Кустовое бурение
Под кустовым бурением понимается способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке
Под кустовым бурением понимается способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а конечные забои находятся в точках, соответствующих проектам разработки месторождения.
Преимущества кустового бурения скважин:
Впервые в СССР кустовое бурение было осуществлено под руководством Н. Тимофеева на о-ве Артема в Азербайджане.
К недостаткам кустового наклонно направленного способа бурения следует отнести вынужденную консервацию пробуренных скважин до окончания некоторой скважины данного куста в целях противопожарной безопасности, увеличение опасности пересечения стволов скважин, трудности в проведении капитального и подземного ремонтов скважин, а также в ликвидации грифонов в условиях морского бурения.
Горизонтальное и разветвленное горизонтальное бурение применяются для увеличения нефте- и газоотдачи продуктивных горизонтов при первичном освоении месторождений с плохими коллекторами и при восстановлении малодебитного и бездействующего фонда скважин.
При этом протяженность завершающего участка скважины, расположенного в продуктивном пласте (горизонтального участка), может превышать 1000м.
Условия, вызывающие необходимость применения кустового бурения, подразделяются на:
К разновидностям кустового бурения можно отнести 2-ствольное последовательное, 2-ствольное параллельное и 3-ствольное бурение.
В настоящее время кусты скважин становятся крупными промышленными центрами с базами МТС, вспомогательными цехами и т. д.
В целом кустовой способ бурения сокращает затраты на обустройство промысла, упрощает автоматизацию процессов добычи и обслуживания, а также способствует охране окружающей среды при освоении нефтяных и газовых месторождений.
В этом случае можно полнее осуществлять сбор всех продуктов отхода бурения и уменьшать вероятность понижения уровня грунтовых вод на огромных территориях, которое может возникнуть вследствие нарушения целостности водоносных горизонтов.
Эффективность эксплуатации кустовых скважин
Состав оборудования куста скважин
Куст скважин — это совокупность скважин, устья которых находятся на близком расстоянии друг от друга и располагаются на ограниченном общем основании.
Под куст скважин отводится площадка искусственного или естественного участка территории, на которой располагаются их устья, служебные помещения, необходимое технологическое оборудование, инженерные коммуникации. В состав куста может входить несколько десятков скважин. В состав куста скважин, как правило, входят:
Отсыпка основания кустовых площадок
Начальным и основным этапом в строительстве кустовых площадок является создание качественного основания. Так как нефтедобыча происходит в основном на нестабильных, часто болотистых, почвах Севера, то необходима отсыпка и уплотнение технологических площадок и дорог, ведущих к ним. Отсыпка обычно производится с применением грунтов, песка и гравия. Основание под установку буровой вышки бетонируется.
Обустройство куста нефтяных скважин
Куст нефтяных скважин – это специальная площадка, которая может быть как естественного, так и искусственного происхождения, на которой расположены устья скважин, удаленные от прочих кустов или одиночных скважин не менее, чем на 50 метров, а также технологическое оборудование и прочие необходимые для нормальной эксплуатации сооружения, инженерные коммуникации, ремонтное оборудование, бытовые и служебные помещения.
В процессе проектирования суммарный дебит куста нефтяных скважин необходимо брать из расчета не более 4 тысяч кубометров в сутки, при значении газового фактора не больше 200 кубометров.
В зависимости от того, какой способ эксплуатации кустовых скважин используется, на технологической площадке должны присутствовать перечисленные ниже сооружения:
Расчеты показывают, что укрупнение кустовых площадок в процессе выбора схем эксплуатации промысла является целесообразным как с экономической (экономия капвложений – 8-10 процентов, длина коммуникаций снижается на 45 процентов), так и с экологической точки зрения.
Обустройство скважин с большими длинами отходов ограничивает использование на них насосов типа ШГН (штанговые глубинные).
Кроме того, возникают сложности, связанные с истиранием труб, которое может привести к аварии (особенно в местах, где НКТ соединяются между собой). Чтобы избежать такого истирания, используются специальные муфты с повышенной прочностью, которые ставятся в местах искривления ствола.
На кустах с большими отходами в качестве насосов используют в основном ЭЦН (электрические центробежные), а также некоторые виды насосов с гидроприводом.
Гидроприводные агрегаты также позволяют обеспечивать подачу ингибиторов, которые защищают от коррозии и парафинистых отложений. Это дает возможность совмещать две технологии: подготовки рабочей жидкости и подготовки нефти, а это позволяет сэкономить на силовых линиях и существенно снизить экологические риски.
