Эксплуатация нефтяных месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить за счет природной энергии.

Для добычи нефти тремя основными способами -- фонтанным, газлифтным и насосным в настоящее время разработаны и широко применяются соответствующие виды оборудования, для эксплуатации скважин: фонтанным способом, бескомпрессорным и компрессорным газлифтом, штанговыми скважинными насосами с механическим или гидравлическим приводом, бесштанговыми насосами -- гидропоршневыми, центробежными и винтовыми электронасосами.

Удельный вес применения каждого из видов перечисленного оборудования в разных странах и регионах весьма различен. В России более 70 % нефтяных скважин эксплуатируются штанговыми насосами, менее 20 % -- бесштанговыми и около 10%--фонтанным и газлифтным способами. Однако по количеству добываемой нефти первое место занимает фонтанный способ, с помощью которого добывается более половины нефти и практически весь газ газовых месторождений.

Большинстве случаев фонтанный способ эксплуатации позволяет добывать из скважины наибольшее количество нефти при наименьших удельных затратах. Поэтому одной из главных задач при эксплуатации скважин этим способом является обеспечение возможности длительного фонтанирования скважины, что связано с рациональным использованием энергии пласта путем обеспечения высокого к. п. д. работы фонтанного подъемника.



1. Характеристика месторождения

1.1 Географическое расположение

Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на западе Сибирской платформы в пределах Мадринской депрессии, выделяемой по отложениям рифея. Запасы нефтегазоконденсатного месторождения составляют 281,7 млн тонн нефти (категории АВС1+С2).

Куюмбинское месторождение, относится к Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления (ЮТЗ). Открыто в 1973 г в Красноярском крае, бурением скважины Куюмбинская-1, вскрывшей газовую залежь в верхней части рифея, покрышкой для которой служат залегающие субгоризонтально терригенно - сульфатно - карбонатные отложения венда. Освоением данным месторождением занимается компания.

1.2 История освоения месторождения

Куюмбинское нефтегазовое месторождение было открыто в 1973 году скважиной Куюмбинская 1. Она вскрыла газовую залежь в рифее. Исследовательские, геологоразведочные работы тут начались в 1996 году. И только в 2017 году планируется ввести в промышленную разработку. На первом этапе эксплуатации данного месторождения в 2017 году запланирована добыча 295 тысяч тонн нефти. Дальше по мере ввода объем нефтедобычи будет расти. С 2010 года на Куюмбинском нефтегазовом месторождении проводятся работы по развитию инфраструктуры, а также подготовке запасов нефти к её промышленной разработке. Здесь был построен большой резервуарный парк, вместимость которого составляет тридцать тысяч тонн, а также реализуются опытно0промышленные работы. В результате этих работ пробурено семь эксплуатационных скважин, четыре из которых имеют горизонтальное окончание, две являются пологими, а одна - наклонно-направленная. Все скважины на нефтегазовом месторождении эксплуатируются фонтанным способом, дебит которых в сутки составляет порядка 50-82 тонн при минимальной депрессии. В период с 2014 по 2015 года запланировано построить еще шестнадцать скважин, две из которых будут иметь горизонтальные стволы. ООО Славнефть-Красноярскнефтегаз.

Уникальность геологического строения месторождения предопределяет и сложности в его разработке. "Ввиду фильтрации флюидов по системе трещин одной из основных проблем станет выбор оптимальных режимов эксплуатации скважин для предотвращения преждевременного прорыва подошвенных вод или газа из газовой шапки, -- пояснил руководитель проектного офиса ТРИЗ компании "Газпромнефть-Ангара" Кирилл Стрижнев. -- Также структура фильтрационных каналов коллектора осложнит, если не сделает абсолютно неприменимыми, традиционные технологии вытеснения нефти, основанные на закачке воды в скважины системы поддержания пластового давления. Резкая зональная изменчивость фильтрационных характеристик по площади месторождения требует индивидуального проектирования систем разработки для каждого участка, обладающего однородными свойствами. Например, в пределах одного блока месторождения могут быть реализованы три и более видов систем разработки, отличных по плотности сетки скважин, их конструкций, систем поддержания пластового давления и набору применяемых технологий интенсификации добычи нефти в зависимости от интенсивности развития систем трещин".

Однозначно не упрощают задачу нефтяников и природно-климатические условия территории, на которой расположено месторождение: низкогорное плато с сильно расчлененным рельефом, густые леса, большое количество речек, ручьев с глубокими извилистыми долинами. Кстати, именно здесь протекает знаменитая Подкаменная Тунгуска, также с многочисленными ручьями, речками-притоками. Плюс к этому длинные, холодные зимы, местами вечная мерзлота.

Ближайший к месторождению населенный пункт -- поселок Байкит -- находится в 80 км от Куюмбы. А в районе самого промысла круглогодичных дорог, линий электропередач нет и сейчас. С ноября по апрель работают зимники, а в остальное время -- только авиация. До магистрального нефтепровода системы ВСТО -- 630 км. Однако все это окупается богатством месторождений Юрубчено-Тохомской зоны.

С 2010 года на Куюмбинском месторождении активно ведутся работы по развитию производственной инфраструктуры и подготовке запасов углеводородов к промышленной разработке. За прошедшее время на месторождении был построен резервуарный парк вместимостью 30 тыс. тонн, успешно реализуется программа опытно-промышленных работ: пробурены 7 эксплуатационных скважин (4 с горизонтальным окончанием, 2 - пологие и 1 наклонно-направленная). Скважины эксплуатируются фонтанным способом с дебитами нефти 50-80 т/сут. при минимальных депрессиях. До конца текущего года намечено ввести в строй ещё 2 горизонтальные скважины, а в период 2014-2015 гг. построить 16 скважин, в том числе 2 с двумя горизонтальными стволами.

1.3 Сведения о запасах свойств пластовых флюидов

В 2014 году ООО "СлавнефтьКрасноярскнефтегаз" продолжает работу на пяти лицензионных участках в Эвенкийском муниципальном районе Красноярского края. Это следующие участки: Куюмбинский, Терско-Камовский (северо-восточный) При этом лицензии на первые четыре участка дают право Обществу выполнять в их пределах работы по геологическому изучению, разведке и добыче углеводородного сырья (УВС). А на Подпорожный участок имеется лицензия серии НП, позволяющая производить только геологическое изучение и поиск залежей нефти и газа.

