Методы освоение скважин с помощью закачки пенной системы. Методы освоение скважин с помощью закачки пенной системы
 Скачать 411.1 Kb.
|
Выполнил: Студент группы 03-710 Назаров Файруз Ахмаджонович Казань – 2020 Оглавление 1. Назначение и классификация методов освоения скважин 4 2 Замена скважиной жидкости большей плотностью на меньшую. 6 3 Метод освоения скважин компрессором. 8 4 Метод применения пенных систем 10 5 Метод свабирования 12 6 Техника и технология освоения скважины методом замены жидкости 13 7. Охрана труда при освоении скважин 17 8. Охрана окружающей среды и недр при освоении скважин 21 Заключение: 25 Список использованной литературы: 26 Цели и задачи: 1. Назначение и классификация методов освоения скважинОсвоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием. Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т.е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной. Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Для вызова притока необходимо выполнение условия Рпл > Рзаб, т.е. создание депрессии давления на пласт: ΔР = Рпл - Рзаб, (1) где Рпл - пластовое давление; Рзаб - забойное давление. Так как забойное давление можно представить, как гидростатическое давление столба жидкости в скважине, то условие вызова притока можно записать:  , (2)где g - ускорение свободного падения; h - высота столба жидкости в скважине; ρ - плотность жидкости в скважине. Следовательно, для удовлетворения этого условия с целью вызова притока необходимо уменьшить либо высоту столба жидкости в скважине, либо плотность, поскольку пластовое давление остается неизменным в процессе освоения данной скважины. Различают методы освоения пластов с высоким начальным давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, и с малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет и предполагается механизированный способ эксплуатации. В практике нефтедобычи известно много случаев открытого нерегулируемого фонтанирования скважин с длительными пожарами в результате нарушения технологии вскрытия пласта и освоения скважины. Такие явления не только выводят из строя саму скважину, но и приводят к истощению самого месторождения. Можно выделить шесть основных способов вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами. Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура или ее часть в соответствии с применяемым методом и предлагаемым способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны должна быть установлена задвижка высокого давления для перекрытия при необходимости ствола скважины 2 Замена скважиной жидкости большей плотностью на меньшую.Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления на величину  (3)где ρ1 - плотность глинистого раствора; ρ2 - плотность промывочной жидкости; L - глубина спущенных НКТ; β - средний угол кривизны скважины. Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением Pпл> ρ2ּgּLּcosβ и при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению. Как видно из формулы (2.3), при смене глинистого раствора (ρ1 = 1200 кг/м3) на нефть (ρ2 = 900 кг/м3) максимальное снижение давления составит всего лишь 25 % от давления, создаваемого столбом глинистого раствора. Этим, по существу, и ограничиваются возможности метода. Замена жидкости в скважине проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и буровых насосов. В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторождения имеется уверенность в безопасности, применяют дополнительно поршневание для отбора части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления.  Рисунок 1 - Схема освоения скважины - замена скважинной жидкости на более легкую 3 Метод освоения скважин компрессором.Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных и полуфонтанных. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора. При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а, следовательно, давление на забое Pз. При Pз После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы. Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В некоторых районах возникает необходимость освоения скважин глубиной 4500 - 5500 м, а увеличение глубины также ограничивает использование компрессорного способа. Для более полного использования пластовой энергии, выноса жидкости с забоя и возможных промывок скважин башмак НКТ опускают до верхних перфорационных отверстий. Чтобы оттеснить уровень жидкости до башмака НКТ, особенно при больших глубинах, нужны компрессоры, развивающие давление в несколько десятков мегапаскалей. Это осложняет освоение. Поэтому в колонне труб на заранее определенной глубине делают так называемое пусковое отверстие (пусковые муфты или пусковой клапан). Опускающийся в межтрубном пространстве уровень жидкости обнажает это отверстие, нагнетаемый газ поступает через него в НКТ и