Сооружение дальнейших систем, обеспечивающих подготовку нефти, закачку и сброс вод зависит от:
Объекты, предназначенные для сбора и последующего транспорта получаемого из скважин сырья должны обеспечивать:
Вся добываема газожидкостная смесь идет на ГЗУ (групповую замерную установку), на которой в автоматическом режиме производят периодические замеры дебитов каждой эксплуатируемой скважины.
Какие могут возникнуть сложности
Эксплуатационный процесс усложняется парафиновыми отложениями, которые размещаются на различных элементах системы – выкидные линии, аппаратные устья и трубные колоны. Работе установок препятствует также истирание труб. Такие процессы нередко приводят к аварийным ситуациям и необходимости замены большей части оборудования. Потенциально опасными местами являются соединения двух насосно-компрессорных труб. Для снижения риска применяются муфты с повышенной прочностью. Этими приспособлениями укрепляются искривленные стволы и области стыка инженерных систем.
Применение центробежных электрических насосов – это необходимость для кустов, имеющих большие отходы. Альтернативным вариантом становится установка с гидравлическими приводами.
Гидроприводное оборудование позволяет справиться и с другими проблемами. Внутри больших устройств большой угрозой являются коррозийные процессы и парафиновые отложения. Гидравлика позволяет легко доставить ингибиторы, которые замедляют процесс естественного окисления.
Совмещение двух технологий позволяет улучшить промышленный процесс. Грамотный подход обеспечивает достижение следующих целей:
Современное проектирование предполагает использование инновационных разработок и передовых научных открытий. Специализированное оборудование обеспечивает высокий уровень безопасности и рациональности использования ресурса.
Какие сооружения используются для обустройства месторождений?
Для достижения большей эффективности на территории добычи нефти должно использоваться определенное оборудование. От правильности расстановки отдельных объектов и технологических узлов зависит успешность деятельности.
Проект требует использования следующих сооружений и оборудования:
Дожимные насосные станции отыгрывают важную роль в функционировании системы добычи нефти. Обустройство кустов нефтяных скважин обычно не обходится без монтажа этого оборудования. Главные узлы устройства отвечают за придание сырью дополнительной энергии, которая способствует быстрой и эффективной транспортировке.
Особенности центральных сборных пунктов
Любой проект учитывает размещение таких пунктов для достижения нормального функционирования куста. Строительство сооружений данного назначения должно позволять осуществлять разделение добываемого сырья на газ, нефть и сточные воды.
Чтобы поддержать нормальную работу станции, очистку стоков проводят до тех пор, пока давление и другие физические показатели не опустятся до необходимого уровня. Неочищенные стоки утилизируют путем их опущения в специально отведенные для этого скважины.
На центральных сборных пунктах проводится первичный учет постигаемого сырья и анализ его содержимого. Тут же осуществляется подготовка нефти, и берутся пробы готового продукта. Работа со сточными водами сводится к полной утилизации, а если имеется возможность – к очищению.
Отделенные от общей массы газы проходит оценку качества и подготовку к дальнейшей транспортировке. Последней стадией работы центрального пункта сбора является подача всех продуктов добычи на главные магистральные трубопроводы.
Разработка куста учитывает сооружение резервуаров для сбора сточных вод и их распределения. Важно соблюдать правила строительства площадок, где будет размещено технологическое оборудование. Рабочие зоны должны быть на 15 см выше уровня земли и иметь бетонное покрытие. При необходимости отвода дождевой воды сооружения размещаются под углом 0,003 градуса. Работа с горючими жидкостями требует установки специального бортика, высота которого составляет 15 сантиметров.
Пункты, где нагревается сырье или размещаются печи, ограждаются бортиками в виде бордюрного камня, земляного вала или сплошной стены.
В любом из этих вариантов ограждение не должно быть меньше 0,5 метров в высоту.
Следует контролировать уровень вибраций и шумового загрязнения от используемого оборудования, чтобы не превышать допустимые санитарные нормы. Современное оборудование позволяет производить обустройство нефтяной скважины и эксплуатацию специальной техники с учетом стандартов и правил. При невозможности использования передовых технологий позаботьтесь о создании:
Современные комплексные пункты сбора позволяют использовать автономные установки, которые имеют различные модификации для адаптации к любым условиям эксплуатации. Чаще такое решение становится оптимальным для месторождений небольшого размера. Не стоит забывать про аварийные и другие резервуары, которые выполняют функцию хранения и ограничения жидкостей от рабочих зон.
Установки для проведения замеров
Чаще всего используются замерные установки типа «Биус» и “Спутник”. Их общее количество и местоположение определяются в процессе технико-экономического расчета. Замерные установки, в случае возникновения такой необходимости, могут быть оборудованы блоками закачки реагентов.