Программа ГРР этого года является весьма впечатляющей. Только площадной сейсморазведки МОГТ 3Д предстоит выполнить 1100 кв. км, в том числе на Куюмбинском ЛУ - 400 кв. км, на Терско-Камовском - 400 кв. км, на Подпорожном - 300 кв. км. Кроме того, на Абракупчинском ЛУ выполняется еще и 600 пог. км сейсморазведки МОГТ 2Д.

Будет пробурено и испытано пять поисково-оценочных сква- жин: на Куюмбинском ЛУ - К-406, на Терско-Камовском ЛУ - ТК-522 и ТК-515. Проектная глубина каждой из них составляет 2700 м. Еще две скважины Абр-3 и Абр-4 с проектными глубинами по 2900 м в течение года будут завершены строительством на Абракуп- чинском лицензионном участке. Надеемся, что их успешное испытание позволит получить прирост запасов нефти по промышленным категориям С1 не менее 4,7 млн тонн и С2 - не менее 23,8 млн тонн.

Особенно большие надежды возлагаем на скважину Куюмбинская-406, успешность которой может позволить открыть новую залежь в западной Петимокской части одноименного лицензионного участка и значительно увеличить потенциал этого месторождения. Аналогичной выглядит и ситуация на Терско-Камовском ЛУ, где успешное бурение указанных выше двух поисково-оценочных скважин позволит расширить границы Терской группы залежей Юрубчено-Тохомского месторождения (ЮТМ) в южном и восточном направлении.

Также предстоят большие объемы и сопутствующих ГРР: вертикальное сейсмопрофилирование во всех пяти скважинах, большие объемы работ по обработке и ин- терпретации материалов полевой сейсморазведки.

Запланированы и начали выполняться очень интересные тематические исследования по обоснованию площадей для поиска внутририфейских залежей УВС (второй этаж нефтеносности), по составлению стратегии и проекта дальнейших ГРР на Куюмбинском и Терско-Камовском ЛУ, по геологическому моделированию территории всего Камовского свода с целью выявления истории и механизма образования кавернозности и трещиноватости в рифейских карбонатных породах для целей нефтепоисковых дальнейших работ. Будут проведены многочисленные специальные исследования по керну, пластовым флюидам, экологии.

В геологоразведочном процессе на лицензионных участках ООО "Славнефть Красноярскнефтегаз" задействованы преимущественно местные, красноярские предприятия или зарегистрированные здесь. Так, сейсморазведочные работы на Терско-Камовском и Абракупчинском участках выполняет ООО "Богучанская геофизическая экспедиция", на Куюмбинском и Подпорожном - ООО "ТНГ-Востокгео" (г. Енисейск), бурение поисково-разведочных скважин уже в течение многих лет успешно осуществляет наше до- чернее предприятие ООО "Байкитская нефтегазоразведочная экспедиция" (г. Красноярск).



2. Технологическая часть

2.1 Вскрытие пласта

Одним из наиболее важных условий сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии является, как уже отмечалось, максимально возможное снижение репрессии на продуктивный пласт. При вскрытии продуктивного пласта наибольшая величина гидродинамического давления на забое скважины достигается при работе бурового долота. В этот момент давление на забой скважины складывается из давления столба бурового раствора, потерь давления в кольцевом пространстве за бурильной колонной и гидродинамического давления, вызываемого вибрацией колонны при работе долота.

Уменьшение давления столба бурового раствора достигается за счет снижения его плотности и реализации так называемого способа бурения "на равновесии" (или даже на депрессии).

При решении вопроса о снижении репрессии на продуктивный пласт особое внимание следует обратить на уменьшение вибрации бурильной колонны при работе долота. Дело в том, что в большинстве своем нефтяники пренебрегают этим явлением до тех пор, пока не начинают часто ломаться элементы низабурильной колонны. Однако из зарубежной печати известно, что при работе бурового долота колебания гидродинамического давления на забое скважины достигают порядка 5 МПа (данные получены прямыми измерениями в процессе бурения). Поэтому, решая вопрос о снижении репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, необходимо создать высокоэффективное амортизирующее наддолотное устройство и включить его в компоновку низа бурильной колонны.

Особого внимания заслуживает также вопрос о регламентации скорости спуско-подьемных операций и соблюдении технологической дисциплины при вскрытии продуктивного пласта. Это связано с тем, что применяемые в практике бурения скорости спуско-подъемных операций могут обеспечить весьма высокие репрессии на пласт, вплоть до получения гидроразрыва. Однако, как бы ни были совершенны техника и технология минимизации репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, полностью исключить репрессию вряд ли возможно. Поэтому необходимо иметь буровой раствор (практика показывает, что он должен быть безглинистый), который предотвратил бы возможность глубокого проникновения его фильтрата в пласт в момент наличия репрессии. Кроме того, должны обеспечиваться высокая степень его очистки от выбуренной породы для поддержания минимальной плотности бурового раствора и отсутствие физико-химического взаимодействия с породами продуктивной зоны и пластовыми флюидами.

Одним из важных факторов при вскрытии продуктивных пластов является продолжительность контакта бурового раствора со стеной скважины, что определяет степень и глубину загрязнения околоскважинной зоны. В связи с этим необходимо стремиться к уменьшению продолжительности первичного вскрытия за счет приме нения высокопроизводительных технологий и бурового инструмента. Однако и этого не всегда бывает достаточно. Так в случае технологической необходимости использования буровых растворов с твердой фазой механическая скорость проходки и проходка на долото резко уменьшается из-за ухудшения условий работы бурового долота. Исключить или существенно уменьшить влияние твердой фазы в буровом растворе можно за счет установки над долотом забойного сепаратора твердой фазы, что позволит направить к инструменту очищенный от нее буровой раствор, а саму эту фазу вывести в кольцевое пространство.