разгазирует столб жидкости выше отверстия. Если давление внутри НКТ на уровне отверстия после разгазирования обозначить Р1, то забойное давление Рс будет равно  (4)где Н - глубина забоя (до верхних перфораций); L - глубина пускового отверстия; ρ1 - плотность скважинной жидкости; β - средний угол кривизны скважины. Забойное давление до нагнетания газа равно  (5)Вычитая из (5) (6), найдем депрессию на пласт  (6)Чем больше давление, развиваемое компрессором, тем на большей глубине L может быть предусмотрено пусковое отверстие или башмак НКТ, а, следовательно, больше ΔР при прочих равных условиях. Однако с увеличением L увеличивается и Р1, которое, вообще говоря, зависит от расхода газа, но оно не может быть снижено менее чем до 7 - 10 % от гидростатического давления, определяемого первым слагаемым в (2.4). Поэтому для освоения глубоких скважин требуются компрессоры, развивающие высокое давление. В момент оттеснения уровня жидкости к башмаку НКТ или пусковому отверстию давление в межтрубном пространстве, а, следовательно, и на выходе компрессора максимально. По мере разгазирования жидкости в НКТ давление pi (внутри НКТ на уровне отверстия) будет снижаться и давление на забой падать. Поэтому процесс освоения рассчитывают на этот, так сказать, критический момент. 4 Метод применения пенных системОсвоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов, закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление. Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре. Процесс этот сложный. Однако можно записать уравнение баланса давлений с усредненными параметрами смеси и расхода. При закачке газожидкостной смеси (ГЖС) на пузырьки воздуха действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3 - 0,5 м/с. Поэтому скорость движения жидкости вниз должна быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Иначе газ не достигнет башмака НКТ и давление на забое не снизится. Для создания достаточно больших скоростей жидкости необходимы большие расходы. Поэтому при закачке ГЖС предпочтительно это делать не через кольцевое пространство, а через НКТ, так как малое их сечение позволяет получить достаточно большие нисходящие скорости при умеренных объемных расходах жидкости. Считается, что для успешного осуществления процесса достаточно иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8 - 1 м/с. Для выноса с забоя тяжелых осадков (глинистого раствора, утяжелителя и частиц породы) обычно применяется обратная промывка. Поэтому закачка ГЖС, которая осуществляется после промывки, также производится по схеме обратной промывки без изменения обвязки скважины. При освоении скважины газированной жидкостью к устью присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя - выкидная линия компрессора. Сначала запускается насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость (глинистый раствор) сбрасывается в земляной амбар или другую емкость. При появлении на устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрессор, и сжатый газ подается в смеситель для образования тонкодисперсной ГЖС. По мере замещения жидкости газожидкостной смесью давление нагнетания увеличивается и достигает максимума, когда ГЖС подойдет к башмаку НКТ. При попадании ГЖС в НКТ давление нагнетания снижается. 5 Метод свабированияПри свабировании сваб спускается на канате в НКТ. Сваб представляет собой трубу малого диаметра (25 - 37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3 - 4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске сваба под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем сваб выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75 - 150 м. Устье при свабировании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса. 6 Техника и технология освоения скважины методом замены жидкостиПоследовательная замена жидкости осуществляется промывкой скважины по схеме: буровой раствор с большей плотностью на буровой раствор с меньшей, на воду, на нефть. Для этого в скважину спускают НКТ, обвязывают наземное оборудование и насосный агрегат, опресовывают нагнетательную линию и закачивают жидкость в НКТ (прямая промывка) или затрубное пространство (обратная промывка). Из скважины жидкость выходит в сборную емкость. Жидкость закачивается либо ЦА - 320 (цементировочный агрегат) либо насосной установкой УН - 1. Из скважины жидкость выходит в сборную емкость. Жидкости в скважине заменяется прямой или обратной циркуляции в определённоё последовательности - буровой раствор на минерализованную воду, затем на пресную воду, затем на эмульсионный раствор на углеводородной основе и в конце-концов на нефть.