После ГЗУ нефтегазовая смесь по промысловым нефтепроводам поступает либо на СП (сборный пункт), либо на ДНС (дожимную насосную станцию) для проведения её подготовки. Сбор, как правило, предусматривает отдельное поступление обводненной нефти и условно-безводного сырья, для чего от каждой ГЗУ тянут два разных коллектора.
СП бывают следующих типов:
| 1 | ЦПС (центральные) |
| 2 | ДНС (дожимные насосные станции) |
| 3 | КСП (комплексные) |
На ЦПС поступающая с ГЗУ нефть подвергается полному циклу предварительной обработки, который состоит из трехступенчатого разгазирования в сепараторах и из доведения до нужных кондиций упругости насыщенных паров добытой нефти. Помимо этого, получаемое сырье подвергают обезвоживанию и обессоливанию, с целью получения нужных товарных кондиций.
Газ, отделенный в сепараторах от нефти, очищают от оставшихся капель жидкости и либо утилизируют, либо перерабатывают, либо используют для собственных нужд и нужд прочих потребителей. На первой и второй ступени газ движется, используя собственное давление, а на конечной ступени его нужно компримировать.
Попутные пластовые воды от сырой нефти отделяют на УПН (установках подготовки нефти), которые, как правило, входят в структуру ЦПС.
В УПН есть специальные резервуары, где добытое сырье отстаивается, трубчатые печи для подогрева нефтяной эмульсии, а также устройства обезвоживания и обессоливания сырья. После прохождения УПН нефть перекачивается в резервуар для товарной продукции, а затем поступает в магистральную трубопроводную систему.
Если нужные кондиции – не достигнуты, то нефть автоматически идет в специальный сепаратор-делитель, а оттуда – повторно на УПН.
Устройство подготовки сырой нефти
Техпроцесс и оборудование УПН должны обеспечивать:
Технологический процесс нефтеподготовки должен отвечать следующим требованиям:
Резервуары
Для УПН куста нефтяных скважин необходимо наличие запасов сырья и место для хранения товарной нефти в следующих объемах:
Также необходимы емкости для хранения сточных и пластовых вод и для приема аварийных сбросов.
Все это обеспечивается, как правило, стандартными стальными резервуарами (например, РВС).
После пропарки и очистки резервуарных емкостей образовавшиеся парафиновые отложения собираются в специальные земляные амбары, чья суммарная емкость определяется из расчета годового количества парафиновых отложений.
Процесс подготовки газа на газовых промыслах
«Сырой» газ от кустов газовых скважин по газопроводам-шлейфам поступает в здание пункта переключающей арматуры (ППА), состоящего из узлов входа шлейфов и пункта распределения метанола. В узлах входа шлейфов происходит выравнивание давления сырого газа и подача в общий коллектор.
Далее сырой газ из ППА направляется на узел подключения дожимной компрессорной станции (ДКС) к УКПГ и поступает в сепараторы установки очистки газа (УОГ), где происходит очистка газа от механических примесей и капельной жидкости.
Далее газ подается на ДКС для компримирования (сжатия объема и повышения давления). Компримирование газа на ДКС осуществляется газоперекачивающими агрегатами (ГПА) в две ступени с последующим охлаждением газа на аппаратах воздушного охлаждения (АВО).
От дожимной компрессорной станции сырой газ через узел подключения ДКС к УКПГпоступает на установку подготовки газа (УПГ) и направляется в абсорберы. В абсорберах газ подвергается процессу гликолевой осушки раствором регенерированного диэтиленгликоля концентрацией 97,5-99,5%, который поглощает влагу из потоков газа.
Далее осушенный газ охлаждается для исключения растепления многолетнемерзлых грунтов и повышения надежности газопровода. Охлаждение в зимний период может быть обеспечено АВО газа, а в теплый период – АВО в сочетании с турбодетандерными агрегатами.
Осушенный газ после охлаждения направляется на установку отключающих кранов (УОК), и поступает в магистральный газопровод для последующей транспортировки к потребителям.
Процесс подготовки газа на газоконденсатных промыслах
Пластовый газ от кустов скважин по газопроводам-шлейфам поступает во входные линии здания переключающей арматуры (ЗПА). Входные линии ЗПА обеспечивают подачу сырого газа из шлейфов в общий коллектор, от которого осуществляется разводка на несколько технологических линий, транспортирующих газ в цех первичной сепарации.
Газожидкостный поток поступает в горизонтальный пробкоуловитель (ПУ), в котором за счет специальных насадок и действия силы тяжести происходит выравнивание потока и отделение от него капельной влаги, механических примесей и жидкостных пробок.