Таким образом, для сохранения естественной проницаемости при первичном вскрытии продуктивного пласта необходимо минимизировать репрессию на пласт (до бурения на "равновесии"). При реализации такой технологии увеличивается вероятность возникновения нефтегазопроявлений и опасности фонтанирования скважины. В связи с этим для управления продуктивным пластом и снижения опасности открытого фонтанирования целесообразно разработать технические средства обнаружения нефтегазопроявления продуктивного пласта на начальной стадии, то есть фиксации момента появления пластового флюида в кольцевом пространстве в зоне продуктивного пласта. Наиболее перспективным направлением в этой области представляется, разработка акустической системы непрерывного контроля за нефтегазопроявлениями при бурении скважин.



3. Анализ оборудования

Оборудование фонтанной скважины обычно состоит из арматуры устья и колонны НКТ. Колонна НКТ в некоторых случаях оснащается приемной воронкой, иногда клапанами-отсекателями или седлами для установки вставных клапанов-отсекателей. Иногда в скважине устанавливают пакер.

Несмотря на относительную простоту оборудования скважин для фонтанной добычи нефти и газа, оно выполняет очень ответственные функции и должно быть особенно надежно, так как аварии с оборудованием при фонтанировании могут привести к выбросам и пожарам. Кроме того, оно часто весьма металлоемко (масса арматуры устья скважины составляет от 0,6 до 4,0 т), что при значительном числе фонтанирующих скважин ведет к большому расходу металла. Поэтому при конструировании арматуры необходимо стремиться не только к увеличению ее надежности, но и к сокращению металлоемкости.

3.1 Фонтанная арматура

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин (эксплуатационных и нагнетательных). Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.

3.2 Трубная головка

Монтируется непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или нескольких колонн НКТ и герметизации на устье межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечивать проход жидкости или газа в межтрубные пространства, а также контроль давления в них и выполнения необходимых исследований скважины. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе либо на муфте; в первом случае, при однорядной конструкции лифта трубы подшивают на стволовой катушке; при двухрядной конструкции внутренний ряд - на стволовой катушке, а наружный - на тройнике трубной головки.

Рисунок 1 - Трубная головка: 1 -- крестовик; 2 -- набор манжет; 3 -- грундбукса; 4 -- трубодержатель; 5 -- предохранитель; 6 -- винт; 7 -- манжеты; 8 -- гайка; 9 -- втулка; 10 -- переводник

Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из которых:

- удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, а при двухрядном подъемнике -- двух колонн;

- герметизация затрубного пространства и их взаимная изоляция;

- обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непрерывности ее работы и исследования скважины путем измерения параметров ее работы как внутри самой скважины, так и на поверхности.

Стандартом предусмотрено несколько схем, составляющих две группы арматур, -- на базе использования тройников и на базе крестовин.



Рисунок 2 - Типовые схемы фонтанной арматуры: 1 - манометр; 2 - запорное устройство к манометру; 3 - фланец под манометр; 4 - запорное устройство; 5 - тройник, крестовина; 6 - дроссель; 7 - переводник трубной головки; 8 - ответный фланец; 9 - трубная головка.

Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях. Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержаться механические примеси.

Крестовая и тройниковая однострунные арматуры предназначены для скважин, в продукции которых нет механических примесе

Для средних и высоких давлений рекомендуют применять крестовую арматуру. Крестовая арматура значительно ниже тройниковой, что облегчает ее обслуживание. К недостаткам крестовой арматуры относится то, что при выходе из строя одного из отводов необходимо закрывать нижнее стволовое запорное устройство, а, следовательно, останавливать скважину. У тройниковой арматуры с верхним рабочим отводом при выходе его из строя можно закрыть среднюю стволовую задвижку и включить в работу нижний отвод.

Рисунок 3 - Схема лубрикатора: 1 -- ролик; 2 -- кронштейн; 3 -- проволока; 4 -- сальниковый узел; 5 -- сальниковая крышка; б -- труба (собственно лубрикатор); 7 -- глубинный прибор; 8 -- манометр; 9 -- сливной кран; 10 -- буферная задвижка; 11 -- задвижки выкидных манометров; 12- центральная задвижка.

При исследовании скважин часто необходимо устанавливать над фонтанной елкой лубрикатор для спуска того или иного прибора. Для этой цели в тройниковой и крестовой арматуре предусмотрено верхнее стволовое запорное устройство. Лубрикатор (рисунок 4) представляет собой отрезок насосно-компрессорной трубы 6 соответствующей длины, устанавливаемый на фланце буферной задвижки 10, и включающий в себя ролик 1, закрепленный на кронштейне 2. Кронштейн крепится на трубе 6. В верхней части имеется сальниковый узел 4 и сальниковая крышка 5, наворачиваемая на трубу 6. Внутрь лубрикатора вводится глубинный прибор 7, спускаемый в скважину на проволоке 3. В нижней части лубрикатора имеется отвод со сливным краном 9. Давление внутри лубрикатора (устьевое давление Р) фиксируется манометром 8. Перед установкой лубрикатора закрывается буферная задвижка 10, а продукция скважины эвакуируется в выкидные манифольды с задвижками 11. Центральная задвижка 12 открыта. После установки лубрикатора на фланце буферной задвижки и введения в него глубинного прибора заворачивается сальниковая крышка 5 с сальниковым узлом 4. Проволока 3 уплотняется в узле 4. Закрывается кран 9 и открывается задвижка 10. Манометр 8 регистрирует давление на устье скважины. После этого прибор спускают в колонну НКТ. В скважинах, эксплуатируемых насосным способом, спуск прибора осуществляют до выкида насоса, а в фонтанных и газлифтных -- до забоя.

а) б)

Рисунок 4 - Схемы а) клиновой задвижки, б) прямоточной задвижки

Основное достоинство клиновой задвижки - ее простота. Но при открытой задвижке у проходного канала (рисунок 4а) образуются большие боковые полости, вызывающие образование вихревых токов, потерю напора и возможность отложения в них солей, парафина и песка. При этом уплотняющие поверхности у корпуса и клина интенсивно омываются потоками жидкости, отбираемой из скважины, что приводит к их усиленной коррозии и эрозии.

