующих электротехнических нормативов.

Обслуживание электроустановок доверяется лицам, которым присвоена необходимая для безопасного выполнения работ квалификационная группа (от 1до 5 ).

При глубиннонасосной эксплуатации нефтяных скважин по сравнению с другими способами отмечено наибольшее число несчастных случаев. Это обусловлено наличием движущихся и токоведущих частей СК, необходимостью смазки, обслуживания, частой смене и ремонте узлов и деталей. Опасности устраняются при надежном ограждении всех движущихся частей и проведения смазки, наладки и ремонта оборудования при полной остановке станка качалки. Для устранения опасности падения с высоты при обслуживании и ремонте устанавливаются площадки с ограждениями.

Работы связанные со снятием и надеванием канатной подвески, откидыванием или отделением головки балансира и откидной головки, снятием и установкой роторных противовесов, редукторов, электродвигателей, должны проводиться при использовании различных устройств, приспособлений и быть механизированы.

Запрещается провертывать шкив редуктора в ручную и тормозить его путём подкладывания трубы или лома в спицы. Противовесы станка качалки могут устанавливаться на балансире только после соединения балансира с кривошипно-шатунным механизмом и сальниковым штоком. Противовесы должны быть надежно закреплены. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее чем 20 см. Верхний торец устьевого сальника должен возвышаться над уровнем площадки не более чем на 1 м. При набивке уплотнения устьевого сальника крышка его должна удерживаться на полированном штоке специальным зажимом. При установке клиновидных ремней запрещается пользоваться рычагами.

До начала проведения ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском привод должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: “Не включать - работают персонал должен работать в диэлектрических перчатках. Глубиннонасосная установка перед пуском в эксплуатацию должна быть заземлена. В качестве заземления электрооборудования должен быть использован кондуктор скважины.

Заземляющим проводником может быть круглая, полосовая угловая и другого профиля сталь, кроме каната. Для защиты от поражения электрическим током при обслуживании станка качалки применяют изолирующие подставки.

Во время работы СК не допускается производство ремонта или крепления частей станка, запрещается чистить и смазывать движущиеся части вручную, снимать предохранительные ограждения, направлять, натягивать и ослаблять ременную передачу.

Перед пуском станка качалки необходимо убедится в том, что его редуктор не заторможен, ограждения установлены и опасной зоне нет людей, дать словесный сигнал “о пуске”. Персонал, обслуживающий насосную установку должен иметь отчетливое представление об опасностях электрического тока, о правилах электобезопасности и уметь оказать первую помощь при поражении электрическим током. При обслуживании электропривода персонал должен работать в диэлектрических перчатках. Глубиннонасосная установка перед пуском в эксплуатацию должна быть заземлена. В качестве заземления электрооборудования должен быть использован кондуктор скважины.

Заземляющим проводником может быть круглая, полосовая угловая и другого профиля сталь, кроме каната. Для защиты от поражения электрическим током при обслуживании станка качалки применяют изолирующие подставки.

Во время работы СК не допускается производство ремонта или крепления частей станка, запрещается чистить и смазывать движущиеся части вручную, снимать предохранительные ограждения, направлять, натягивать и ослаблять ременную передачу.

При перестановке пальца на кривошипе возникает опасность падения с высоты, травмирования отсоединенным внизу шатуном, инструментом или слетевшим куском металла.

Клиновидные ремни СК меняют после ослабления натяжения. Смена ремня без ослабления приводит к травмированию рук. Смазывание СК и редуктора должно производится на остановленном и заторможенном станке.

- перевод отработавших (обводненных) скважин в наблюдательные, пьезометрические;

- перевод нагнетательных скважин со сточной водой на пресную воду в зонах питания родников и артезианских скважин;

- проводить наблюдения в глубоких пьезометрических скважин за продуктивными на нефть поглощающими горизонтами.

5.2 Мероприятия по охране недр и окружающей среды

Технологические процессы, существующие в нефтяной и газовой промышленности, сопровождаются выбросами в почву, водоемы и атмосферу значительных количеств производственных отходов, загрязняющих воду и воздух. Сброс загрязненных сточных вод, содержащих ядовитые органические и неорганические вещества, приводит к уничтожению растительных и рыбных богатств, ограничивает возможность использования водоемов для питьевого и промышленного водоснабжения, для сельского хозяйства, что приносит огромный ущерб народному хозяйству.

Большую опасность на суше представляют промысловые сточные воды в связи с их высокой токсичностью и агрессивностью. Во избежание действия их на окружающую среду следует применять полную утилизацию всех сточных вод - повторную закачку (после очистки) в продуктивные пласты.

Внедрение этого мероприятия позволит за счет осуществления замкнутого цикла водопотребления избежать вредного последствия загрязнения водоемов и почвогрунтов при порывах трубопроводов.

Снижению загрязнения на промыслах будут способствовать ликвидация внутрискважинного перетока пластовых вод, осуществление мероприятий по совершенствованию герметизации технологических процессов сбора, подготовки нефти, газа и сточных вод, внедрение методов и средств защиты оборудования от коррозии, блочных установок по дозированию ПАВ и др.

Следует широко использовать рациональные схемы рекультивации земель. Рекомендуемые способы снятия и восстановления плодородного слоя почвы позволят снизить объем земляных работ и, главное, сохранить почвенный покров вокруг скважины.

В НГДУ «Лениногорскнефть» по охране и рациональному использованию водных ресурсов выполняются следующие мероприятия:

- капитальный ремонт водоводов;

- внедрение металлопластмассовых труб;

- использование ингибиторов коррозии для защиты трубопроводов (Нефтехим, Викор, Амфикор, СНПХ);

- метод внедрения алюминиевых и магниевых протекторов для защиты от коррозии трубопроводов и запорной арматуры на блоках гребенок;

- исследование и цементирование за контуром, в том числе подъем цемента за контуром;

- герметизация эксплуатационной колонны;

- доподъем цемента за эксплуатационной колонной;

- ликвидация нефтегазопроявлений;

- восстановление плодородного слоя земли на месте аварий методом внесения фосфогипса.

Курсовым проектом предлагается новое мероприятие, которое значительно способствует охране недр и окружающей среды. Внедрение УЭЦН обеспечивает уменьшение вероятности порывов.

При эксплуатации КНС в трубопроводах создается высокое давление и, следовательно, большая вероятность порывов.

С переводом на УЭЦН используются трубопроводы с низкими давлениями, протяженность их сокращается, тем самым количество порывов уменьшается.

Строительство кустовой насосной станции по данному мероприятию исключается, следовательно, отсутствуют всевозможные технологические утечки (из-под сальников, с пола насосной станции и др.).