Частично очищенный от капельной влаги и жидкости пластовый газ направляется в первичный сепаратор для более тонкой очистки газа от механических примесей и капельной жидкости и далее в цех подготовки газа (ЦПГ).
ЦПГ обеспечивает разделение газа пластового (газоконденсатной смеси) на – газ сухой и конденсат газа нестабильный. Принцип действия установки заключается в том, что газожидкостный поток проходит последовательно несколько ступеней разделения, отличающихся условиями (температурой, давлением). Параметры разделения в каждой ступени обеспечивают максимальную конденсацию и выделение жидкой фазы из газового потока.
Из цеха первичной сепарации газ транспортируется на площадку аппаратов воздушного охлаждения, где в зимний период производится охлаждение газа в воздушных холодильниках (ВХ), а в летний период – ВХ с турбодетандерными агрегатами. Необходимость охлаждения газового потока связана с тем, что понижение температуры позволяет конденсировать (выделять) капельную жидкость, распределенную в газовом потоке. При этом, чем глубже охлаждение, тем больше количество жидкости выделится из потока газа.
После охлаждения поток газа подается в блок промежуточного сепаратора для выделения жидкости и далее в блок низкотемпературного сепаратора, где происходит дальнейшее понижение температуры газового потока клапаном-регулятором при помощи дроссельного эффекта.
В низкотемпературном сепараторе при помощи специальных сепарационных и фильтрующих элементов за счет действия центробежных сил происходит максимальное отделение капельной жидкости от газа и окончательная очистка. После низкотемпературного сепаратора газ поступает в узел замера (УЗГ).
После замера потоки газа из технологических линий ЦПГ объединяются в газосборном коллекторе и транспортируются в здание аварийных кранов, и далее в магистральный газопровод к потребителям.
Эффективность эксплуатации кустовых скважин, их преимущества и недостатки. Особенности проектирования
К основным недостаткам кустового бурения относятся:
В то же время применение кустового бурения и эксплуатация кустов скважин значительно сокращает вспомогательные и строительно-монтажные работы, что способствует сокращению количества инженерных коммуникаций, таких как линии электропередач, дороги, трубопровод. Куст скважин гораздо проще и легче в обслуживании, для процесса добычи полезного ископаемого кустом скважин требуется меньше технологического оборудования, что становится причиной упрощения процесса добычи и количества оборудования, сокращению объемов перевозок, повышению рентабельности процесса разработки всего месторождения и т.п. Например, применение куста скважин в условиях болота снижает объем отсыпных работ. Кустовое бурение также доказало свою эффективность в обнаружении залежей полезного ископаемого в зоне шельфа, а также под сооружениями и водными объектами.
Использование кустовых скважин на заповедных и плодородных землях также более эффективно, чем применение традиционных способов, так как сокращается объем земель, нуждающихся в восстановлении (которое занимает десятки лет). Схема куста скважин изображена на рисунке ниже.
Таким образом, эффективность эксплуатации куста скважин гораздо выше, чем одиночных, особенно на месторождениях со сложным геологическим строением. Поэтому в настоящее время предприятия нефтегазовой отрасли отдают предпочтение именно этому способу эксплуатации скважин, если на то существуют все необходимые условия и экономическое обоснование.
Основным показателем, который используется в процессе проектирования куста скважин, является оптимальное число скважин в кусте. Это число должно определяться с точки зрения экономической целесообразности, пожарной безопасности, технических возможностей проходки скважины. В целях пожарной безопасности установлено, что суммарный дебит куста скважин не должен превышать 4000 тонны в сутки, а газовый фактор 200 кубометров на одну тонну. С экономической точки зрения оптимальным количеством скважин в кусте считается такое, при котором себестоимость каждой из них минимальна. С технической точки зрения максимальное число скважин в кусте рассчитывается по следующей формуле:
Здесь апр — максимально допустимое отклонение скважины от вертикали; t – плотность сетки разработки месторождения; b – горизонтальное расстояние между рядами скважин; h – горизонтально расстояние между скважинами в ряду.
Экологические проблемы кустовых площадок
С чем же связаны проблемы загрязнения окружающей среды, возникающие на кустовых площадках? Ответ прост. Кроме отходов бурения, буровых растворов и ГСМ, размещаемых на территории технологических площадок, опасность представляют разливы и утечки нефти, которые происходят из-за повышенных нагрузок на технологические трубопроводы и пропусков в запорной арматуре. При несоблюдении природоохранных мероприятий опасные вещества могут проникать в грунтовые воды. Наибольшая опасность возникает при таянии снегов, когда в результате паводков загрязненные воды попадают в водные объекты и прилегающие территории.