Этих недостатков нет у прямоточной задвижки (рисунок 4б). Клиновое уплотнение у нее заменено шиберным с двумя плашками или одношиберным. Шибер при открытом и при закрытом проходном канале все время прижат к уплотняющим поверхностям деталей корпуса. Он состоит из двух половинок, разжимаемых пружинами. Общее усилие пружин может доходить до 9 кН. При закрытии или открытии прямоточной задвижки шибер скользит по уплотняющим поверхностям деталей корпуса. В открытом состоянии внутри задвижки образуется прямой канал без существенных боковых полостей. Уплотняющие поверхности не омываются потоком жидкости. К уплотняющим поверхностям у зазора А подается густая смазка. Таким образом, исключаются основные недостатки клиновой задвижки.

Запорные устройства служат для полного перекрытия или полного открытия проходного сечения ствола или отвода. Регулировка параметров потока неполным закрытием запорного устройства не допускается. Для регулировки параметров потока и, следовательно, режима работы скважины используются специальные узлы - дроссели. Дроссельимеет корпус, в который вставлена стационарная или сменная втулка с небольшим по диаметру отверстием. Через отверстие втулки проходит вся продукция скважины. Подбором размера отверстия регулируют дебит скважины.

Рисунок 5 - Пробковый кран

В пробковом кране с конической пробкой (рис.5) герметичность уплотнения обеспечивается точностью изготовления корпуса и пробки, размером зазора между ними, а также специальной смазкой, заполняющей корпус крана. Кран рассчитан на рабочее давление 14,0 МПа и имеет проходное отверстие 65 мм. Краны аналогичной конструктивной схемы выпускаются на давления до 100--120 МПа. Для установки, включения-отключения манометров и для снижения давления используются вентили. Вентили, применяемые на фонтанных арматурах, рассчитаны на рабочее давление до 70,0 МПа, имеют проходное отверстие 5 мм и массу 3--4 кг.

Сложная конструкция прямоточной плоскошиберной задвижки (рис. 6) рассчитана также на рабочее давление 70,0 МПа, но отличается иной системой уплотнения. В корпусе задвижки установлены две направляющие щеки с емкостями для специальной смазки и каналами для ее подачи к уплотняемым поверхностям. Шибер состоит из двух плашек, распираемых несколькими пружинами. Плашки имеют пазы, в которых размещены головки шпинделя и контршпинделя. Смазка подается к уплотняемым поверхностям под давлением рабочей среды, что улучшает герметичность затвора. Запас смазки пополняется через обратные клапаны.

Рисунок 6. - Плоскошиберная задвижка с принудительной смазкой запорного устройства: 1 - корпус; 2 - щека; 3 - шпиндель; 4 - обратный клапан; 5- втулка; 6 - маховик: 7 - винт; 8 - гайка; 9 - корпус подшипника; 10- масленка; 11 - подшипник; 12 - уплотнение; 13 - крышка; 14 - поршенек; 15-канавка;16-втулка;17-контршпиндель.

Пневмоприводной задвижки на рабочее давление 70 МПа с условным проходным отверстием 50 мм. Как видно, конструкции собственно задвижек отличаются лишь исполнением устройства для перемещения шпинделя и наличием приводных цилиндров, гидравлического или пневматического.

Регулируемые штуцеры аналогичны по конструкции вентилю. Они позволяют бесступенчато регулировать давление на выкиде фонтанной скважины за счет осевого перемещения шпинделя штуцера с насадкой, входящей в гнездо.

Из-за переменного профиля насадки площадь кольцевого отверстия между гнездом и насадкой при перемещении шпинделя меняется в пределах от 3 до 35 мм, что и позволяет регулировать расход жидкости или газа. Штуцер рассчитан на рабочее давление до 70,0 МПа. Масса штуцера около 80 кг. Для облегчения управления штуцерами и для возможности телеуправления они оснащаются приводом.

3.3 Манифольд

Фонтанная арматура скважины соединяется с промысловыми коммуникациями сбора пластовой жидкости или газа с помощью манифольда, который представляет собой сочетание трубопроводов и запорных устройств, а иногда и клапанов, обвязывающих фонтанную арматуру. Манифольд служит для подключения к трубному и затрубному пространствам агрегатов для проведения различных операций при пуске и эксплуатации скважины.

Манифольды фонтанной арматуры обычных нефтяных скважин состоят из нескольких задвижек, крестовиков, тройников, и других элементов. На более ответственных нефтяных скважинах манифольд состоит из большего числа элементов. Еще более сложны манифольды для высокодебитных газовых скважин.



4. Литературно-технический обзор

Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций.

Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину. Во время бурения на ней монтируются превенторы противовыбросового оборудования, демонтируемые после окончания бурения.

Рисунок 6 - Колонная головка

Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважины.

Колонные обвязки устанавливаются на устье скважины последовательно по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Они подбираются с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины.

Конструкция колонных обвязок позволяет восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.

Условия работы колонной головки достаточно сложны: нагрузка от веса обсадных колонн может превышать в глубоких скважинах несколько сот килоньютонов. Элементы колонной головки воспринимают также давление от среды, контактирующей с ними. При наличии в пластовой жидкости или газе H2S, СО2 или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка подвергается их коррозионному воздействию. В глубоких скважинах при закачке теплоносителей их стволы и колонные головки нагреваются до 150-250°С, в условиях Севера могут охлаждаться до температур ниже минус 60°С.

Нарушение надежности колонной головки неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.

Колонные головки, особенно многоколонных скважин, имеют большие массы и вертикальные габариты. Высокая их металлоемкость и большая потребность в них приводят к необходимости расхода на их изготовление больших количеств стали, причем легированной. С увеличением вертикального габарита колонной головки усложняется обслуживание скважины.

Колонная головка для обвязки двух колонн (см. рис. 4.2.) состоит из корпуса 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя поверхность корпуса коническая, и в ней размещены клинья 3, удерживающие внутреннюю колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса установлена катушка 1, надетая на трубу и обычно сваренная с ней. Катушка болтами соединена с корпусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2. На колонной головке предусмотрена задвижка 5 для обеспечения доступа в затрубное пространство. Вертикальный размер такой колонной головки около 1 м. Масса в зависимости от диаметра обсадных труб до 500...550 кг.

