Плотность, кг/м3

4

7

804.3-865.0

815,4

Вязкость, мПа*с

4

7

7.32-9.12

6,6

Объемный коэффициент при дифферен-ном

разгазировании в рабочих условиях, доли ед.

2

2

1,1078

1,1078

 Пластовая вода

 Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

Газосодержание, м3/т

0.25-0.42

0,335

в т.ч. сероводорода, м3/т

н.о.

н.о.

Объемный коэффициент, доли ед.

0,9987

Вязкость, мПа*с

30

30

1.73-1.95

1,84

Общая минерализация, г/л

30

30

230.89-291.82

269,01

Плотность, кг/м3

30

30

1167.0-1190.0

1182,67

Кыновский горизонт

Нефть

Давление насыщения газом, МПа

6

14

4.5-9.1

7,25

Газосодержание, при однократном

разгазировании, м3/т

6

14

42.8-68.0

59,28

Объемный коэффициент при однократном

разгазировании, доли ед.

6

14

1.1131-1.1680

1,1501

Плотность, кг/м3

6

14

810.0-860.0

823,1

Вязкость, мПа*с

6

14

4.95-8.51

5,45

Объемный коэффициент при дифферен-ном

разгазировании в рабочих условиях, доли ед.

1

3

1,1387

1,1387

Газосодержание, м3/т

0.25-0.42

0,335

в т.ч. сероводорода, м3/т

н.о.

н.о.

Объемный коэффициент, доли ед.

0,9987

Вязкость, мПа*с

30

30

1.73-1.95

1,84

Общая минерализация, г/л

30

30

230.89-291.82

269,01

Плотность, кг/м3

30

30

1167.0-1190.0

1182,67

Бурегский горизонт

Нефть

Давление насыщения газом, МПа

1

2

7

Газосодержание, при однократном

разгазировании, м3/т

1

2

50,7

Объемный коэффициент при однократном

разгазировании, доли ед.

1

2

1,124

Плотность, кг/м3

1

2

826,3

Вязкость, мПа*с

1

2

7,39

Объемный коэффициент при дифферен-ном

разгазировании в рабочих условиях, доли ед.

1

2

1,1129

Пластовая вода

Газосодержание, м3/т

0.1-0.13

0,12

в т.ч. сероводорода, м3/т

н.о.

Объемный коэффициент, доли ед.

0,9989

Вязкость, мПа*с

1

1,74

Общая минерализация, г/л

1

209,77

Плотность, кг/м3

1

1168

Турнейский ярус

Нефть

Давление насыщения газом, МПа

3

8

4.95-5.05

4,99

Газосодержание, при однократном

разгазировании, м3/т

3

8

16.6-20.6

18,6

Объемный коэффициент при однократном

разгазировании, доли ед.

3

8

1.056-1.060

1,058

Плотность, кг/м3

3

8

853.93-854.0

853,9

Вязкость, мПа*с

3

8

10.69-15.9

13,3

Объемный коэффициент при дифферен-ном

разгазировании в рабочих условиях, доли ед.

3

8

1,0475

1,0475

 Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

Пластовая вода

Газосодержание, м3/т

0.20-0.25

0,225

в т.ч. сероводорода, м3/т

н.о.

Объемный коэффициент, доли ед.

0,9982

Вязкость, мПа*с

1

1

1,69

Общая минерализация, г/л

1

1

236,05

Плотность, кг/м3

1

1

1161

Бобриковский горизонт

Нефть

Давление насыщения газом, МПа

3

8

1.6-4.5

2,46

Газосодержание, при однократном

разгазировании, м3/т

3

8

5.03-11.38

1,0216

Объемный коэффициент при однократном

разгазировании, доли ед.

3

8

1.0140-1.0282

1,0216

Плотность, кг/м3

3

8

895.0-907.0

905,9

Вязкость, мПа*с

3

8

28.91-88.43

55,54

Объемный коэффициент при дифферен-ном

разгазировании в рабочих условиях, доли ед.

3

8

1,0001

1,0001

Пластовая вода

Газосодержание, м3/т

0.08-0.12

0,1

в т.ч. сероводорода, м3/т

н.о.

Объемный коэффициент, доли ед.

