Разработка месторождения Кумколь

2.5 Закачка воды с целью ППД

В методе заводнения для дополнительной добычи нефти в коллектор закачивается вода. Она проникает в пласт через специальные нагнетательные скважины, расположенные 8 определенном порядке в зависимости от индивидуальных особенностей пласта. По мере протекания от скважин для нагнетания воды к добывающей скважине вода вымывает захваченную породой нефть и выносит ее к добывающей скважине. Если после этого количество поступающeй нефти больше или равно количеству воды,

Скважина может оказаться прибыльной. Чтобы решить, пригоден ли коллектор для заводнения, разработчик должен принять во внимание следующие факторы:

- геометрию коллектора;

- литологию;

- глубину коллектора;

- пористость;

- проницаемость;

- непрерывность свойств пород коллектора;

- величину и распределение насыщения флюидами;

- свойства флюида и связанные с этим соотношения

проницаемости.

Поддержание пластового давления- эффективное средство разработки нефтяного месторождения. Процесс проектирования закачки воды с целью поддержания пластового давления представляет сложную технико-экономическую задачу, решаемую на этапе составления технологической схемы или проекта разработки месторождения.

Проектирование процесса закачки воды сводится к определению для конкретных условий оптимального давления на устье нагнетательной скважины, давления на забое и необходимого количества воды, Кроме того, рассчитывается число нагнетательных скважин и их приемистость,

Оптимальное давление на устье нагнетательной скважины вычисляют по формуле академика А.П. Крылова:

(2.1)

где С_С - стоимость нагнетательной скважины, руб.;

Ю - КПД насосного агрегата;

КпРМ - коэффициент приемистости нагнетательной скважины, м^з / (сут ' МПа);

t - время работы нагнетательной скважины, год;

W - энергетические затраты на нагнетание 1 м^з воды при повышении дaвления на 1 МПа, кВт, ч/ (м^з.МПа) (w = 0,27)

Св -стоимость 1 кВ *ч электроэнергии, руб/ (кВт. ч) (~B ~ 0,015) ; Рст -I гидростатическое давление воды в скважине глубинои Lc' МПа

" р =10^-6р_в gL_С. (2.2)

Р_пл - среднее пластовое давление в зоне нагнетания воды, МПа;

Ртр - потери давления при движении воды от насоса до забоя, МПа.

Давление на забое нагнетательной скважины

Р_забн =Р_ун + 10^-6 рв g Lc -Ртр' (2.3)

Величину Ртр можно принять равной 3МПа.

Необходимое количество закачиваемой воды Vв (в м³\сут) рассчитывают по формуле:

Vв-1,2(Vнпл+Vгсвпл +Vвпл) (2.4)

где vнпл - объем добываемой из залежи нефти, приведенной к пластовым условиям, м³/сут;

vгсвпл - объем свободного газа в пласте при pn л и т n л' который добывается вместе с нефтью за сутки, м³/сут;

Vвпл -объем добываемой из залежи воды, м³/сут.

Объем нефти в пластовых условиях

vнпл = 10³ Qнд b_НПЛ \Рнд

(2.5)

(2.6)

Где Q_НД, Q_В - соответственно количество дегазированной нефти и воды, добываемое из залежи за сутки, т/сут;

Ьнпл' Ьепл - соответственно объемные коэффициенты нефти и воды при пластовых условиях;

Go - газовый фактор, м³/м³;

а - средний коэффициент растворимости газа в нефти, м³/ (м³.МПа).

По формуле (2.1) вычисляем оптимальное давление на устье нагнетательной скважины:

при этом гидростатическое давление воды в скважине Рст = 10^-6 * 1050*9,81*1200 = 12,4 МПа.

2.5.1 Мероприятия, направленные на интенсификацию закачки воды в скважины

Выравнивание профиля приемистости нагнетательной скважины № 3074 месторождения Кумколь С использованием углеводородных составов (УЭС).

Скважина № 3074. Продуктивный горизонт Ю-III месторождения Кумколь представлен песчаниками. Скважина №3074 характеризуется высокой приёмистостью, что способствует прорыву воды в добывающие скважины, реагирующие на закачку. Скважины, реагирующие на закачку воды № 3061, 3073, 3075, 3062, 3086, 3085.

Для выравнивания профиля приёмистости предлагается технология закачки углеводородного эмульсионного состава (УЭС) с использованием эмульгатора ЭКС-ЭМ.

Эмульгатор ЭКС-ЭМ представляет собой комплексный реагент, включающий эмульгатор и добавку, снижающую температуру застывания и повышающую стабильность эмульсии. Эмульгатор ЭКС-ЭМ позволяет, в зависимости от соотношения и состава водной и органической фаз, получать устойчивые гидрофобные эмульсии в широком диапазоне плотности, эффективной вязкости и структурно-реологических свойств. Эмульсии являются термически стабильными: при температуре 80-90 ^оС не наблюдается расслоения на водную и органическую фазы. Вязкость при 20 ^оС составляет 4000-10000 спз, условная вязкость УВ 500 - не менее 90 сек.

УЭС характеризюется селективностью действия, т.к. при контакте с пластовой водой резко увеличивают вязкость и структурные показатели, создавая тем самым нарастающее сопротивление для фильтрации последующих объемов воды со значительным снижением проницаемости по воде.

Технологическая эффективность:

- снижение объемов закачиваемой воды в нагнетательную скважину;

- перераспределение направления фильтрационных потоков с

- подключением к закачке воды более низкопроницаемых пропластков нефтенасыщенной части пласта;

- снижение обводненности добываемой продукции в скважинах, реагирующих на закачку воды;

- снижение добычи пластовой воды.

2.5.2 Характеристика объектов водоснабжения и подготовки вод для закачки в пласт

Для поддержания пластового давления на территории «Тургай- Петролеум» месторождения Кумколь используется подземная вода верхнего альбсеноманского горизонта.