Такими головками оборудуются скважины глубиной до 1500...2000 м с давлением до 25 Мпа.

Изготавливают колонные головки для оборудования скважин и с большим числом обсадных колонн: трех-, четырех- и пятиколонных. Принципиальные и конструктивные схемы таких колонных головок аналогичны.



5. Техническое предложение

Головка содержит корпус и крышку с патрубками. На наружной цилиндрической поверхности муфты внутри корпуса размещена манжета с подвижной втулкой. В полости между муфтой и корпусом размещена нижняя манжета. На нее установлен наружный кольцевой выступ крышки. В полости между муфтой и внутренней конусной поверхностью крышки размещена верхняя манжета. На нее установлен наружный кольцевой выступ грундбуксы. Грундбукса закреплена болтами на торце крышки. Между торцами корпуса и крышки уложено кольцевое металлическое уплотнение. В равномерно расположенные по окружности отверстия фланцев корпуса и крышки вставлены шпильки с гайками. Внутри муфты размещена клиновая подвеска с осевым каналом и отверстиями. Конусной поверхностью клиновая подвеска сопряжена с внутренней поверхностью муфты. Зубьями, находящимися в осевом канале, клиновая подвеска удерживает эксплуатационную колонну за ее муфту. Над клиновой подвеской в верхней части муфты установлено противовыбросовое кольцо и в эту муфту ввернут колонный фланец. Комбинированное уплотнение в сопряжении корпуса с муфтой повышает герметичность головки. Расположение грундбуксы на торце крышки обеспечивает замену манжеты без демонтажа фонтанной арматуры, улучшая ее ремонтопригодность. Перемещая клиновую подвеску по муфте можно регулировать натяжение эксплуатационной колонны. Противовыбросовое кольцо и соединение корпуса и крышки шпильками с гайками обеспечивают безопасность эксплуатации головки при различных давлениях. 1 ил.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть применено для обвязки и герметизации устья буровых скважин и для подвески обсадных труб.

Известна колонная головка (1), имеющая три цилиндрических корпуса с боковыми патрубками, уплотнительный узел и клиньевую подвеску. Эта конструкция головки обеспечивает герметизацию устья скважины при обвязке четырех колонн обсадных труб и возможность регулирования натяжения эксплуатационной и других обсадных колонн.

Однако при износе упругой манжеты в уплотнительном узле для ее замены необходимо снимать фонтанную арматуру и корпус. Это ухудшает ремонтопригодность известной конструкции колонной головки. Недостатком данной головки является большая высота и металлоемкость изделия.

Известна также колонная головка, предназначенная для обвязки четырех колонн обсадных труб (2). Эта головка содержит корпус и дополнительный корпус (крестовики), а также муфту (подвесной корпус). Корпуса сопрягаются с муфтой коническими внутренними и наружными поверхностями, на которых в кольцевых канавках установлены медные уплотнительные прокладки.

Однако в процессе бурения конусные поверхности легко могут повреждаться буровыми долотами. Повреждения плохо компенсируются медными уплотнительными прокладками, что ведет к потере герметичности устья скважины. Недостатком изделия является невозможность регулирования натяжения эксплуатационной колонны.

Известна конструкция колонной головки (3). Эта колонная головка содержит три корпуса с наружными и внутренними посадочными конусами, уплотнительными элементами на наружных поверхностях и две крышки в виде накидных гаек.

Эта известная конструкция колонной головки обеспечивает обвязку трех колонн труб, имеет относительно простую конструкцию и малую металлоемкость.

Однако ремонтопригодность этой конструкции остается низкой, т.к. для замены уплотнений необходима также почти полная разборка колонной головки.

Кроме того, расположенные уплотнений на цилиндрической поверхности требует точной центровки корпусов относительно друг друга, что при небольшой поверхности посадочных конусов трудно выполнимо. Перекосы корпусов при монтаже нарушат герметичность устья скважины. В процессе бурения герметизация пространства между первой и второй обсадными колоннами конструкцией этой головки не предусмотрена вообще.

Недостатком является также невозможность регулирования натяжения эксплуатационной колонны.

Известна выбранная в качестве ближайшего аналога колонная головка (4). Эта колонная головка содержит цилиндрический корпус с внутренней конусной поверхностью, крышку, патрубки, установленные в сквозных отверстиях в стенках корпуса, клиновую подвеску, выполненную в виде разрезанной на три сектора втулки с осевым каналом с частью наружной поверхности, выполненной конусной, и внутренней поверхностью с зубьями, эластичные нижнюю и верхнюю манжеты, кольцевое металлическое уплотнение и шпильки с гайками, вставленные в равномерно расположенные по окружности отверстия фланцев корпуса и крышки.

Недостатком ближайшего аналога является плохая герметичность устья скважины и низкая ремонтопригодность. Отсутствует возможность регулирования натяжения эксплуатационной колонны, низкая безопасность эксплуатации при действии различных нагрузок.



6. Расчетная часть

6.1 Расчет фонтанной арматуры

Фонтанная арматура герметизирует устье скважины, служит для контроля и регулирования режима эксплуатации скважин. Фонтанная арматура в собранном виде не рассчитывается, т. к. она представляет собой остаточно прочную уравновешенную и жесткую конструкцию. Достаточная прочность и герметичность корпусных деталей арматуры и фланцевых соединений создают условия, обеспечивающие требуемую надежность фонтанной арматуры в сборе. Фланцы элементов АФ соединяют шпильками и уплотняют металлическими кольцами овального или восьмиугольного сечения. Материал кольца более мягок, чем фланца. Наиболее распространенным является расчет по допускаемым напряжениям. Расчет по допускаемым напряжениям состоит: - определение усилий, действующих во фланцевом соединении; - прочностной расчет деталей: шпилек, фланцев, прокладок.

Толщина стенки корпуса S,м

(1)

где - внутреннее давление среды, МПа

-внутренний диаметр корпуса (диаметр проходного отверстия),м.