Для предотвращения возникновения аварийных ситуаций необходимо производить гидроизоляцию технологических площадок геомембраной, а также в процессе их эксплуатации проводить ряд важных мероприятий:
Невыполнение природоохранных мероприятий влечет за собой заражение почв, водных объектов, лесных массивов. Если аварийная ситуация все же имеет место, то необходимо проводить очистку водоемов и рекультивацию земель в соответствии с установленными правилами.
Применение геомембраны в качестве гидроизоляционного материала обеспечивает высокий уровень защиты окружающей среды и выводит нефтедобывающее предприятие на новый уровень экологической безопасности.
Компания АНИКОМ является надёжным партнёром с многолетним опытом производства и поставки пленки полиэтиленовой гидроизоляционной светостабилизированной черной(геомембраны) и аппаратов для сварки полотнищ пленки при конструировании противофильтрационного экрана в шламовых амбарах, резервуарах и на технологических площадках кустового основания.
Куст нефтяных скважин: обустройство, процесс бурения нефти
Выбор системы извлечения нефти и обустройства нефтяных месторождений зависит от десятков факторов: от глубины залегания и качества продуктивных пластов: количества извлекаемых запасов, их структуры по степени изученности ( 
): характеристик коллекторов; состава и свойств нефти: газового фактора и состава попутных газов: давления насыщения нефти газом: свойств и условий залегания пластовых вод; положения водо-нефтяного контакта.
Кроме перечисленных основных показателей разработки при обустройстве месторождения учитываются природно-климатические характеристики, инженерно-геологические условия.
Одно из основных требований к разработке — рационализация: обеспечение заданных темпов добычи с минимальными капитальными вложениями и минимальными воздействиями на ОС.
Важнейшей составной частью проектирования разработки месторождений является выделение эксплуатационных объектов.
Часть нефтяной залежи, выделяемая для эксплуатации самостоятельной сеткой эксплуатационных и нагнетательных скважин, называется эксплуатационным объектом.
Схема генерального плана месторождения предусматривает размещение устьев нефтяных, газовых, нагнетательных одиночных и кустов скважин, ГЗУ, ДНС.
установок предварительного сброса пластовых вод (УПС), кустовых насосных станций (КНС), КС, инженерных коммуникаций (автодорог, нефте- и газопроводов, водоводов, ЛЭП, линий связи, катодной защиты и др.
), обеспечивающих процессы сбора и транспортировки продукции скважин, а также снабжение электроэнергией, теплом, водой и воздухом.
Размещение производственных и вспомогательных зданий и сооружений необходимо производить по их функциональному и технологическому назначению с учетом взрывной и пожарной опасности.
При размещении сооружений нефртедобычи на прибрежных участках водоемов планировочные отметки площадок принимаются на 0,5 м выше наивысшего горизонта вод с вероятностью его превышения один раз в 25 лет (устья скважин, ГЗУ) и один раз в 50 лет (КС, ЦПС, ДНС, УПС).
Природоохранные мероприятия и элементы ОВОС присутствуют в нормативных документах по освоению месторождений.
Однако при сложившейся практике взаимодействия участников разработки месторождений типовые природоохранные проблемы решаются не превентивным образом, а по мере их возникновения.
Существует закономерность — чем в более удаленном месте расположено месторождение, тем менее жесткие экологические ограничения к нему предъявляются и тем больший экологический ущерб наносится ОС.
Во избежание социально-экологических проблем на поздних стадиях нефтедобычи уже при проектировании освоения месторождений следует проводить консультации со всеми заинтересованными организациями и лицами.
Эксплуатация нефтепромыслов наносит вред ОС независимо от конструктивных особенностей сооружений и объемов добываемых УВ.
Проведение дорогостоящих экологических мероприятий должно проводиться своевременно (ликвидация скважин, амбаров-накопителей, рекультивация земель), а не отодвигаться на неопределенный срок.
Технологическая безопасность работы сооружений в цепочке «добыча — сбор — подготовка — транспортировка» во многом обеспечивается равномерностью отработки запасов нефти. Для этого необходимо располагать достоверной информацией о распределении энергетического потенциала залежи, который отражается с помощью карт изобар.
Здесь принципиально важным является выбор схемы кустования скважин. Известно, что чем крупнее кустовые площадки, тем дороже бурение скважины, поскольку необходимы большие отходы забоев от вертикали (до 2-4 км и более).
Однако при этом сокращается стоимость коридоров коммуникаций и повышается степень экологической безопасности промысла в целом.
Куст скважин
Под кусты скважин отводится площадка естественного или искусственного участка территории с расположенными на ней устьями скважин, технологическим оборудованием, инженерными коммуникациями и служебными помещениями.