Водозабор состоит из 8 скважин (1-6, 9 и 10) глубиной 430 м. Каждая скважина оборудована щитом управления «Каскад» и счетчиком воды СТВГ- 100, размещенным в устьевом блоке. Суточный дебит скважин 745-1362м³/сут. Технологический режим, устанавливающий порядок работы скважин исоставляемый на месяц вперед, предусматривает 2 очереди 15-дневногорежима работы скважин. Среднесуточный дебит по водозабору составляет5900 м³/сут. Объем добываемой воды в месяц равен 169-173 тыс. м³/сут. Для хозяйственно-питьевого водоснабжения скважины №№7 и 8, расположенные рядом с административно-бытовым комплексом.

В качестве водоподъемного оборудования на месторождении используются погружные насосы марки Grundfos SР 60-13N и SР46-21(Германия) производительностью соответственно 60 и 45 м³/ч.

Потребность в объеме нагнетаемой воды полностью обеспечивается. В случае увеличения потребности в технической воде необходимо предусмотреть ввод в систему ППД дополнительного водозабора, вскрывающего подземные воды сенон-туронских отложений.

Подготовка верхне-альбсеноманских вод предусматривает проведение их механической очистки, путем фильтрации через фильтры, ингибирование ортофосфорной кислотой, для снижения коррозионных процессов и периодическую обработку воды Бактирамом-607, для стериализации закачиваемой воды и призабойной зоны нагнетательных скважин от развития бактерий, продуцирующих сероводород.

В настоящий момент система подготовки воды следующая. Добытая вода по общему низконапорному коллектору поступает на водосборный пункт (ВСП), представляющий собой манифольд, откуда самотеком подается в наземный горизонтальный отстойник объемом 25 м³. Чистку отстойника производят по мере накопления осадка, представляющего собой главным образом песок и продукты коррозии, и период между чистками составляет 2 года. Для сбора отстоя рядом расположен заглубленный в грунт технический амбар с дренажным насосом НВ 50/50. Из отстойника вода поступает в узел учета воды и далее на насосную станцию высокого давления БКНС-2. На БКНС-2 вода откачивается центробежными насосами в высоконапорный коллектор для подачи на три водораспределительного пункта (ВРП) и далее в нагнетательные скважины. Учет воды на БКНС-2 ведется с помощью телемеханики. В стадии строительства находится БКНС-3, которая будет работать на 4 ВРП.

2.5.3 Физико-химический состав вод

Анализы альбсеноманской воды проводились разово областной СЭС и исследовались на пригодность по некоторым показателям медицинской формы №327/у как питьевая вода. Поэтому многие показатели, необходимые для мониторинга добычи воды, отсутствуют. Согласно полученным данным, сухой остаток, косвенно характеризующий минерализацию воды, равен 1226-1305 мг/л, сульфаты находятся в пределах 411-452 мг/л. Мутность, если её ассоциировать с техническим параметром «содержание механических примесей», равна 0.64-2 мг/л. Остальные параметры не представляют интереса для процесса разработки месторождения.

Чтобы вести контроль разработки согласно Единым Правилам Разработки, необходимо определять соответствующие показатели воды, к которым относятся: ионы кальция, магния, натрия, калия, хлоридов, сульфатов, гидрокарбонатов, железа, а также их минерализация, рН- водородный показатель, плотность, концентрация мехпримесей, нефтепродуктов, углекислого газа, кислорода и сероводорода.

Существенное значение имеет микробиологический контроль. Микробиологический контроль в определении в посевах проб воды на питательных средах сульфатвосстанавливающих (ВСП), углеводородокисляющих (УОБ) и денитрифицирующих (ДНБ) бактерий.

Последний раз мониторинг подземных вод выполнялся НИПИмунайгаз в 1997 году, после чего эти работы были не востребованы.

Анализ проб пластовых вод проводился лабораторией ЗАО «НИПИнефтегаз».

Пластовые воды представлены 6 пробами с добывающих скважин, рекомендованных геологической службой, у которых наблюдался прогрессирующий рост обводненности.

Вода скважины №1045 (I объект) имеет минерализацию 61.5г/л, кальция 1600 мг/л, сульфатов 4.5 мг/л, удельный вес 1.04 г/см³, водородный показатель 6. Судя по составу, вода является практически пластовой, не разбавленной V

закачиваемой водой. Резкий рост обводненности, связан с подъемом ВНК, приведший к прорыву пластовой воды к забою добывающей скважины.

Вода скважины №1051, (I объект), имеет минерализацию 57.6 г/л, кальция 1600мг/л, удельный вес 1.038 г/см³, водородный показатель 5. Судя по составу, вода является смесью пластовой и закачиваемой вод, с преобладанием пластовой воды. Резкий рост обводненности, по-видимому, связан с подъемом ВНК, приведший к прорыву пластовой воды к забою добывающей скважины.

Вода скважины №21р (II объект) имеет минерализацию 70.9 г/л, кальция 2400 мг/л, сульфатов 1.2 мг/л, удельный вес 1.05 г/см³, водородный показатель 5- Судя по составу, вода является практически пластовой, не разбавленной, закачиваемой водой. Резкий рост обводненности, по-видимому, связан с подъемом ВНК, приведший к прорыву пластовой воды к забою добывающей скважины.

Вода скважины № 2158 (II объект) имеет минерализацию 18.2 г/л, кальция 7800 мг/л, сульфатов 7 мг/л, удельный вес 1.011 г/см³, водородный показатель 6.5. Судя по составу, вода является смесью пластовой и пресной вод. Однако, малое количество сульфатов в пробе позволяет предположить, что примесью является не закачиваемая, а пресная вода одного из верхних горизонтов, которая попадает в ствол скважины вследствие дефекта колонны, в вследствие чего наблюдается рост обводненности в продукции.

Вода скважины №412 (IV объект) имеет минерализацию 60.8 г/л, кальция 2400 мг/л, сульфатов 11.5 мг/л, удельный вес 1.043 г/см³, водородный показатель 5.5. Судя по составу, вода является практически пластовой, не разбавленной закачиваемой водой. Резкий рост обводненности, по-видимому, связан с подъемом ВНК, приведший к прорыву пластовой воды к забою добывающей скважины.