[ ]-допускаемое напряжение при растяжении, МПа;

S м



(2)

где - предел прочности при растяжении, МПа;

- коэффициент запаса прочности, =3;

С - поправочный коэффициент на коррозию, равный 2-5мм в зависимости от агрессивности среды.

(3)

Наружный диаметр корпуса, м

(4)

Dн= м

Предельное давление, которое может выдержать корпус, определяют по формуле Илюшина, , Мпа

(5)

где [допускаемое напряжение по пределу текучести, МПа

(6)

где запас прочности(2,5…..3,0).

Коэффициент запаса прочности

где [n]-допускаемый коэффициент запаса прочности



6.2 Расчет усилий затяжки фланцевых соединений

За расчетное усилие Pрасч , кН, принимают большее из двух:

= (7)

(8)

где Pэксп - эксплуатационное усилие, кН;

Pcp - усилие давления среды, кН;

Py - усилие для поддержания герметичности, кН;

Pзат - усилие предварительной затяжки, кН;

D - средний диаметр уплотнения, м;

Pp - рабочее давление среды, МПа;

Вэф - эффективная ширина прокладки, м; т. е. суммарная ширина уплот- няющего пояска у кольца.

Вэф =0,5 ? B

- для плоских прокладок;

0,125 Вэф =0,125 ? B

- для овальных прокладок;

B - ширина прокладки, м;

n q - удельное давление смятия прокладки для создания герметичности, МПа;

m - прокладочный коэффициент, зависящий от упругих свойств мате- риала прокладки.

При подаче в скважину теплоносителя (например, пара) или отборе пла- стовой жидкости с высокой температурой металл арматуры около проходного сечения и прокладка нагреваются. Температура шпилек будет ниже, т. к. усло- вия их охлаждения лучше. В результате температурное расширение деталей арматуры и прокладки становится больше, чем шпилек, и они нагружаются до- полнительным усилием Pt

где Pt - усилие от воздействия температурной среды, кН;

?t - разность температур фланца и шпилек в момент прогрева, 7% ? =t от температуры рабочей среды раб t ;

h шп - длина растягиваемой части шпильки, м;

h p - высота прокладки между поверхностями ее опоры о соседние фланцы, м;

б - коэффициент теплового расширения материала фланца, 1 K? 6 1 6 1 11,7 10 16,0 10 высоколегированные;

(10)

Eшп ; Eпр - модули упругости материала шпильки и прокладки, Па;

пр f - площадь горизонтального сечения шпильки и прокладки, м2 0,22 p o hH R = ? , где H - высота прокладки, м;

Ro - радиус округления прокладки, м (4 Ro ? мм).

Если температура пара, проходящего через арматуру, равна 300°С, то разность температур фланца и шпилек в начале прогрева близка к 20°С, а при установившемся режиме - 10°С.

Прокладки на рабочее давление до 35 МПа изображены на рисунке 2, прокладки на рабочее давление 70, 105 МПа - на рисунке 3.

Типоразмеры про- кладок на рабочее давление до 35 МПа представлены в таблице 8, размеры про- кладок на рабочее давление 70 и 105 МПа

6.3 Расчет НКТ

Скважина, глубиной Н = 1500 м, фонтанирует за счет гидростатического напора нефтью (без выделения свободного газа (в подъемных трубах) с дебитом 300 т/сутки. Кинематическая вязкость нефти (при средней температуре в стволе скважины t = 30° С) v = 0,18 cм2/ceк; относительный удельный вес нефти Yн = 0,871; коэффициент продуктивности скважины К = 12 т/сутки ат; давление на устье при фонтанировании через 2,5" трубы (спущенные до забоя) Р2 = 8 ата. Требуется определить забойное и пластовое давления, потери напора и к. п. д. при фонтанировании по 2,5" трубам и 6" колонне.

Фонтанирование по 2,5 " трубам

Определяем среднюю скорость движения нефти по трубам 2,5":

(11)

Параметр Рейнольдса

(12)

Коэффициент гидравлических сопротивлений при турбулентном потоке



(13)

При Q =300 т/сутки забойное давление будет

(14)

Третье слагаемое дает потери на гидравлические сопротивления при движении нефти в 2,5" колонне. Четвертое слагаемое отображает давление, расходуемое на приращение скорости; оно выражается незначительной величиной, и обычно им пренебрегают.

К. п. д. 1 движения нефти по 2,5" колонне

(15)

Перепад давления из пласта к забою

(16)

Пластовое давление

(17)

Общий к. п. д. фонтанирования (при движении нефти из пласта на поверхность), т. е. с учетом потерь энергии в пласте:



(18)

Фонтанирование по 6" колонне

Если при том же дебите и забойном давлении фонтанирование будет совершаться по 6" обсадной колонне, то скорость нефти понизится, соответственно уменьшатся гидравлические сопротивления, а буферное давление возрастет. Скорость движения нефти

(19)

Параметр Рейнольдса

Коэффициент гидравлических сопротивлений при ламинарном потоке

(19)

Найдем буферное давление из уравнения для забойного давления

(20)

откуда P2 = 14,67 am.

К. п. д. движения нефти но 6" обсадной колонне (без учета потерь энергии в штуцере)

(21)

Из примера видно, что если скважина не осложнена песком и не требуется производить закачку или циркуляцию жидкости и др., что бывает редко, то при Р3 > Pнас выгодно не спускать подъемные трубы, а фонтанирование вести по обсадной колонне.



7. Охрана труда

Борьба с загрязнением морей и озер нефтью, нефтепродуктами, а также пластовыми водами, нередко содержащими сероводород, поверхностно-активные вещества, является неотъемлемой частью проблемы охраны окружающей среды.

Нефть и нефтепродукты, попадая на поверхность воды, покрывают большие пространства тонкой пленкой, которая существенно ухудшает кислородный обмен водной среды с воздушным бассейном, это, в свою очередь, ведет к угнетанию жизнедеятельности биологических объектов водной среды.

При концентрации нефтяных загрязнений выше 800 мг/м3 происходит подавление жизнедеятельности фитопланктона, который является основой воспроизводства кислорода в воде. Некоторые рыбы могут приспосабливаться к среде, содержащей нефть. Попавшая в их организм нефть изменяет состав крови и углеводородный обмен, в результате чего мясо рыб приобретает специфический запах и привкус.