0,998

Вязкость, мПа*с

2

2

1.71-1.72

1,71

Общая минерализация, г/л

2

2

235.27-260.80

248,04

Плотность, кг/м3

2

2

1164.0-1165.0

1164,5

1.4 Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда

скважин

Девонские отложения месторождения.

Фонд скважин на горизонт Д0+Д1, предусмотренный проектом опытно-промышленной эксплуатации и дополнительными документами, определен в количестве 85 единиц, в том числе добывающих - 18, оценочных - 6, разведочных - 61.Плотность сетки при этом 16 га/скв.

Фактически на 1.01.2004 года пробурено 79 скважин, из них 18 добывающих, 55 разведочных , 6 оценочных.

Добывающий фонд на конец 2004 года по объекту составил 28скважин.

В течение 2004 года в добывающем фонде произошли следующие изменения: введена на нефть 1 новая скважина (№793а) из пьезометрического фонда.

На 1.01.2005 года действующий фонд составляет 25 скважин. В 2004 году из действующего фонда ушла в бездействие 1 скважина (№750), введены из бездействия 4 скважины (№№785, 792, 794, 1027).

В бездействующем фонде находятся 3 скважины: все 3 скважины – в ожидании ПРС.

Динамика добывающего фонда приведена ниже:

Таблица 1 Динамика добывающего фонда

Категория

Количество скважин

 скважин

на 1.01.2004 г.

на 1.01.2005 г.

+,-

 1. Добывающий фонд

27

28

+1

в том числе: фонт

1

1

-

 ЭЦН

-

8

+8

 ШГН

26

19

-7

 2. Действующий фонд

21

25

+4

в том числе: фонт

-

-

-

 ЭЦН

5

8

+3

 ШГН

16

17

+1

 3.Бездействующий фонд

6

3

-3

 4.В освоении

-

-

-

Динамику среднесуточного дебита одной действующей скважины можно проследить по таблице:

Таблица 2 Среднесуточный дебит скважины.

 на 1.01.2004 г.

 на 1.01.2005 г.

+,-

Способ эксплуатации

нефть

 жидк.

 нефть

 жидк.

 нефть

 жидк.

 Сред. дебит 1 скв., т/сут

4,2

20,1

4,1

31,9

-0,1

+11,8

 фонт.

-

-

-

-

-

-

 ЭЦН

6,6

50,5

7,2

82,4

+0,6

+31,9

 Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

 ШГН

3,5

10,4

2,6

8,0

-0,9

-2,4

На конец 2004 года нагнетательный фонд по объекту составляет 1 скважина.

Динамика нагнетательного фонда скважин на 1.01.2005 года приведена ниже:

Таблица 3 Динамика нагнетательного фонда скважин

Категория

Количество скважин

скважин

на 1.01.2004 г.

на 1.01.2005 г.

+,-

Весь нагнетательный фонд

1

1

-

а) скважины под закачкой

1

1

-

б) бездействующий фонд

-

-

-

в) работающие на нефть

-

-

-

г) пьезометрические

-

-

-

д) в освоении

-

-

-

Действующий фонд нагнетательных скважин составляет 1 скважина (№1009).

Прочие скважины.

К этой категории отнесены пьезометрические, ожидающие ликвидации, ликвидированные, поглотительные и консервированный фонд скважин.

На 1.01.2005 года фонд пьезометрических скважин составляет 12 скважин. В отчетном году в этот фонд перешла из наблюдательного фонда скважина №1038, из пьезометрического фонда ушла в добычу 1 скважина.

Количество ликвидированных скважин на конец отчетного года составляет 25 скважин, как и в прошлом году.

По состоянию на 1.01.2005 г. в консервированном фонде скважин нет.

Добыча нефти за 2004 год по горизонту Д0 и Д1 Бухарского месторождения планировалось добыть 27,934 тыс. тонн, фактически добыто 28,768 тыс. тонн. Темп выработки по объекту составил 1,45 % от начальных извлекаемых запасов и 1,65 % от текущих извлекаемых запасов.

В отчетном году введена на нефть 1 новая скважина, за счет чего получено 0,271 тыс. тонн нефти. Средний дебит нефти новой скважины составил 1,6 т/сут.

За счет ввода из бездействия 4 скважин добыто 0,932 тыс.тонн нефти. Средний дебит нефти одной введенной из бездействия скважины составил 1,3 т/сут, по жидкости – 8,6 т/сут.