Вода скважины №414 (IV объект) имеет минерализацию 35.9 г/л, кальция 1800 мг/л, сульфатов 2.5 мг/л, удельный вес 1.025 г/см³, водородный показатель 6. Судя по составу, вода является практически пластовой, не разбавленной закачиваемой водой. Резкий рост обводненности, по-видимому, связан с подъемом ВНК, приведший к прорыву пластовой воды к забою добывающей скважины.

Согласно представленным составом проб пластовых вод произведены расчеты совместимости исходных вод. При этом в качестве состава исходной альбсеноманской воды взят анализ, приведенный в проекте разработки месторождения Кумколь 1998 года (таблица 2.4), поскольку за этот период не проводили ни одного анализа вод.

Расчеты показывают, что при любых соотношениях исследованные пробы вод стабильны и совместимы по карбонату кальция. Однако следует иметь в виду, что анализы проводились спустя неделю после отбора проб, когда вода уже могла стабилизироваться в процессе хранения.

Стабильность и совместимость вод

Исследования стабильности и совместимости вод на месторождения не проводят, поскольку считают, что снижения приемистости нагнетательных скважин не происходит.

2.5.4 Требования к качеству закачиваемых вод

Коллектора продуктивных горизонтов обладают высокими фильтрационными свойствами. Средние для горизонтов значения пористости и проницаемости для мела изменяются в пределах 27-30 % и 1133-2606 мД для юры, соответственно, 23-24 % и 366-625 мД.

Исходя из свойств коллекторов, к параметрам закачиваемых вод для целей ППД, предъявляются следующие требования :Количество механических примесей- 10 - 30 мг/л;

Размер твердых частиц< 10 мкм;

Количество нефтепродуктов- 10-30 мг/л;

Содержание закиси железа (II)< 1 мг/л;

Содержание кислорода< 1 мг/л;

Содержание сероводорода - отсутствие;

Скорость коррозии< 0,2 мм/год;

Содержание СВБ - отсутствие;

Стабильность - стабильная;

Совместимость с пластовыми водами - совместимость;

Наблюдаемые снижения приемистости нагнетательных скважин является следствием закачки неподготовленной воды. Так, в закачиваемой воде на территории ЗАО «Тургай Петролеум» по механическим примесям показатели превышают допустимую величину в 1,56-4,68 раза, а по нефтепродуктам в 1,05-3,16 раза. При этом за счет карбонатной и сульфатной несовместимости образующиеся сульфаты бария и карбонатами кальция усиливают эффект кольматации порового пространства.

Немаловажным является процесс сульфаторедукции, впервые обнаруженный в 1994 году. Активность биогенных процессов была оценена по самоизливу скв. 103. Если в закачиваемой воде содержалось СВБ 10 кл/мл и 3.7 мг/л сероводородов, то в призабойной зоне количество СВБ составляло 103 кл/мл при концентрации сероводорода до 15.6 мг/л. Из призабойной зоны нагнетательных скважин сероводород вместе с водой в составе водонефтяной эмульсии выносится в зоны отбора нефти добывающими скважинами. Наличие сероводорода, в добываемой продукции, осложняет подготовку нефти, приводит к аварийности подземного и наземного оборудования. По содержанию ионов железа (II) в целом вода соответствует предъявляемым требованиям, а закрытая система сбора, подготовки и транспорта нефти и воды должна обеспечивать установленной норматив по растворенному кислороду.

2.5.5 Рекомендации к системе подготовки воды

Существующее состояние системы ППД показывает, что имеют место существенные отклонения нормируемых показателей качества воды от требуемых значений.

Необходимо осуществлять постоянный физико-химический и микробиологический контроль закачиваемых в пласт вод и добываемой продукции.

Для подготовки альбсеноманской воды предусматривается установка перфорированной трубы длиной 48 м с сетчатой обмоткой из саржевой и галунного из проволоки диаметром 0.8 мм с последующей обсыпкой для предотвращения пескопроявления и смягчения гидроударов при включения погруженных насосов. На входе БКНС располагается буферная емкость, где воды отбирается из верхней части. Эта же схема может применена и для подготовки сенон-туронских вод.

Отстой воды в существующем резервуаре (буферной емкости БКНС) и резервуаре сточной воды недостаточен по времени. Для увеличения времени отстоя необходимо установить дополнительный резервуар. Однако существуют и другие альтернативные варианты удаления мехпримесей и нефтепродуктов - это применение флотационный установки с дозированием гидрооксида аллюмипия и применением попутно-добываемого газа в качестве рабочего флот-агента. После флотатора возможна установка регенерируемых фильтров, где загрузкой является мраморная крошка, уголь кварцевый песок и т.п.

Аналогичная система успешно работает на месторождении Тенгиз и будет введена в строй на месторождении Карачаганак.

Для предотвращения осложнений, связанных со снижением приемистости нагнетательных скважин, необходимо разделить закачку альбсеноманской и сточной вод. На начальном этапе такое разделение возможно в пределах одной БКНС - для этого надо один насос (с резервным) перевести на закачку только сточной воды на одну из конкретных ВРП. Менять тип воды в дальнейшем не допускается. С увеличением объемов добываемой сточной воды необходимо строительство отдельной БКНС либо с расширением участка заводнения сточной водой, либо для создания системы ППД на месторождении Южный Кумколь.

Микробиологический состав вод.

Анализ микробиологического состава вод не производят, поскольку считают, что проблемы сульфатредукции на нефтепромысле не существует - сероводородов в добываемой продукции не зафиксировано.

Состояние сульфатредукции в пласте Исследование сульфатредукции не производят, поскольку данных о проблеме наличия сульфатредукции на нефтепромысле не существует.

Контроль за изменением физико-химического состава попутно-добываемых вод в добывающих скважинах.

Контроль за изменением физико-химического состава попутно-добываемых вод не производят, поскольку химическая лаборатория не в состоянии проводить анализы состава воды, а единичные анализы в урезанном виде выполняются по заказу в химической лаборатории Харрикен-Кумколь Мунай.