В составе сооружений кустовой площадки может находиться узел подготовки сточных вод (УПСВ) с локальной закачкой воды в пласт. В этом случае отсутствует энергоемкая перекачка пластовых вод к пунктам сепарации нефти и обратно, а в составе транспортных коридоров отсутствуют агрессивные пластовые флюиды, что повышает экологическую безопасность промысла.
Строительство скважин с большими отходами забоя ограничивает применение глубинных штанговых насосов ввиду осложнений, связанных с истиранием труб.
Во избежание аварий при выборе насосного оборудования предпочтение отдается ЭЦН и гидроприводным насосным системам в условиях закрытой системы сбора нефти и газа.
Такие системы дают возможность подачи ингибиторов для предотвращения коррозии и парафинообразования.
Система сооружений подготовки нефти, сброса и закачки вод строится в зависимости от распределения запасов по площади залежи, темпов добычи, степени обводненности и газонасыщенности нефти, величины давления на устье скважины, расположения кустов скважин ( рис. 5.1). Эти объекты должны обеспечивать:
Рис. 5.1.Принципиальная схема системы сбора скважинной продукции на нефтяном промысле
Способы бурения нефти
Процесс обустройства скважин в нефтегазовой отрасли является одновременно важным и сложным технологическим процессом. Именно поэтому предприятия данного сектора заблаговременно заказывают оборудование для бурения в нашей компании, которое отличается своей функциональностью и большой степенью надёжности.
Однако перед тем как закупать специализированную технику следует определиться с методикой производства нефтяных скважин. В наши дни довольно востребованы следующие способы бурения скважин: роторное, турбинное и бурение электробуром. Всех их объединяет общий принцип действия, а именно разрушение породы посредством активного долота.
Далее выработанный материал выводится из скважины, подаваемым через заколонное пространство, буровым раствором.
В наши дни наибольшую востребованность получил роторный способ. На него приходится около 90 % объёма всех работ в области бурения скважин. Такое положение дел позволяет всё больше унифицировать нефтяное оборудование для бурения. В последнее время и в нефтяной отрасли нашей страны начинает преобладать данный способ.
При его применении крутящий момент зависит от противодействия породы вращению долота и ряда других инерционных факторов. Следует заметить, что наша компания предлагает буровое нефтяное оборудование для роторного способа обустройства скважин.
Плюсами такого метода являются автономность регулирования в процессе бурения и рост производительности.
Стоит отметить, что в России по-прежнему популярным остаётся турбинный способ бурения скважин. При данном методе долото сцепляется с валом турбины турбобура, двигающегося вокруг своей оси благодаря циркуляции жидкости под высоким давлением.
Стоит отметить, что для производства скважин по такому методу необходимо специализированное оборудование для бурения скважин, поставками которого занимается наша компания. Преимуществом такого способа является гораздо больший крутящий момент, чем в роторном бурении.
Несмотря на это существуют и недостатки, к которым в частности относятся существенные затраты на содержание цехов по обслуживанию турбобуров и невозможность автономного регулирования отдельных функций бурения.
Довольно интересный метод обустройства скважин – бурение электробуром, которое производится посредством трёхфазного двигателя переменного тока. В данном случае напряжение подаётся через кабель, находящийся в колонне бурильных труб.
Буровое оборудование при производстве данного метода несколько иное, поскольку требуется изоляция электродвигателя от бурового раствора и необходимость подвода энергии к двигателю.
К достоинствам такого метода бурения относятся: возможность контроля функционирования электродвигателя с поверхности, отсутствие влияния на характеристики вращения.
Разумеется, специалистами были разработаны и другие способы бурения нефтяных скважин, но пока что особого промышленного применения они так и не нашли.