За 2004 год добыто: ШГН - 13769 тонн нефти (47,9%), ЭЦН -14999 (52,1%) .С начала разработки на 1.01.2005 года отобрано 269,547 тыс.тонн нефти или 13,6% от начальных извлекаемых запасов

За счет ввода из бездействия 4 скважин добыто 0,932 тыс.тонн нефти. Средний дебит нефти одной введенной из бездействия скважины составил 1,3 т/сут, по жидкости – 8,6 т/сут.

Закачка воды в 2003 году технологическая закачка составила 29,186 тыс. м3. Годовой отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован технологической закачкой на 14,2 %.

В целом по горизонту Д0+Д1 на 1.01.2005 года работают с водой 25 скважин, все скважины обводнены пластовой водой.

По степени обводненности добываемой продукции обводненный фонд скважин распределяется в таблице 4.

Таблица 4 Обводненость добываемой продукции.

Степень

Количество скважин

обводненности

на 1.01.2004 г.

на 1.01.2005 г.

+,-

до 2%

-

-

-

2 – 20%

3

-

-3

20 – 50%

2

5

+3

50 – 90%

9

9

-

 Продолжение таблицы 4

1

2

3

4

Больше 90%

7

11

+4

Всего

21

25

+4

Состояние пластового давления.

На 1.01.2005 года пластовое давление по объекту в зоне отбора составило 163,1 ат, против 164,2 ат в прошлом году.

Бобриковские отложения месторождения.

1997 году введены в разработку отложения бобриковского горизонта.

Фонд скважин на бобриковский горизонт, предусмотренный проектом опытно-промышленной эксплуатации и дополнительными документами, определен в количестве 25 единиц, в том числе добывающих - 20, резервных – 1, оценочных – 2, разведочных - 2.

Плотность сетки при этом 16,0 га/скв.

Фактически на 1.01.2005 года пробурены 17 скважин, из них 13 добывающих, 2 разведочных, 2 оценочных.

 Добывающий фонд на конец 2004 года по объекту составил 23 скважины.

На 1.01.2005 года действующий фонд составляет 23 скважины. В 2004 году выведены из бездействия 2 скважины (№№1022,1029). В бездействующем фонде скважин нет.

Динамика добывающего фонда приведена в таблице 5.

Таблица 5 Динамика добывающего фонда.

 Категория

Количество скважин

 скважин

 на 1.01.2004 г.

 на 1.01.2005 г.

+,-

1. Добывающий фонд

23

23

-

В том числе: фонт

-

-

-

 ЭЦН

-

-

-

 ШГН

23

23

-

Продолжение таблицы 5

1

2

3

4

2. Действующий фонд

21

23

+2

в том числе: фонт

-

-

-

 ЭЦН

-

-

-

 ШГН

21

23

+2

Бездействующий фонд

2

-

-2

В освоении

-

-

-

Динамику среднесуточного дебита одной действующей скважины можно проследить по таблице 6.

Таблица 6 Дебит среднесуточный действующий скважины.

на 1.01.2004 г.

на 01.2005 г.

+,-

Способ эксплуатации

нефть

жидк.

нефть

жидк.

нефть

жидк.

 Сред. дебит 1 скв. т/сут.

6,5

13,5

4,4

11,6

-2,1

-1,9

 Фонт.

-

-

-

-

-

-

 ЭЦН

-

-

-

-

-

-

 ШГН

6,5

13,5

4,4

11,6

-2,1

-1,9

Прочие скважины.

К этой категории отнесены пьезометрические, ожидающие ликвидации, ликвидированные, поглотительные и консервированный фонд скважин.

На 1.01.2005 года в пьезометрическом фонде находится 1 скважина (№ 25490), как в прошлом году.

В наблюдательном фонде также находится 1 скважина (№ 25489), как в прошлом году.

Количество ликвидированных скважин на конец отчетного года составляет 2 скважины.

По состоянию на 1.01.2005 г. в консервированном фонде скважин нет.

За 2004 год по бобриковскому горизонту Бухарского месторождения планировалось добыть 39,884 тыс. тонн, фактически добыто 38,075 тыс. тонн. Темп выработки по объекту составил 2,95 % от начальных извлекаемых запасов и 3,27% от текущих извлекаемых запасов.