2.6 Закачка ПАВ на месторождений Кумколь

Объективной необходимостью для повышения охвата на месторождений Кумколь менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем обводнении является ограничение фильтрации нефтевытесняющего агента по промытым прослоям и зонам продуктивного пласта и поступления в добывающие скважины. Это должно приводить к перераспределению энергии закачиваемой воды и охвату воздействием малопроницаемых пропластков. Решение этой задачи не представляется возможным на основе использования обычных способов изоляции вод в добывающих скважинах из-за ограниченности объемов обрабатываемого пласта лишь при забойной зоной. Необходимы способы, позволяющие закачивать большие объемы водоизолирующих масс в удаленные зоны на основе использования дешевых и доступных материалов и химреагентов.

Анализ результатов исследований эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи с применением ПАВ, полимеров, тринатрий фосфата, концентрированной серной кислоты в сравнительно одинаковых условиях различных месторождений показывает, что наиболее высокие результаты достигаются при использовании химреагентов, которые наряду с улучшением нефтевытеснения за счет отмыва нефти обеспечивают увеличение охвата пласта воздействием.

Полного охвата пласта воздействием не достигается даже при использовании современных методов регулирования разработки заводнением -- циклического воздействия, изменения направления фильтрационных потоков, повышения давления нагнетания и форсированного отбора жидкости, а также методов повышения нефтеотдачи закачиванием различных агентов. По этой причине на поздней стадии разработки ограничение движения вод в промытых пластах и зонах является одной из наиболее важных технических проблем дальнейшего повышения нефтеотдачи обводненных нефтесодержащих пластов.

Подавляющее большинство способов увеличения нефтеотдачи применимо лишь для первичного вытеснения нефти на начальных стадиях разработки залежей. Поздние стадии практически не обеспечены эффективными способами увеличения полноты выработки запасов нефти.

2.6.1 Техника, технология и организация закачки поверхностно-активных веществ

Техника, технология и организация закачки поверхностно-активных веществ достаточно просты. Доля капитальных вложений в систему закачки и хранения ПАВ в общих капитальных вложениях в обустройство не превышает нескольких процентов, а изменение себестоимости добываемой нефти зависит от расходов на реагент, которые составляют около 15% от общей суммы эксплуатационных затрат. Можно выделить следующие технологические этапы и процессы, связанные с внедрением ПАВ:

- магистральный транспорт реагента или его составляющих;

- централизованное хранение;

- доставка к дозировочным установкам или к скважинам;

- подготовка скважин, водоводов и другого оборудования к закачке растворов ПАВ;

- исследования скважин и пластов;

- смешение и подогрев реагентов на дозировочной установке, на скважине либо на других промысловых объектах;

- дозировка и подача ПАВ в нагнетаемую воду;

- закачка раствора ПАВ в нефтяной пласт;

- контроль за процессом закачки и управление им.

Кроме этого в промысловых условиях проводятся лабораторные испытания поступающих для закачки реагентов: определение растворимости ПАВ в воде; изменение поверхностного натяжения на поверхности раздела раствор ПАВ -- нефть, определение адсорбции ПАВ на поверхности породы. Важно также организовать контроль за концентрацией ПАВ в продукции добывающих скважин, главным образом в водной фазе.

Основной вид магистрального транспорта ПАВ от мест производства до нефтедобывающего региона -- железнодорожный. Трубопроводный транспорт практически исключается из-за относительно малых объемов перевозки. Например, даже 100%-ное внедрение технологии долговременного дозирований ПАВ типа ОП-10 на объектах поддержания пластового давления крупного нефтяного месторождения связано с расходом нескольких десятков тысяч тонн реагента в год. Импульсная закачка концентрированных растворов ПАВ требует в принципе более высоких темпов доставки, но малая продолжительность процесса также делает нецелесообразным, за редким исключением, сооружение специального трубопровода. Помимо железнодорожного транспорта ПАВ до места потребления могут доставляться, хоть и в меньшей степени, водным, автомобильным и даже авиационным. Поставка осуществляется в цистернах, металлических блоках вместимостью 300 л и в картонных барабанах.

Централизованное хранение ПАВ осуществляется либо в пределах нефтедобывающего региона, либо в непосредственной близости от него, например у железной дороги или водной артерии. Централизованная база по хранению, приему и отпуску ПАВ, которая, как правило, обслуживает один нефтяной район, при необходимости оборудуется средствами разогрева и перекачки реагента, обогреваемыми резервуарами и т.д. Запасы, создаваемые на базах хранения, определяются объемом потребления и применяемой на месторождении технологией закачки в соответствии с существующими нормативами.

Реагенты, предназначенные для закачки в пласт, могут храниться совместно с другими реагентами либо на специализированных базах.

Доставка ПАВ от баз хранения к дозировочным установкам на кустовой насосной станции (КНС) или непосредственно к скважинам, как правило, осуществляется автомобильным транспортом.

При внедрении ПАВ на первом этапе заводнения подготовительные работы на промысле сводятся, в основном, к некоторой модернизации процесса освоения нагнетательных скважин, связанной с использованием в этом процессе водного раствора ПАВ. В соответствии с предложениями института БашНИПИнефть, например, при использовании реагента ОП-10, водовод и скважина промываются (по схеме от КНС) 0,05%-ным раствором с расходом 1000--1200 м3/сут до постоянства концентрации ПАВ и взвешенных частиц в выходящем из скважины потоке. Если же ПАВ внедряется не с начала заводнения, то подготовительные работы более трудоемки, так как внутренняя поверхность водоводов и нагнетательных скважин к моменту закачки раствора ПАВ обычно бывает покрыта солями и продуктами коррозии металла, которые могут быть смыты раствором ПАВ. Чтобы предотвратить связанное с этим снижение приемистости нагнетательных скважин водоводы и скважины промывают вначале слабоконцентрированным раствором соляной кислоты, а затем 0,1%-ным раствором ПАВ.

Перед переходом на закачку с ПАВ целесообразно провести необходимые исследования на скважинах. При необходимости на скважинах с малой приемистостью следует провести необходимые ремонтные работы. Отметим, что с целью оценки эффективности и регулирования процесса заводнения с ПАВ комплекс исследований намечается в течение всего времени подачи ПАВ, в частности измерение устьевых давлений, приемистости по скважине. Исследования с целью построения профиля приемистости, кривых восстановления давления и индикаторных диаграмм проводятся с периодичностью, принятой при обычном заводнении.