Еще более опасные загрязнители вод--поверхностно-активные вещества, используемые при бурении скважин, и добыче нефти. Попадая в воду ПАВ вспенивают поверхность, чем уменьшается биохимический обмен в среде. Кроме того, ПАВ непосредственно воздействуя на растения и рыб, вызывает их гибель. Для предупреждения загрязнения водоемов нефтью, сопутствующими водами, а также технологическими жидкостями необходимо обеспечить полную герметизацию нефтегазосбора от скважины до нефтесборного пункта. При проведении ремонтных работ закачка жидкостей в скважины (при глушении скважины, промывке песчаной пробки) должна осуществляться по схеме круговой замкнутой циркуляции без сброса отходящих вод в море.

В процессе освоения и разработки морских нефтяных и газовых месторождений в акватории Каспийского моря отработан комплекс мероприятий, обеспечивающих охрану окружающей среды, основные из которых сводятся к следующему.

До начала освоения скважин, пробуренных со стационарных платформ или приэстакадных площадок, к площадкам подводятся продуктопроводы, соединенные с нефтесборными пунктами.

Отработанный буровой раствор из осваиваемой скважины собирается в емкости и используется для бурения последующих скважин куста. Загрязненная нефтью, кислотой или ПАВ вода откачивается по трубопроводам в нефтесборные пункты

Систематически контролируется состояние герметичности колонных головок фонтанной арматуры, фланцевых и резьбовых соединений обвязки арматуры и трубопроводов. При обнаружении неисправностей повреждения должны быстро устраняется. Устье скважины оборудуется поддоном для сбора разливающихся жидкостей.

При разведении фланцевых соединений с разливом нефти необходимо использовать ручные поддоны, а собранную жидкость сливать в резервуар для сбора сточных вод, которые по мере наполнения резервуара откачиваются в нефтесборочный пункт. При очистке НКТ от парафина, асфальтосмолистых отложений и солей отходы собирают в контейнеры, а затем вывозят на берег для захоронения. Если на приэстакадной площадке или индивидуальной платформе имеются сосуды, работающие под давлением, то отводы от предохранительных клапанов должны выводится на факел и в емкость для сбора сточных вод. Переливные отводы резервуаров для сбора нефти также соединяются с емкостью для сбора сточных вод.

Вопросы окружающей среды имеют не меньшую, чем для морей, актуальность применительно к болотистым территориям особенно тундровой зоны, например Западная Сибирь, Коми АССР, Архангельская область и др. Биологический покров и воздушная среда этих районов особенно чувствительны к внешнему воздействию и загрязнению нефтью, нефтепродуктами и прочими химическими препаратами. Слабая активность биологических объектов не способствует быстрому восстановлению экологического равновесия.

Кроме защиты окружающей среды в этих условиях от загрязнений нефтью, сточными водами и химреагентами весьма актуальна защита от теплового загрязнения и нарушений внешнего тундрового покрова транспортной технико

Тепловое загрязнение, обусловленное сбором теплых вод или транспортом нефти и газа по трубопроводам, может приводить к растаиванию вечномерзлых грунтов с разрушением верхнего растительного покрова и образованием болот или оврагов. Несоблюдение мер по охране окружающей среды может создать дополнительные трудности в освоении этих и без того весьма сложных для разработки месторождений нефти и газа регионов.

Охрана окружающей среды - это система мероприятий по предотвращению или устранению загрязнения атмосферы, воды и земель, то есть природной среды.

Основная часть загрязнителей атмосферы - газ из трубопроводов и резервуаров. Для уменьшения загрязнения воздуха на нефтяных и газовых промыслах предусматривают различные технологические и организационно-технические мероприятия. Им уделяется особое внимание на месторождениях, в газе которых содержится сероводород (Астраханское - до 30%; Саратовское - до 6,1%; Оренбургское - до 4,7% и др.). К основным таким мероприятиям относят:

правильный выбор материала для оборудования, трубопроводов и арматуры;

герметизация систем добычи, транспорта и промысловой подготовки газа и газоконденсата;

применение систем автоматизации, обеспечивающих аварийное отключение оборудования и установок без разгерметизации оборудования;

применение в качестве топлива и для технологических нужд газа, прошедшего осушку и сероочистку;

применение закрытой факельной системы для ликвидации выбросов сероводорода при продувке скважин, трубопроводов, при ремонте с последующим его сжиганием в факелах; уменьшение продолжительности продувок.

Для уменьшения загрязнения атмосферы углеводородными компонентами предусматривают сжигание газа в факелах, оборудованных огнепреградителями.

Для уменьшения выбросов сероводорода и углеводородов с поверхностей испарения, из резервуаров рекомендуют использовать нефтеловушки закрытого типа и с отсосом на сжигание, системы улавливания паров и др.

Локальные загрязнения почвы связаны чаще всего с разливами нефти и газоконденсата при повреждении трубопроводов и их утечках через неплотности в оборудовании. Загрязнение больших площадей возможно при фонтанировании нефти. Нефть просачивается в грунт и загрязняет грунтовые воды. При этом разрушается структура почвы, нарушается корневое питание растений. Для локализации и предотвращения перемещения разлитой нефти своевременно создают различные заграждения.

Объекты нефтяных и газовых промыслов характеризуются большой рассредоточенностью. Поэтому приходится разрабатывать и выполнять различные мероприятия по лучшему использованию земель, предотвращению потрав сельскохозяйственных угодий. Предусматривается увеличение плотности застройки промысловых территорий, использование однотрубных систем сбора и транспорта продукции, прокладка трубопроводов и коммуникации одинакового назначения параллельно, в одной траншее, группирование скважин в кусты и использование наклонно-направленного бурения. На участках временного пользования, например, прокладки трубопровода, осуществляется рекультивация (восстановление) земель. Плодородный слой снимают, складируют и после выполнения технологических работ снова возвращают на прежнее место.