В 2004 году за счет ввода из бездействия 2 добывающих скважин получено 0,367 тыс.тонн нефти. Средний дебит нефти одной введенной из бездействия скважины составил 0,7 т/сут, по жидкости – 2,6 т/сут.

С начала разработки на 1.01.2005 года отобрано 163,089 тыс.тонн нефти или 12,7% от начальных извлекаемых запасов.

Обводненность на 1.01.2005 года составляет 61,9%. В 2004 году отобрано 50,408 тыс. тонн воды, водонефтяной фактор - 1,18.

В целом по бобриковскому горизонту на 1.01.2005 года работают с водой 23 скважины. Все скважины обводнены пластовой водой.

По степени обводненности добываемой продукции обводненный фонд скважин распределяется в таблице 7.

Таблица 7 Обводненость добываемой продукции

 Степень

Количество скважин

обводненности

на 1.01.2004 г.

на 1.01.2005 г.

+,-

до 2%

-

-

-

2 - 20%

8

6

-2

20 - 50%

5

5

-

50 - 90%

5

8

+3

больше 90%

3

4

+4

Всего

21

23

+2

На 1.01.2005 года пластовое давление по объекту в зоне отбора составило89,6 ат, против 88,5 ат в прошлом году.

2 ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

2.1 Профессиональные вредности и опасности в нефтяной

промышленности

В составе загрязнителей содержатся многочисленные реагенты, катализаторы, ПАВ, ингибиторы, щелочи, кислоты, вещества, образующиеся при горении, химическом превращении и т.д..

Сырая нефть. Действие на организм паров сырой нефти непостоянно и зависит от ее состава. Большое воздействие оказывает соприкосновение с жидкой нефтью кожи человека, вследствие чего могут возникать дерматиты или экземы.

Бензин поступает в организм через дыхательные пути, может заглатываться с воздухом и затем всасываться в кровь из желудочно-кишечного тракта. Бензин оказывает сильное действие на центральную неровную систему, кожный покров. Может вызвать острые и хронические отравления, иногда со смертельным исходом.

Окись углерода. СО - бесцветный газ без вкуса и запаха. Поступление СО в организм подчиняется закону диффузии газов. ПДК СО в воздухе рабочей зоны 20 мг/мЗ.

Двуокись углерода СО2-бесцветный газ, тяжелый, малореакционноспо-собный газ. При низких и умеренных температурах обладает слегка кисловатым запахом и вкусом.

Углекислый газ оказывает наркотическое действие на человека и может изменять его поведение, раздражать слизистые оболочки.

Предельные углеводороды, химически наиболее инертные среди органических соединений, они являются в то же время сильнейшими наркотиками. Действие их ослабляется ничтожной растворимостью в воде и крови, вследствие чего только при высоких концентрациях создается опасность отравления этими веществами.

Природный газ обычно рассматривается как безвредный газ. Действие его идентично действию предельных углеводородов. Главная опасность связана с асфиксией при недостатке кислорода.

Нефтяной крекинг-газ. Действует на человека, как смесь углеводородов. Сернистые соединения. Профессиональная вредность сернистых соединений определяется наиболее токсичными ингредиентами газовыделений из многосернистой нефти, природного газа и конденсата.

Сероводород. Бесцветный газ с неприятным запахом, ощутимым даже при незначительных концентрациях 1:1000000. Главное токсическое действие сероводорода проявляется не в раздражении слизистых оболочек, а в его общем действии на организм.

Он действует на центральную нервную систему, окислительные процессы и кровь.

2.2 Меры безопасности при производстве СКО

Работы по подготовке скважины к выполнению на ней требуемых технологическим процессом операций и выполнение этих операций должны проводиться по плану, утвержденному главным инженером НГДУ и под руководством ответственного лица.

К работам по приготовлению нефтекислотной и обратной эмульсий, применению их и соляной кислоты допускаются лица старше 18 лет, прошедшие мед.осмотр и обучение согласно «Положению о порядке обучения рабочих и инженерно-технических работников методам работы на предприятиях и организациях Миннефтепрома» и требованиям настоящего РД и только после проверки их знаний комиссией, назначенной приказом по предприятию.

Работники, занимающиеся приготовлением нефтекислотной и обратной эмульсией, применением их и соляной кислоты, д.б. обеспечены комплектом спецодежды, спецобувью.