Основной элемент технологической схемы закачки раствора ПАВ -- дозировочная установка, предназначенная для разогрева, слива и приготовления водных растворов высоковязких ПАВ, поступающих на КНС, скважину или другой промысловый объект. Для разогрева реагента металлические бочки вместе с химреагентом пакуются в камеру установки и нагреваются при помощи блока электронагревателей, что обеспечивает слив разжиженного реагента из предварительно открытых сливных отверстий в нижние баки. Смешение реагента с водой проводится в верхнем баке-смесителе, предварительно заполненном необходимым объемом воды и ПАВ, путем циркуляции в замкнутой цепи «насос, вентиль, смеситель, вентили, насос». Подготовленный таким образом разбавленный до 40--80% раствор ПАВ подается на прием дозирующего насоса и далее в линию закачки с подачей, обеспечивающей получейие необходимой концентрации реагента в нагнетаемой в пласт воде. Дозировка может осуществляться как на прием основных насосов КНС, так и на выкид.

Технология закачки слабоконцентрированных растворов ПАВ связана с многолетними сроками дозирования, требует специального обслуживания, что в условиях автоматического режима работы КНС не всегда удобно.

В этом отношении импульсная (разовая) закачка малообъемной оторочки большой концентрации имеет несомненные технологические преимущества, так как реализуется в течение нескольких дней. В Татарии, например, перспективной считается закачка 5%-ных растворов ПАВ типа ОП-10. Принципиально это можно осуществить при помощи тех же технических средств. По данной схеме синтез и формирование концентрированного раствора ПАВ осуществляется непосредственно в полости скважины и призабойной зоне пласта. Алкилированная серная кислота закачивается в скважину из автоцистерн через приемо-раздаточную гребенку, линию высокого давления и блок манифольдов агрегатами типа 4АН-700. Пенореагент подается в скважину также при помощи агрегатов типа 4АН-700 через приемо-раздаточную гребенку, линию высокого давления и блок манифольдов, в котором происходит контактирование и смешение пенореагента с алкилированной серной кислотой. Линии высокого давления оснащаются обратными клапанами, а блок манифольдов--манометром и предохранительным клапаном. Приемные и нагнетательные линии подвергаются опрессовке под давлением, превышающим рабочее давление нагнетания; линии высокого давления, блок манифольдов и обвязка устья скважины спрессовываются с использованием одной пары агрегатов 4АН-700, а приемные линии -- при помощи центробежных насосов.

При опрессовке высоконапорных линий задвижка 9 и краны блока манифольдов IBM-700 открываются, а центральная устьевая задвижка на скважине закрывается. Вода при этом подается на прием агрегатов из водовода или автоцистерны. Давление опрессовки контролируется манометрами. Перед закачкой реагентов в скважину определяется приемистость скважины по воде. Для этого задвижка блока закрывается, а центральная устьевая задвижка скважины открывается; нагнетание воды агрегатом проводится, по возможности, на различных режимах. После исследования приемистости скважины переходят к основному процессу, на первом этапе которого в скважину подается только пенореагент из цистерн при помощи агрегатов. На следующем этапе в скважину закачивается расчетное количество смеси исходных реагентов, а затем снова создается буферный слой из 1--2 м³ пенореагента. Полученная таким образом трехслойная оторочка под высоким давлением проталкивается в удаленную от скважины часть пласта при помощи агрегатов. Количество воды, закачиваемой под высоким давлением, находится из расчета 20 м3 на 1м работающей мощности пласта. На заключительной стадии скважина подключается к кустовой насосной станции системы ППД нефтяного промысла.

Надо заметить, что описанный порядок и методика закачки алкилсульфатной смеси является отражением одного из вариантов технологии метода. Оптимальный вариант технологии можно установить после проведения необходимого количества промысловых исследований. Например, при использовании метода циклической или перемежающейся закачки ПАВ, который заключается в многократном чередовании циклов закачки концентрированного раствора ПАВ и воды, оптимальной может быть технология, предусматривающая наличие на объекте закачки (скважина или КНС) определенного полустационарного парка емкостей для химреагентов, либо складирование поступающих в мелкой таре ПАВ.

3. Охрана труда и охрана окружающей среды

3.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

В процессе поддержания пластового давления рабочий агент нагнетают в пласт под высоким давлением (до 15 МПА) и при высокой температуре (70-80 °С). Поэтому основное внимание с точки зрения техники безопасности обратим на прочность, герметичность и теплоизоляцию насосных и технологических установок, водоводов, контрольно-измерительных приборов и другого применяемого при заводнении оборудования. К сооружениям системы поддержания пластового давления относят водозаборы, бассейны для сбора воды, очистные сооружения, кустовые насосные станции, водопроводные линии и т. д. Опасные и трудоемкие моменты во время обслуживания перечисленных сооружений связаны с работой на высоте при очистке и промывке фильтров и загрузке коагулянтов в затворный бак.

3.2 Техника безопасности при ППД

На всех объектах - кустовых насосных станциях (БКНС), печах подогрева воды (ПТБ - 10/160), нагнетательных скважинах, трубопроводах, колодцах и других коммуникациях -независимо от их состояния или назначения запрещается производить какие-либо работы при 6:

- обнаружении запаха газа на рабочем месте;

- шуме и вибрации;

- отсутствии освещения;

- замазученности территории или рабочего места;

- электроопасности;

- взрывоопасности;

- отсутствии или неисправности необходимых защитных средств;

- неблагоприятных метеорологических условиях.

Рабочее помещение БКНС оборудуем приточно-вытяжной вентиляцией с механическим возбуждением 7. Для легковоспламеняющихся веществ и материалов установим емкости и контейнера вне помещения БКНС на расстоянии, предусмотренном СН 433-79.

Все движущиеся и вращающиеся части механизмов двигателей, трансмиссий и насосов имеют надежные, прочные, съемные металлические ограждения. Выступающие детали вращающихся частей (шпонки валов, болты муфтовых соединений и т.д.) закрывают кожухами по всей окружности вращения. Ремонт и осмотр огражденных частей механизма и снятие ограждений допускается только после полной остановки механизма. Пусковые автоматы агрегатов располагаем на безопасном расстоянии от напорных патрубков. Фланцевые соединения всех трубопроводов, находящихся под давлением, ограждаем металлическим кожухом. Для предотвращения самозапусков агрегатов при отключении электроэнергии используют масляные выключатели. Чтобы не допустить перепуск воды из нагнетательных скважин через монифольды кустовых насосных станций, на выходе насосов устанавливают обратные клапана. Электрооборудование имеет заземление.