8. Экономическая часть

Для того, чтобы определить стоимость сборки производства модели, необходимо определить стоимость работ. Для расчета стоимости материалов и комплектующих изделий составляем смету.

Таблица 2- Расчет стоимости материалов и комплектующих изделий

Наименование материала	Ед.изм.	Количество	Цена, руб	Сумма, руб
Кран Крестовина Тройник Пер. Катушка Манометр Патрубок Фланцевые соединения(дерево) Буфер Основание (1/6 листа ДСП) Переходник	Шт. Шт. Шт. Шт. Шт. Шт. Шт. Шт. Шт. Шт.	12 2 2 1 2 9 24 1 1 15	3000 5000. 1500 1000 7000 600 500 1350. 1100 1750	27600 10000 3000 1000 14000 54000 12000 13500 11000 26250
ИТОГО				101700

Производим расчет расходов на заработную плату и начислений на нее.

Расходы на заработную плату определяем по формуле:

Рзп = (ЗПосн + ЗПдо)*Кр+ ЗПсоц.страх = (14400+2160)*1,8+4968= 34776 руб.

где ЗПосн - основная заработная плата.

ЗПдоп - дополнительная заработная плата.

ЗПсоц.страх - отчисления на социальное страхование.

К- коэффицент учитывающий, районные и северные надбавки, (1,8)

Определяем основную заработную плату по формуле:



ЗПосн = Тст*Фд*Ч*Т = 50*18*8*2 =14400 руб.

где Тст - часовая тарифная ставка разряда данного рабочего.

Фд - действительный фонд времени, дни.

Ч - количество рабочих, Ч=2.

Т - продолжительность смены, Т = 8 часов.

Действительный фонд времени определяется по формуле:

Фд = Фк - ДВ/П = 21-6 =15 дней

где Фк - календарные дни.

ДВ - выходные и праздничные дни.

Определяем дополнительную заработную плату по формуле:

ЗПдоп = (ЗПосн*15)/l00 = (14400*15)/100 =2160 руб.

Определяем отчисления на социальное страхование по формуле:

ЗПсоц.страх = (ЗПосн + ЗПдоп)*30% = (14400-2160)*30% =4968 руб.

Производим расчет накладных расходов по формуле:

Рн= ЗПосн*1,75% = 34776*1,75% = 609руб.

Определяем производственную себестоимость по формуле

С=Рм+Рзп+Рн =101700 +34776+609=137085 руб.

Где Рм - расходы на материалы.

Рзп - расходы на заработную плату.

Рн - накладные расходы.

Находим процент от прибыли по формуле

П=С*20% =137085 *20% = 27417руб.

Определим себестоимость с учетом прибыли по формуле

С'=С+П = 27417+27417= 164502руб.



9. Охрана окружающей среды

В период испытания скважины преобладает углеводородное загрязнение, а на этапе демонтажа буровой происходит загрязнение территории за счет использованных технических материалов и не подлежащего восстановлению оборудования. При нефтегазовом строительстве основной экологический ущерб наносится верхним приземным слоям литосферы и наземным биогеоценозам.

Структурные элементы литосферы (почвы, грунты, грунтовые воды, растительные и животные сообщества) подвергаются физико-механическим воздействиям транспорта и строительной техники, размещаемых временных и постоянных объектов и загрязнениями (физическим, химическим, в том числе органическим и биологическим).

В процессе строительства происходит разрушение почв и утрата ими плодородия. Даже возвращение по окончании строительства ранее снятого плодородного слоя снижает плодородие почв в 2-3 раза из-за структурных нарушений, перемешивания части почв с подстилающими ее грунтами. На восстановление плодородия пашни в благоприятных природно-климатических условиях потребуется 3-5 лет .

Если работы по рекультивации своевременно не проводятся, то негативные последствия усугубляет водная и ветровая эрозия. Разработка нефтегазовых месторождений, также как и транспортировка углеводородного сырья, сопровождается аварийными разливами нефти или химических веществ. К наиболее частым причинам аварий относятся выход оборудования из строя, ошибки персонала и природные условия.

Экологические последствия аварийных выбросов приобретают особенно тяжелый характер, когда происходят вблизи берегов или в районах с замедленным водообменом. Загрязнение почвы и воды может происходить и при добыче, сборе, подготовке, транспорте и хранении нефти, газа и воды. Однотрубная герметизированная система сбора имеет несомненные преимущества с точки зрения охраны окружающей среды. Применение герметизированных однотрубных систем сбора продукции скважин и блочного оборудования позволяет все процессы, связанные с выделением газа из нефти, подготовкой нефти, газа и воды, сосредоточить на установках, расположенных в одном центральном пункте.

Кратко рассмотрев стадии освоения месторождения, мы видим, какой ущерб наноситься окружающей среде и на каждый природный объект в отдельности. Согласно Закону РК "О недрах и недропользовании" от 24.06.2010, устанавливается ряд экологических требований для рационального и комплексного использования недр. Основными

Требованиями в области рационального и комплексного использования недр и охраны являются:

обеспечение полноты опережающего геологического изучения недр для достоверной оценки величины и структуры запасов полезных ископаемых, месторождений и участков недр, предоставляемых для проведения операций по недропользованию, в том числе для целей, не связанных с добычей;

обеспечение рационального и комплексного использования ресурсов недр на всех этапах проведения операций по недропользованию;

обеспечение полноты извлечения из недр полезных ископаемых, не допуская выборочную отработку богатых участков;

достоверный учет извлекаемых и погашенных в недрах запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов, в том числе продуктов переработки минерального сырья и отходов производства при разработке месторождений;

исключение корректировки запасов полезных ископаемых, числящихся на государственном балансе, по данным первичной переработки;

предотвращение накопления промышленных и бытовых отходов на площадях водосбора и в местах залегания подземных вод, используемых для питьевого или промышленного водоснабжения;

охрана недр от обводнения, пожаров и других стихийных факторов, снижающих их качество или осложняющих эксплуатацию и разработку месторождений;

предотвращение загрязнения недр при проведении операций по недропользованию, особенно при подземном хранении нефти, газа или иных веществ и материалов, захоронении вредных веществ и отходов, сбросе сточных вод;

...