Техническое обслуживание технических средств должно производиться согласно паспортам и инструкциям по эксплуатации на технические средства.

При эксплуатации насосных и кислотных агрегатов, диспергатора необходимо руководствоваться требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».

При наличии в продукции скважины сероводорода работы по промывке скважины выполнять только с применением обратной эмульсии, условная вязкость д.б. не ниже 250 с по ВП-5. Пи использовании других жидкостей должны применяться нейтрализаторы сероводорода.

В плане по ОПЗ скважины указать объем, плотность и вязкость обратной и нефтекислотной эмульсий, основные операции и ответственных лиц по обработке.

В течение всего времени работ с применением нефтекислотной и обратной эмульсий или товарной нефти на расстоянии менее 25 м от устья скважины и емкостей эмульсиями или нефтью запрещается: пользование открытым огнем (курение, электросварочные работы и др.); пребывание техники, не оборудованной искрогасителями на выхлопных трубах; пребывание посторонних людей.

До начала работ по обработке необходимо: подготовить и спланировать территорию вокруг устья скважины в радиусе 50 м для размещения агрегатов и другого оборудования; опрессовать устьевую арматуру; расположить спецтехнику и оборудование с наветренной стороны от устья скважины на расстоянии не менее 10 м; закачку производить только после опрессовки нагнетательной линии и диспергатора на 1,5-кратное давление от ожидаемого максимального с составлением акта; установить манометр для контроля за давлением в затрубном пространстве скважины.

Перед началом проведения работ ответственной за выполнение технологии обязан:

Ознакомить рабочих с планом работ и ликвидацией возможных осложнений провести инструктаж по технике безопасности, включающий все виды предусмотренных планом работ, с отметкой в «Журнале регистрации инструктажа на рабочем месте» и подписью инструктируемого;

Проверить состояние техники безопасности на рабочем месте, наличие и пригодность средств защиты.

При проведении работ под давлением обслуживающий персонал и участ-ники обработки д.б. удалены за пределы опасной зоны. При работе с нефтекислотной эмульсией и кислотой должны применяться индивидуальные средства защиты: противогаз марки «В», защитные очки, резиновые перчатки, фартук, обувь.

При попадании нефтекислотной эмульсии на кожу рук и других частей тела эмульсию следует удалить с помощью ветоши, обмыть эти участки струей воды в течение 3-5 минут, вымыть с мылом и наложить на поверхность кожи водную кашицу чайной соды.

При попадании кислоты на кожу человека немедленно обмыть этот участок струей воды в течение 3-5 минут и наложить на поверхность кожи кашицу чайной соды.

При попадании кислоты и нефтекислотной эмульсии в глаза обильно промыть их чистой водой и немедленно направить пострадавшего в больницу.

При проведении всех работ по выполнению данной технологии исключить разбрызгивание и разливание нефти, обратной и нефтекислотной эмульсий, кислоты, для чего:

Перед закачкой указанных жидкостей в скважину устьевая арматура, диспергатор, манифольд должны быть опрессованы пресной водой;

Подъем НКТ из скважины должен осуществляться с использованием устройства по очистке наружной поверхности труб;

устройство – «юбку» против разбрызгивания.

Обратная эмульсия или нефть, используемые в качестве продавочной и промывочной жидкостей, должны быть откачены в систему сбора нефти.

После закачки химреагентов до разборки нагнетательной системы агрегата должна прокачиваться инертная жидкость объемом, достаточным для промывки нагнетательной системы. Сброс жидкости после промывки должен производиться в сборную емкость; из емкости жидкость вывозится в пункты утилизации технологических жидкостей.

2.3 Обеспечение пожарной безопасности

При испытаниях необходимо руководствоваться «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденными Госгортехнадзором России 14.12.92 г., М., НПО ОБТ, 1993 г., «Правилами пожарной безопасности в нефтяной промышленности», ППБО 85, «Недра», 1987 г. и другими руководящими документами в нефтяной и газовой промышленности.

Закачка рабочих агентов в пласт осуществляется подготовленной бригадой под руководством ответственного лица из числа ИТР, назначенного приказом по предприятию, производящему работы. До проведения закачки д.б. разработаны план производства работ на конкретной скважине и план ликвидации возможных аварий, утвержденные главным инженером предприятия.