Освещение выполнено во взрывоопасном исполнении. Электрораспределительные щиты имеют металлическое сетчатое ограждение.

Рабочее оборудование и щиты КИП и А расположены в отдельных помещениях. На БКНС имеется пожарный щит, ящик с сухим песком, пожарный водяной вентиль.

Перед оборудованием устья арматуру испытывают на герметичность, при давлении, предусмотренном в паспорте, а после ее установки спрессовывают при давлении не превышающим допустимое. При обвязке нагнетательных скважин на фланцах водоводов, не имеющих уплотнительных колец, устанавливают защитные кожухи.

Перед демонтажем оборудования устья необходимо отключить напорный водовод и вывесить предупреждающий знак: "Не открывать".

При замене задвижек, заглушек, прокладок или уплотнительных колец не разрешается стоять перед разъемной частью фланцевого соединения. Открывать и закрывать задвижки следует с помощью штурвального ключа.

3.3 Пожаробезопасность

При внутриконтурном заводнении осваивают скважины под нагнетание воды в нефтяную часть пласта. В этом случае особо необходимо соблюдать все правила пожарной безопасности.

Пожары на скважинах могут нанести большой материальный ущерб и вызвать несчастные случаи с людьми. Поэтому у устья запрещено пользоваться огнем, курить, включать электрооборудование, проводить сварочные работы. Загорание следует ликвидировать. Пламя можно погасить сбиванием его сильной струёй воды или инертного газа, изоляцией от воздуха и т. д.

Загорание ликвидируют с помощью первичного инвентаря пожаротушения, который должен быть на пожарном посту и в автомашине для исследований скважин.

3.4 Охрана атмосферы

Основным источником загрязнения воздуха является технологическое оборудование, применяемое на месторождении Кумколь. К причинам выделения выбросов вредных веществ с технологического оборудования можно отнести: негерметичность соединений, аварии вследствие коррозии, порывы трубопроводов, образование амбаров и т.д.

Наиболее губительными и агрессивными загрязнителями с санитарной точки зрения являются соединения серы, а среди углеводородных компонентов - пентан.

Общее количество вредных выбросов в районах добычи нефти и газа можно снизить совершенствованием технологических процессов и широким внедрением различных методов утилизации и очистки газа. К наиболее эффективным из них можно отнести следующие: установка на магистральных газопроводах конденсатосборников и дренажных линий для предотвращения загрязнения атмосферы газом, конденсатом, продуктами испарения нефти; своевременный ремонт нефтепроводов, выкидных линий, сточных коллекторов, осевых коллекторов; разработка и внедрение специальных устройств факельного горения, которое снизит выбросы вредных веществ из факелов на 15%; ликвидация земляных нефтехранилищ (очистка замазученных территорий); постоянное совершенствование технологии бурения, добычи, подготовки и транспорта нефти и газа, в соответствии с требованиями охраны окружающей среды.

В нашей республике уделяется большое внимание охране воздушного бассейна. В 2003 г. 11 марта принят Закон Республики Казахстан «Об охране атмосферного воздуха».

Настоящий Закон определяет правовые, экономические и социальные основы охраны атмосферного воздуха и направлен на обеспечение экологической безопасности Республики Казахстан и реализации прав граждан на благоприятную для жизни и здоровья человека окружающую среду и достоверную информацию о ее состоянии.

Для веществ, загрязняющих атмосферный воздух в нашей республике, установлены два норматива: разовая и среднесуточная ПДК.

Максимальная ПДК установлена для кратковременного воздействия загрязнений (до 20 мин) на человека с целью предупреждения рефлекторных реакций его организма; среднесуточная для предупреждения общетоксичного, канцерогенного и других опасных воздействий.

Контроль за выбросами предполагает обследование воздушного бассейна вблизи предприятий и под факелом для определения содержания вредных компонентов и сравнения фактических концентраций с расчетными данными по загазованности и ПДК вредных веществ в приземном слое. Такие обследования проводят один раз в год, обычно в летнее время.

Выбору объекта обследования предшествует ознакомление с составом, структурой и свойствами вредных выбросов в атмосферу и их объемами. Затем составляют программу, отражающую календарные сроки проведения обследования, места и методику отбора проб, периодичность, методику анализа вредных компонентов и обработки полученных результатов.

Санитарно-защитная зона создается на участке между границей объектов с источниками выбросов до жилой застройки. Размер санитарно-защитной зоны для месторождения Кумколь принимается 500 м согласно СН 245-71. На границе санитарно-защитной зоны концентрация всех выбросов меньше ПДК.

Источниками выбросов в атмосферу служат: печи подогрева нефти, факела групповых установок, котельная, резервуары, аппараты (буферные емкости, насосы, сепараторы).

Постоянными источниками выброса в атмосферу загрязняющих веществ являются печи подогрева нефти. В цехе подготовки нефти основными источниками выбросов вредных веществ являются резервуары и факела.

На месторождении Кумколь функционируют котельная с 3 котлами ДЕ-16-14, работающими на нефти или газе.

После сгорания газа в топке происходит выброс дымовых газов в объеме 8100 км/час.

Предусматриваются следующие мероприятия по уменьшению выбросов вредных веществ:

- работа котлов полностью автоматизирована, с установлением контроля за параметрами в целях достижения оптимального режима сгорания;

- применение герметизированной системы подачи нефти и газа;

- установка на магистральных газопроводах конденсатосборников и дренажных линий для предотвращения загрязнения атмосферы газом, конденсатом, продуктами испарения нефти;.-

своевременный ремонт нефтепроводов, выкидных линий, сточных коллекторов, осевых коллекторов;

внедрение установок по утилизации газа с получением товарной продукции непосредственно на месторождении.