Источники разливов при бурении скважин на нефтяных месторождениях Раздел 1 (часть 2) — PDF
1 Источники разливов при бурении скважин на нефтяных месторождениях Раздел 1 (часть 2) 1
2 План 1. Источники загрязнения окружающей среды при бурении нефтяных и газовых скважин 2. Методы предотвращения загрязнения окружающей среды при бурении нефтяных и газовых скважин 3. Утилизация и обезвреживание отходов бурения скважин 4. Утилизация буровых растворов 5. Очистка буровых сточных вод 2
3 Куст скважин Под кусты скважин отводятся площадки естественного или искусственного участка территории с расположенными на ней устьями скважин, технологическим оборудованием, инженерными коммуникациями и служебными помещениями. В составе укрупненного куста может находиться несколько десятков наклоннонаправленных скважин. Суммарный дебит по нефти одного куста скважин принимается до 4000 м3сутки, а газовый фактор до 200 м3м3. 3
14 Шламовые амбары сооружаются с расчётным объёмом 500 или 800 м 3 на одну скважину. Совместное хранение всех отходов бурения не даёт возможности утилизировать их, а из-за несовершенства конструкций амбаров и специфич почвенно-ландшафтных условий не обеспечивается надёжная защита окружающей среды. 14
15 При некачественном цементаже буровые растворы могут попасть в заколонное пространство. Кроме того, при поглощении пластом буровые растворы могут стать основным источником загрязнения недр, поскольку зона их проникновения в пласт может быть весьма значительной. При этом химические реагенты промывочной жидкости могут вызвать необратимые изменения в пласте. 15
16 В процессах бурения, новых методах обработки призабойной зоны пласта и методах увеличения нефтеотдачи используются: неорганические реагенты (кислоты, щелочи, соли, оксиды металлов и т. п.), продукты нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической промышленности, полученные на базе углеводородов нефти и газа отходы производства нефтепереработки и нефтехимии 16
17 Широкое применение органических реагентов в нефтяной и газовой промышленности усложняет в этих отраслях решение задач по охране окружающей среды. 17
18 В процессе бурения и освоения скважин при нарушениях технологии возможны прорывы нефти и газа в водоносные пласты, грифоны открытое фонтанирование при разгерметизации скважин действующего фонда — межколонные и заколонные перетоки нефти с выходом на поверхность 18
19 Открытые фонтаны Нефть и газ могут выбросить из скважины буровой раствор, если пластовое давление высокое, а раствор имеет недостаточно высокую плотность. В таких случаях возникает нефтяной или газовый фонтан. Как правило, открытые фонтаны возникают там, где нарушается технология проводки скважин и применяется несоответствующее устьевое и противовыбросовое оборудование. 19
26 Пластовые воды К опасным видам осложнений относится приток высокоминерализованной воды (рапы). Общая минерализация рапы может достигать 600 г/л, плотность 1360 кг/м 3, температура на выходе из скважины 110 С. Рапа оказывает коррозионное воздействие на наземное оборудование, буровые и обсадные трубы, а также на цементный камень. 26
27 Причинами воздействия могут быть : аварийные выбросы пластовой жидкости, низкая герметичность оборудования, плохой цементаж, сброс неочищенных сточных вод, прорывы и переполнение амбаров. 27
В условиях сероводородной агрессии происходит сульфидное растрескивание сталей и, как следствие, разрушение бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб, устьевого и нефтепромыслового оборудования, разрушение цементного камня и ухудшение свойств буровых растворов.
При появлении в растворе на водной основе сероводорода необходимо добавлять в раствор ингибиторы коррозии, способные связывать серу в трудно растворимые соединения. В условиях сероводородной агрессии необходимо использовать оборудование, изготовленное из специальных сталей и тампонажные материалы, стойкие к воздействию сероводорода. 29
30 Рекомендуется метод химического связывания сероводорода хлорным железом непосредственно в пласте. Для химического связывания сероводорода рекомендуется использовать реагент Т-66 (1,3- дигидроксициклоалканы) 30
31 Наиболее эффективным методом снижения выбросов NO x и сажи дизелями буровых установок (мощностью 700 квт) является установка нейтрализаторов и сажевых фильтров. Для снижения выбросов СО и УВ используют сотовые вставки с платинородиевым покрытием. Срок их работы 20 тыс.
ч при степени преобразования СО до уровня 90%. Цементировочные агрегаты кроме того оборудуются установками мокрой очистки, где в качестве сорбента используют раствор Са(ОН) 2 с эффективностью очистки газов до 98 %.
После отработки токсичная жидкость, обогащенная сажей, используется для затворения тампонажной смеси. 31
41 Термическая обработка стоков (выжигание содержимого земляных амбаров с помощью специальных установок) является пока экономически невыгодной. Производительность этого метода недостаточно высока (8-10 м 3 /ч) при большом расходе топлива. 41
42 Закачка стоков из земляных амбаров буровой в поглощающие горизонты является одним из надёжных методов снижения загрязнения окружающей среды отходами бурения и особенно рациональным представляется для кустового бурения, то есть в тех районах, где на одной площади расположено много скважин 42
43 Закачка в поглощающие горизонты 43
44 «Выдавливание» содержимого амбаров используется довольно широко и состоит в том, что вплотную к земляному амбару роют несколько траншей глубиной до 5 м, а затем перемычки между траншеями и амбаром разрушают и после заполнения траншей стоками их засыпают землёй. Густой осадок, который не вытекает в траншеи, остаётся в земляном амбаре и после подсыхания засыпается землёй. 44
45 «Выдавливание» содержимого амбаров 45
46 Вывоз на поля испарения При другом используемом способе удаления отходов бурения стоки вывозятся на поля испарения, которые представляют собой специально облицованные или бетонированные амбары ёмкостью м 3.