Ответственный за закачку реагентов обязан:

Знать инструкцию по технике безопасности;

Ознакомить исполнителей с характером работ, мерами предосторожности, расположением оборудования и режимом его работы;

Произвести проверку применяемого оборудования;

Не допускать расстановку агрегатов, автоцистерны и спецоборудования под действующими линиями электропередач;

Обеспечить место работ средствами пожаротушения (огнетушители, кошма, песок).

Работы должны проводиться в светлое время суток или при освещении 20 люкс.

Технические средства, используемые для подготовки и закачки рабочих агентов, должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003-74, ОСТ 39064-74, РД 39-32-617-81. Не допускается использование неисправных технических средств.

Передвижное оборудование и спецтехника должны располагаться с наветренной стороны на расстоянии не менее 20 м от скважины на площадке с уклоном не более 30 и оборудоваться искрогасителями.

Все временные трубопроводы д.б. надежно закреплены и защищены от механических повреждений.

При возникновении загорания применяют песок, асбестовое одеяло, пенные и углекислотные огнетушители.

При работе с химреагентами необходимо пользоваться спецодеждой, защитными очками, резиновыми сапогами, перчатками из кислотостойкой резины и фартуками из кислотостойкой ткани, респираторами РИГ-673 в соответствии с действующими типовыми нормами. При работе в замкнутом помещении, без тяги или при сильном испарении химреагентов необходимо использование противогаза марки БКФ (ГОСТ 12.4.121-85).

Обслуживающий персонал, работающий с химреагентами, должен до начала работ пройти специнструктаж, а также подвергаться предварительному и периодическим медицинским осмотрам.

При появлении признаков отравления (головной боли, головокружения, тошноты, потери аппетита и сна) следует обратиться к руководителю работ и врачу.

Категорически запрещается принимать реагенты для нужд, не связанных с их прямой целью.

В зоне работы с химреагентами запрещается хранение и прием пищи и воды на расстоянии не менее 30 м.

Категорически запрещается попадание химреагентов в водоемы, канализационные системы, почву.

С целью исключения попадания химреагента в воздух рабочей зоны требуется обеспечить необходимую герметичность емкостей, оборудования, коммуникаций.

2.4            Выбор безопасного оборудования при СКО

Режим работы агрегата выбирают таким образом, чтобы давление, создаваемое насосом, было достаточно для продавки раствора в пласт при максимально возможной его подаче. В таблице 1 приведены характеристики агрегата Азинмаш –30А.

Таблица 1 - Техническая характеристика Азинмаш – 30А

Скорость

Подача, л/с

Давление, МПа

II

3,60

33,2

III

6,85

17,4

IV

12,22

9,7

 V

 15,72

 7,6

 Определим необходимое давление на выкиде насоса при закачке в скважину жидкости с расходом q = 6,85 л/с по формуле, приведенной в [5]:

Рвн = Рзаб – Рж + Рт,

где Рзаб – максимальное забойное давление при продавке раствора

Рзаб = Рпл + q*10-3*86400/К

Рзаб = 15 + 6,85*10-3*86400/ 51,3 = 26,7 МПа,

Рж – гидростатическое давление столба продавочной жидкости (вода с плотностью 1000 кг/м3)

Рж = ρgL

Рж = 1000*9,81*1280*10-6 = 12,56 МПа,

Рт – потери давления на трение

Рт = λυ2Lρ/ (2d),

где υ – скорость движения жидкости по трубам

υ = q*10-3/ (0,785d2)

υ = 14,6*10-3/ (0,785*0,0732) = 3,49 м/с

λ – коэффициент гидравлического сопротивления

λ = 0,3164/ Re0,25,

Re – число Рейнольдса

Re = υdρ / μ

Re = 3,49*0,073*940/(23*10-3) = 10412

μ – динамическая вязкость воды, равная 6,6 мПа*с.

Отсюда,

λ = 0,3164/ 34741 0,25 = 0,0313,

Рт = 0,0313*3,49 2 * 1280*940*10-6 / (2*0,073) = 3,14 МПа,

Рвн = 26,7 – 12,56 + 3,14 = 17,2 МПа.

Итак, при закачке кислотного раствора агрегат Азинмаш – 30А работает на III скорости при диаметре плунжера 120 мм. При этом давление на выкиде насоса (17,4 МПа) больше, чем необходимо для продавки в пласт раствора с дебитом 6,85 л/с.