3.5 Воздействие на литосферу (почву и недра)

В нефтедобывающем комплексе загрязнения земной поверхности чаще связаны с разливами нефти и нефтепродуктов при повреждении трубопроводов и неплотности в оборудовании.

Покрывая поверхность тонкой пленкой, нефть и нефтепродукты нарушают нормальный газообмен, оказывая отрицательное воздействие на природные био- и гидрохимические процессы. Нарушается ионообменная способность почвенных коллоидов, разрушаются сообщества микроорганизмов, резко снижается плодородие. Попадая в почву, нефть опускается вертикально вниз под влиянием гравитационных сил, и распространяется вширь под действием поверхностных и капиллярных сил. Скорость продвижения нефти зависит от свойств, грунта и соотношения нефти, воздуха и воды в многофазовой движущейся системе.

Первоначально относительно слабое загрязнение почвы нефтью снижает количество микроорганизмов и образующего углекислого газа. Восстановление численности микроорганизмов наблюдается через шесть месяцев. В это время компоненты нефти используются микроорганизмами в качестве продуктов питания, оказывают стимулирующее воздействие на их размножение. Однако интенсивный рост микроорганизмов обедняет почву соединениями азота и фосфора и в дальнейшим может сыграть роль лимитирующего фактора, если учесть, что в почвах, загрязненных нефтью, с самого начала отмечается дефицит азота.

Неблагоприятное воздействие на почву может оказать пагубное влияние на человека через пищевые цепи. При этом не исключается возможность канцерогенного эффекта, который может развиться даже при минимальной концентрации активных веществ.

Площадка месторождения Кумколь расположена на территории обширной древней озерной котловины. С северной и восточной стороны котловина обрамлена платообразными возвышенностями с пологими склонами. В южной части развита серия песчаных массивов.

В процессе разработки нефтегазового месторождения почва загрязняется нефтью, различными химическими веществами и высокоминерализованными сточными водами. Нефть и другие компоненты, попадая в почву, вызывают значительные, а порой необратимые изменения ее свойств -образование битумозных солончаков, гудронизацию, цементацию и тому подобное. Эти изменения влекут за собой ухудшение состояния растительности и биолродуктивности земель. В результате нарушения почвенного покрова происходит эррозия почв, дефляция, криогенез.

Грунты месторождения представлены глинистыми и песчаными фракциями - суглинок легкий, песок разнозернистый, глина пылеватая и песчанистая.

Технологической схемой предусматривается снятие плодородного слоя толщиной 25 см с помощью автогрейдеров для исключения смешения плодородного слоя с минеральным грунтом. Для предотвращения воздушной и водной эррозии поверхность складированной почвы засевается многолетними травами.

Основные мероприятия по охране почвы: герметизация систем сбора, сепарации, подготовки и транспорта нефти; автоматическое отключение скважин при авариях отсекателями; валовка устья скважин земляным валом на случай разлива нефти; максимальное использование пластовых и промысловых сточных вод для закачки в пласт, для предупреждения излива на рельеф; проводить качественную техническую рекультивацию земель.

Загрязнение недр и их нерациональное использование отрицательно отражается на состоянии и качестве поверхностных и подземных вод, атмосферы, почвы, растительности и так далее.

Основными требованиями к обеспечению экологической устойчивости геологической среды при проектировании, строительстве и эксплуатации месторождения являются разработка и выполнение профилактических и организационных мероприятий, направленных на охрану недр.

Исследованиями установлено, что в процессе бурения и эксплуатации нефтегазовых месторождений создаются условия для нарушения экологического равновесия недр. Так, длительная практика заводнения продуктивных пластов на нефтяных месторождениях показывает, что с ростом объемов закачки существенно уменьшается минерализация пластовой воды и концентрация хлоридов и увеличивается концентрация сульфатов. Развитие биохимических процессов в нефтяной залежи, в свою очередь увеличивает содержание сероводорода в нефти, в пластовых водах и газе и способствует снижению проницаемости пластов. И этот процесс быстро развивается в случаях, когда для заводнения используются пресные или маломинерализованные воды, имеющие в своем составе сульфаты, а нередко сульфатвосстанавливающие бактерии.

Мероприятия по охране недр являются важным элементом и составной частью всех основных технологических процессов при строительстве нефтяных и газовых скважин, разработке и эксплуатации месторождения.

Меры по охране недр должны включать: комплекс мер по предотвращению выбросов, открытого фонтанирования, грифинообразования, обвалов стенок скважин, поглощения промывочной жидкости и других осложнений. Для этого нефтяные, газовые и водоносные интервалы изолируются друг от друга, обеспечивается герметичность колонн, крепление ствола скважин кондуктором, промежуточными эксплуатационными колоннами с высоким качеством их цементажа.

Для предупреждения биогенной сульфаторедукции необходима обработка закачиваемой воды реагентами, предотвращающими ее образование.

Введение замкнутой системы водоснабжения, с максимальным использованием для заводнения промысловых сточных вод. Работу скважин на установленных технологических режимах, обеспечивающих сохранность скелета пласта и не допускающих преждевременного обводнения скважин.

Первоочередные участки месторождения Кумколь представляют собой слабоволнистую равнину. Грунты представлены глинами и песчаными фракциями суглинок легкий, песок разнозернистый, глина пылеватая и песчаная.

Почвы на данной территории серо-бурые, засоленные. Мощность гумусового горизонта до 25 см, содержанием гумуса 1.16%. По механическому составу выделяются суглинистые и субпесчаные разновидности, а также слаборазвитые серо-бурые защебненные почвы крутых склонов.

В процессе разработки нефтегазового месторождения почва загрязняется нефтью, различными химическими веществами и высокоминерализованными сточными водами. Нефть и другие компоненты, попадая в почву, вызывают значительные, а порой необратимые изменения ее свойств - образование битумозных солончаков, гудронизацию, цементацию и тому подобное. Эти изменения влекут за собой ухудшение состояния растительности и биолродуктивности земель. В результате нарушения почвенного покрова происходит эрозия почв, дефляция, криогенез.

Грунты месторождения представлены глинистыми и песчаными фракциями - суглинок легкий, песок разнозернистый, глина пылеватая и песчанистая.