В течение двух лет сточные воды отстаиваются в них, очищенная после отстоя вода откачивается и потребляется на различные технологические нужды, а амбар засыпается землёй. Затем рекультивируемый участок очищают и перепахивают на такую глубину, чтобы после покрытия плодородным грунтом толщина очищенного слоя составляла 0,7 м.
Этот способ экономически целесообразно использовать в том случае, когда расстояние до полей испарения не превышает 30 км. 46
47 сбор и утилизация отходов бурения являются сегодня наиболее актуальными проблемами при бурении скважин 47
48 Ступенчатые системы очистки Отделение твёрдой фазы 48
49 Получение отвержденных смесей для изоляции зон поглощения В качестве отвердителей можно использовать синтетические смолы, цемент, гипс. Образованное таким образом вещество нерастворимо в пластовых флюидах, непроницаемо и устойчиво к коррозии в водных растворах солей одновалентных металлов. 49
54 Кратность разбавления буровых растворов, обеспечивающая ДДК добавок Добавка Максимальное содержание добавки в БР, % масс. ПДК, г/л Необходимая кратность разбавления Барит 60 0, Na-КМЦ 3 0, ССБ 5 0, Каустическая сода 1.5 0, Гидроксид кальция 1 0, Дихромат калия 0,2 0, ПФЛК 1 0, Нитролигнин 1 0,4 25 Гумат натрия Нефть 15 0, Взвеси (глина, шлам и др.) 20 0,
55 целесообразно использовать нетоксичные или малотоксичные компоненты для приготовления промывочных жидкостей. Некоторые применяемые реагенты опасности для объектов природной среды не представляют.
Например, многие полимеры нетоксичны благодаря высокой молекулярной массе, которая лишает их возможности проникать через плёнку.
Вещества, основанные на полисахаридах склонны к быстрому биологическому разложению. 55
57 Например, при норме расхода воды на одну скважину 60 м3/сут около 40 м3 обычно используется для охлаждения бурового оборудования и очистки буровой, остальное количество воды используется для приготовления бурового раствора. Некоторая часть этой воды (10-15%) при очистке пола буровой попадает в желоба и оттуда в буровой раствор. 57
58 Составные части Буровые сточные воды : промывочн*’ 1е В Д Ь1 ‘ образующиеся на ситоконвейерах при промывке водо# П0Р ДЫ’ извлекаемой из скважин, воды охлаждении штоков буров ^1Х насо» сов, а также при смывании глинистого раствора, разл^того ПРИ спуско-подъёмных операциях. Загрязнение при других операциях 58
59 Опасные вещества нефть феррохромлигносульфонат (ФХЛС), нитронный реагент НР-5, смазывающая добавка, синтетические жирные кислоты (СЖК)’ конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ) и полиэтиленоксид (ПЭО), 59
60 Оценку загрязняющего воздействия веществ в БСВ обычно производят по ПДК, Однако в настоящее время значительное количество химических реагентов не имеют нормированных значений ПДК, некоторые химические реагенты, на которые утверждены ПДК, в процессе бурения претерпевают физико-химические изменения (термическая, окислительная, механическая деструкция и т.п.) В настоящее время нет методик определения содержания в сточных водах каждого химического реагента в отдельности 60
66 В процессе буровых работ почва загрязняется: буровым раствором буровым шламом буровыми сточными водами Объём воды, потребляемой одной буровой установкой, колеблется от 25 до 120 м 3 /сутки. Суточные объёмы образующихся сточных вод составляют м 3 на одну скважину. 66
67 Литература Экология нефтегазового комплекса: учеб. пособие. Т. 1; под общей ред. А.И. Владимирова и В.В. Ремизова. — М.: ГУП изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, с. Булатов А.И. Охрана окружающей среды в нефтегазовой промышленности/а.и.булатов, П.П.
Макаренко, В.Ю.Шеметов. — М.: Недра, с. Гриценко А.И. Экология. Нефть и газ. / А.И. Гриценко, ГС. Акопова, В.М. Максимов. — М.: Наука, с. Абросимов А.А. Экологические аспекты применения нефтепродуктов./ А.А. Абросимов, А.А. Гуреев. — М.: ОАО «ЦНИИТЭнефтехим», с.
Мембранная технология в решении экологических проблем газовой промышленности. / Т.С. Казарян, А.Д. Седых, Ф.Г. Гайнуллин и др. — М.: Недра, с. Терминологический словарь по промышленной безопасности. / В.К. Шалаев. — М.
: ФГУП «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Гостехнадзора России», с. 67