3 ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

3.1 Мероприятия, направленные на охрану недр и окружающей

среды

Для предотвращения загрязнения почвы, водоёмов и атмосферного воздуха применяемыми реагентами необходимо предусмотреть:

 - герметизацию всех соединений на устье скважины, насосных агрегатах, автоцистернах, ёмкостях и другого оборудования при перевозке, хранении и проведении работ;

 - по окончании технологического процесса промыть пресной водой насосы агрегатов, ёмкости, нагнетательные линии, приёмные и выкидные шланги от остатков реагентов в желобную систему с их последующим вывозом в специально отведённые места нейтрализации и захоронения.

В случае разлива раствора силиката натрия на землю, пропитанный им слой почвы нейтрализуется пластовой водой плотностью 1,18 г/см3 и засыпается песком.

Для снижения вредных выбросов в атмосферу должно быть обеспечено выполнение следующих условий:

- поддержания технического состояния существующего оборудования и трубопроводов на надлежащем уровне;

- широкое внедрение новых технологий и технических средств;

- разработка более совершенных технологий и оборудования.

Для осуществления первой из намеченных задач запланированы следующие конкретные мероприятия:

- ремонт и замена резервуаров;

- строительство и замена товарных и технологических нефтепроводов и газопроводов;

- реконструкция установок подготовки нефти и изменение грузопотоков;

Реализации второй – внедрение освоенных технологий и оборудования, что потребует более широкого использования:

- системы УЛФ из резервуаров;

- установки очистки газа от сероводорода с получением элементарной серы;

- мультифазных насосов для утилизации попутного газа;

- газовых электростанций для утилизации попутного газа;

- нейтрализации выхлопных газов на автомобилях;

- строительства объездных дорог;

- проведения мониторинга атмосферного воздуха.

В число третьей группы задач вошла разработка:

- технологии очистки попутного газа от сероводорода окислением до элементарной серы на твёрдых катализаторах;

- технологии нейтрализации газовых выбросов;

- технологии и оборудования для откачки газа из затрубного пространства скважин с утилизацией его в систему нефтесбора. Внедрение оборудования позволит сократить выбросы углеводородов и сероводорода в атмосферу;

Мероприятия по охране поверхностных и пресных подземных вод

Поверхностный и подземный стоки тесно взаимосвязаны. Большую часть года реки питаются подземными водами (родниковый сток), лишь в период весеннего снеготаяния (апрель – май) расходы рек резко (до 10 раз) возрастают за счёт поверхностного стока, составляющего 60% годового. Дождевой сток в тёплое время года увеличивает расходы рек незначительно (9% общего годового). В холодный период года реки получают исключительно подземное питание, отражая загрязненность подземных вод (родников).

Поверхностные источники загрязнения рек вполне очевидны: аварийные порывы трубопроводов, разливы нефти и солённых вод в результате нарушения герметичности нефтепромысловых сооружений, стоки промобъектов, объектов сельскохозяйственного назначения, стоки городов и населённых пунктов.

Источники загрязнения подземных вод скрыты. Это фильтрация загрязнённых вод с поверхности (из амбаров, трубпроводов, при скважинной обваловки и др.) или снизу, из негерметичной скважины за счёт заколонных перетоков жидкости. Выявление очагов и источников загрязнения пресных подземных вод требует системы специальных исследований (электроразведка, бурение эколого-гидрогеологических скважин и др.).

Мероприятия по снижению загрязнения пресных и речных подземных вод с поверхности как результата функционирования нефтяной промышленности включают в себя следующие виды работ:

- ликвидацию нефтегазопроявлений на устье скважин при нарушении герметичности эксплуатационных колонн и возникновения заколонных перетоков снизу – вверх;

- сооружения ливневой канализации на промобъектах для сбора и обезвреживания стоков и автомоек;

- утилизацию нефтешламов;

- капитальный ремонт и проектную защиту нефтепроводов;

- оснащение бригад ПКРС оборудованием для предотвращения разливов жидкости;

- гидроизоляцию земляных амбаров;

Мероприятия по снижению загрязнения пресных подземных вод снизу предусматривают:

- герметизацию эксплуатационных колонн скважин;

- ликвидацию заколонных перетоков;

- доподъём цемента за кондуктором и эксплуатационной колонной;

- ликвидацию скважин старого некачественного фонда;

-переликвидацию ранее ликвидированных поисково-разведочных и эксплуатационных скважин;

Повышение долговечности нефтепромыслового оборудования при помощи защитных покрытий НКТ, установки пакер – гильз, протекторной защитой, ингибиторов коррозии.