Технологической схемой предусматривается снятие плодородного слоя толщиной 25 см с помощью автогрейдеров для исключения смешения плодородного слоя с минеральным грунтом. Для предотвращения воздушной и водной эрозии поверхность складированной почвы засевается многолетними травами.

Основные мероприятия по охране почвы: герметизация систем сбора, сепарации, подготовки и транспорта нефти; автоматическое отключение скважин при авариях отсекателями; валовка устья скважин земляным валом на случай разлива нефти; максимальное использование пластовых и промысловых сточных вод для закачки в пласт, для предупреждения излива на рельеф; проводить качественную техническую рекультивацию земель.

Загрязнение недр и их нерациональное использование отрицательно отражается на состоянии и качестве поверхностных и подземных вод, атмосферы, почвы, растительности и так далее.

Основными требованиями к обеспечению экологической устойчивости геологической среды при проектировании, строительстве и эксплуатации месторождения являются разработка и выполнение профилактических и организационных мероприятий, направленных на охрану недр.

Исследованиями установлено, что в процессе бурения и эксплуатации нефтегазовых месторождений создаются условия для нарушения экологического равновесия недр. Так, длительная практика заводнения продуктивных пластов на нефтяных месторождениях показывает, что с ростом объемов закачки существенно уменьшается минерализация пластовой воды и концентрация хлоридов и увеличивается концентрация сульфатов. Развитие биохимических процессов в нефтяной залежи, в свою очередь увеличивает содержание сероводорода в нефти, в пластовых водах и газе и способствует снижению проницаемости пластов. И этот процесс быстро развивается в случаях, когда для заводнения используются пресные или маломинерализованные воды, имеющие в своем составе сульфаты, а нередко сульфатвосстанавливающие бактерии.

Мероприятия по охране недр являются важным элементом и составной частью всех основных технологических процессов при строительстве нефтяных и газовых скважин, разработке и эксплуатации месторождения.

Меры по охране недр должны включать: комплекс мер по предотвращению выбросов, открытого фонтанирования, грифинообразования, обвалов стенок скважин, поглощения промывочной жидкости и других осложнений. Для этого нефтяные, газовые и водоносные интервалы изолируются друг от друга, обеспечивается герметичность колонн, крепление ствола скважин кондуктором, промежуточными эксплуатационными колоннами с высоким качеством их цементажа.

Для предупреждения биогенной сульфаторедукции необходима обработка закачиваемой воды реагентами, предотвращающими ее образование.

Введение замкнутой системы водоснабжения, с максимальным использованием для заводнения промысловых сточных вод. Работу скважин на установленных технологических режимах, обеспечивающих сохранность скелета пласта и не допускающих преждевременного обводнения скважин.

Ответственным за проведение мероприятий по охране ОПС предусмотрен инженер по охране окружающей среды. Всю ответственность за природоохранные мероприятия несет первый руководитель предприятия.

В организационные мероприятия по снижению экологической нагрузки в районе промысла входят:

- внедрение автоматических систем контроля в производстве за режимами, сырьем;

- воспитание и учеба персонала;

- создание системы мониторинга среды, выбросов и сбросов. Необходимо предусмотреть:

использование высокоэффективных процессов производства, малоотходных и безотходных технологических процессов и производств;

рациональное использование природных ресурсов;

реализация передового опыта в вопросах очистки выбросов и сбросовсточных вод;

мероприятия по недопущению загрязнения поверхностных и грунтовых вод промышленными отходами;

реализация инженерных мероприятий по предотвращению аварийных сбросов стоков и экологически безопасная эксплуатация производственных объектов;

недопущение попадания продуктов производства и сопутствующих ему загрязняющих веществ на поверхность производственной площадки, водосбора и непосредственно в водные объекты во всех звеньях технологической цепи.

3.6 Охрана водной среды

Согласно схемы гидрогеологического районирования, преобладающая часть месторождения Кумколь входит в состав Арыскульского артезианского бассейна подземных вод.

На описываемой территории выделяются около 13 различных водоносных горизонтов:

1. Водоносный горизонт четвертичных отложений;

2. Воды спорадического распространения в четвертичных отложениях;

3. Водоносный горизонт верхне-плиоценовых отложений;

4. Воды спорадического распространения в нижне-средне-плиоценовых отложениях;

5. Водоносный горизонт олигоценовых отложений;

6. Водоносный горизонт сенонских отложений;

7. Воды спорадического распространения в туронских отложениях;

8. Водоносный горизонт туронских отложений;

9. Воды спорадического распространения в туронских отложениях;

10. Водоносный горизонт верхне-альбсеноманских отложений;

11.Водоносный горизонт аптских-нижне-средне-альбских отложений;

12. Водоносный горизонт неокомских отложений;

13. Трещинно-карстовые воды неокомских отложений;

Однако, их можно объединить в два этажа подземных вод, учитывая тот фактор, что воды некоторых отложений находятся в тесной гидравлической связи между собой, а также идентичность условий их формирования. Итак, выделяем два этажа, разделенных платформенным чехлом выдержанных эоценовых глин и мергелей мощностью 20-120 метров. Подземные воды верхнего гидрогеологического этажа приурочены к олигоцено-четвертичным отложениям, нижнемеловым.

Возможными источниками загрязнения подземных вод являются производственные и бытовые сточные воды, а также фильтрационные утечки вредных веществ из емкостей, трубопроводов и других сооружений. Максимальный среднегодовой объем промышленных стоков составляет 5100 тыс. м³/год.

Наибольший промышленный интерес представляют верхне-меловые (туронский и сенонский) и верхне-альбсеноманские водоносные горизонты, которые используются для центрального хозпитьевого водоснобжения на месторождении. С ростом темпа отбора нефти водозабор из этих горизонтов непрерывно увеличивается. На расчетный срок разработки месторождений подземных вод прогнозное снижение условий на территории артезианских бассейнов может составить в среднем около 118 метров при допустимом - 110м.

Для технических нужд используются воды верхне-альбсеноманских отложений восточной части месторождения. За предполагаемый период разработки месторождения для реализации экологических требований в районе размещения водозабора предусматривается зона санитарной охраны строгого режима и зона ограничений.

...