Мероприятия по хозяйственно-питьевому водоснабжению включает в себя обеспечение населённых пунктов на территории нефтепромыслов питьевой водой согласно санитарно – гигиеническим средствам. Они предусматривают бурение водозаборных скважин, строительство и ремонт водопротоков, каптаж родников, выделение зон санитарной охраны и другие работы.

Мероприятия по охране земельных ресурсов

Перспективные направления работ и объёмы внедрения мероприятий, направленных на обеспечение экологической безопасности при капитальном и подземном ремонте скважин, включает в себя комплекс перечисляемых ниже эффективных технико-технологических решений.

1. Технология герметизации земляных амбаров с использованием полимерно-го листового материала. В ТатНИПИнефти разработана технология герметизации земляных амбаров с использованием полиэтиленовых полотен. Герметизация земляных амбаров при КРС на индивидуальных площадках или на кустах при амбарной и ёмкостной системах очистки жидкости позволяет защитить от загрязнения поверхностные и поземные питьевые воды, а также плодородный слой земли.

2. Освоение скважины на специальной жидкости с вызовом притока насосным оборудованием в линию нефтесбора. Данный способ освоения скважин исключает необходимость установки дополнительного оборудования (ёмкости для сбора нефти), что предотвращает разлив на территории скважины, а следовательно, и загрязнение земель.

3. Приготовление из отработанного глинистого раствора тампонажных паст для изоляции зон поглощения. Это сокращает дополнительные затраты на изоляцию зон поглощения, а также на утилизацию и захоронения раствора.

Мероприятия по обеспечению радиационной безопасности

Мероприятия по обеспечению радиационной безопасности на объектах подготовки нефти при разработке месторождений нефти в девонских отложениях направлены на выполнение требований федеральных законов «Об использовании атомной энергии», «О радиационной безопасности населения», Федеральной целевой программы «Снижения уровня обучения населения России и производственного персонала от природных радиоактивных источников», «временных санитарных правил и норм по ограничению облучения населения Республики Татарстан от природных источников ионизирующего излучения – Временные СанПин №2.6.2.001 – 96», рекомендаций по нормализации радиационно-экологической обстановки на объектах нефтегазодобычи топливно-энергетического комплекса России» «минтоэнерго России, 1996г.).

Целью их является:

- обеспечение радиационной безопасности персонала, проводящего работы по ремонту и очистке технологического оборудования товарных парков и УКПН, загрязнённого нефтешламами, содержащие естественные радионуклиды;

- предотвращения проникновения естественных радионуклидов за пределы территории производственных объектов в окружающую среду.

Прежде всего предусматривается постоянный ведомственный и оперативный контроль радиационной обстановки на объектах подготовки нефти, контроль за уровнем облучения персонала (радиометрическое обследование оборудования и территории товарных парков и УКПН, индивидуальная дозиметрия, контроль за содержанием радиоактивных аэрозолей в воздухе на территории товарных парков и УКПН). На основе полученных данных должен ежегодно проводится анализ радиационной обстановки и составляется радиационно-гигиенический и инвентаризационный паспорта.

В рассматриваемый период часть объектов подготовки нефти будет выводится из эксплуатации. В связи с этим намечены дополнительные меры по обеспечению радиационной безопасности: консервация мест временного размещения нефтешламов, содержащих естественные радионуклиды, путём их дополнительной герметизации. Учитывая, что на территории товарных парков и УКПН в пределах обваловки технологического оборудования практически нет места для временного размещения нефтешламов в земляных амбарах, необходимо провести соответствующие работы по размещению нефтешламов в используемых (высвобождающихся) РВС. Мера эта, однако, временная и требует дальнейшего решения.

Основные направления научно-исследовательских работ, намечаемых на рассматриваемый период, охватывают также проблему радиационной обстановки на объектах подготовки нефти с ориентацией на действующие федеральные законы, санитарные нормы и правила. Прежде всего, это создание соответствующей системы информационного обеспечения планирования и реализации мероприятий по радиационной безопасности.