Производительность насоса при замене жидкости в скважине закачкой в межтрубное пространство должна ограничиваться в зависимости от диаметра НКТ (при диаметре НКТ 60 мм - не более 3,5 л/с; - при диаметре 73 мм - 6,0 л/с; - при диаметре 89 мм - 9,0 л/с.) В случае замены жидкости в скважине закачкой в НКТ производительность насоса не ограничивается. Давление закачки при этом не должно превышать 5 МПа.  а б Рисунок 2 - Промывка скважины: а-прямая; б-обратная Расчет основных параметров освоения методом замены жидкости большей плотностью на меньшую Необходимо рассчитать основные параметры процесса освоения скважины методом замены жидкости и выбрать промывочную жидкость и необходимое оборудование. Скважина заполнена буровым раствором плотностью ρ-1,08 г/см3. Дано: Глубина скважины Н - 3155м; Пластовое давление Рпл - 18 МПа; Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Нф - 3072 м; Минимально допустимая депрессия на забое скважины Pмин - 2 МПа; Наружный диаметр эксплуатационной колоны D - 178 мм; Диаметр НКТ - 89мм; Длина спуска НКТ L - 3010 м. Решение: 1) Определяем плотность промывочной жидкости из условия вызова притока  (2.5)где  - пластовое давление;  - минимально допустимая депрессия на пласт;  - длина спуска НКТ. 2) Выбираем промывочную жидкость. Так как расчётная плотность меньше плотности воды, то выбираем жидкость нефть. 3) Определяем количество промывочной жидкости  (2.6)где  - коэффициент запаса промывочной жидкости равный 1,1;  - внутренний диаметр эксплуатационной колонны (толщина стенки 10,4мм). 4) Определяем количество автоцистерн для доставки промывочной жидкости  (2.7)где  - вместимость цистерны 10м3. 5) Определяем максимальное давление в процессе промывки, в момент оттеснения бурового раствора к башмаку промывочных труб  (2.8)где  - потери давления на преодоление сил трения, 0,5-1 МПа;  - противодавление на устье (при промывке в амбар - 0 МПа). 6) Выбираем тип промывочного агрегата и передачу работ агрегата по характеристике его насоса. Для промывки обычно достаточно одного агрегата ЦА-320 с  -32 МПа.7) Строим схему оборудования скважины и размещения оборудования при освоении скважины  Рисунок 2 - Схема расположения оборудования при освоении скважины Вывод: в ходе расчета освоения методом замены жидкости большей плотностью на меньшую получены следующие результаты: плотность промывочной жидкости  - 531,5 кг/м3, давление промывки - 17,3 МПа, количество цистерн с промывочной жидкостью  - 7 штук, объем промывочной жидкости  - 64 м3.7. Охрана труда при освоении скважинС позиции охраны труда методы освоения скважины должны быть безопасными для работающих. Для каждой категории скважин, исходят из конкретных условий, должен быть выбран один из методов, который гарантирует безопасную и эффективную технологию обеспечивает сохранность обсадных колонн и цементного кольца, исключает открытое фонтанирование нефти и газа, загрязнение окружающей среды и преждевременное обводнение призабойной зоны пласта. К характерным опасным моментам при освоении нефтяных скважин относятся: открытое фонтанирование, которое может происходить при несоответствии выбранного оборудования геолого-техническим условиям эксплуатации скважин, при свабировании и т.п.; взрывы, возможные при аэрировании скважин; пропуски газа и нефти вследствие ослабления соединений, сальниковых узлов и нарушений в обвязке; повышение давления в системе обвязки скважины выше расчетного; скопление газа в колодцах и низах. Во избежание возникновения опасных моментов при освоении нефтяных скважин является соблюдение правил безопасности, основные из которых изложены ниже. Рабочие места, оборудование и зона проведения работ должны быть обеспеченны электроосвещением в соответствии с требованиями ПТБЭ, ПТЭЭ и ПЭУ. Расстановка агрегатов, оборудования, приспособлений и устройство площадок в зоне работ осуществляется в соответствии со схемой и техническими регламентами, утвержденными техническим руководителем предприятия. Грузоподъемность подъемного агрегата, вышки, мачты, допустимая ветровая нагрузка должна соответствовать максимальным нагрузкам, ожидаемым в процессе проведения работ. Агрегаты для ремонта скважин устанавливаются на приустьевой площадке в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода изготовителя. Перед началом работ скважина должна быть заглушена жидкостью. Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Скважины, в продукции которых содержится сероводород в количествах, превышающих пределы, установленные нормами, должны быть заглушены жидкостью, содержащей нейтрализатор сероводорода. Устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается предприятием и согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России. После установки противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны. Для предотвращения и ликвидации, возможных газонефтеводопрявлнеий блок долива устанавливается и обвязывается с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительный долив с помощью насоса. Подъем труб из скважины проводится с доливом и поддержанием уровня на устье. Доливная емкость должна быть оборудована, уровнемером и иметь градуировку. Скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящемся на растворном узле или непосредственно на скважине. Без исправного индикатора веса проводить спускоподъемные операции, а также вести ремонтные работы, связанные с нагрузкой на мачту, независимо от глубины скважины, запрещается. Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа двух бригад по ремонту и освоению скважин. В таких условиях каждый производитель работ должен немедленно оповестить остальных участников работ на кусте о возникновении на его участке нестандартной ситуации. В таких случаях все работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения нестандартной ситуации. Проведение работ по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт не допускается: в ночное время, при ветре со скоростью 15 м/с и выше, во время грозы, сильного снегопада, при гололедице, ливне, тумане (с видимостью менее 50 м). Спускоподъемные операции при ветре со скоростью 15 м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м запрещается. При обнаружении газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть загерметизированно, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий. Освоение скважин необходимо производить по плану, утвержденному главным инженером и главным геологом предприятия. При необходимости изменения технологии последующих вызовов притока план для скважины составить и утвердить заново. Руководителем работ на скважине должен быть инженерно-технический работник, указанный в плане работ. Он руководит подготовкой скважин и ее территории к освоению, опрессовкой нагнетательных линий, обеспечивает выполнение намеченной технологий работ и правил по охране труда и окружающей среды на объекте. Руководитель работ может отлучаться со скважины только при обычных по технологии работах, после инструктажа рабочих, опрессовки оборудования и назначением старшего из числа оставшихся рабочих с соответствующей записью в журнале учета работа компрессора. В плане работ следует указать число работающих, мероприятия и средства обеспечения их безопасности, включая дыхательные аппараты, меры по предупреждению аварий, средства и график контроля содержания сероводорода в воздухе рабочей зоны и мероприятия на случай превышения ПДК. С планом должны быть ознакомлены все работники, связанные с освоением и исследованием скважин. К плану работ должна прилагаться схема расположения оборудования, машин, механизмов с указанием маршрутов выхода из опасной зоны в условиях возможной аварии и загазованности при любом направлении ветра, а также схема расположения объектов в санитарно-защитной зоне и близлежащих населенных пунктов. Фонтанная арматура должна быть соединена с продувочными отводами, направленными в противоположные стороны. Каждый отвод должен иметь длину не менее 100 м и соединяться с факельной установкой с дистанционным зажиганием. Типы резьбовых соединений труб для отводов должны соответствовать ожидаемым давлениям, быть смонтированы и испытаны на герметичность опрессовкой на величину 1,25 от максимального давления. Отводы следует крепить к бетонным или металлическим стойкам, при этом не должно быть поворотов и провисаний. Способ крепления отвода должен исключать возможность возникновения местных напряжений. К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для глушения скважины через трубное и затрубное пространства. Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами. Для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т длина линии может составлять 50 м. Во всех других случаях длина линии глушения должна быть не менее 100 м. 8. Охрана окружающей среды и недр при освоении скважинОкружающая среда (атмосфера, почва, источники артезианских и целебных вод) может быть загрязнена при освоении скважины в результате выброса нефти, фонтанировании или перетока через неизолированное заколонное пространство пластовых флюидов, содержащих сероводород, углеводороды, соли натрия, кальция, магния, и других элементов. А также в результате выбрасывания промывочной жидкости, которая остается по окончании бурения или небрежного обращения с радиоактивными изотопами, иногда используемыми для контроля качества разобщения проницаемых пластов. Одним из мероприятий, направленных на предотвращение загрязнения окружающей среды, является сооружение на расстоянии 100-200 м от скважины с подветренной стороны до начала работ по вскрытию и освоению продуктивных пластов большого земляного амбара для сбора пластовой жидкости, выбрасываемой из скважины при опробовании, освоении, испытании скважины и при управляемом фонтанировании. В том же случае, если возникло неуправляемее фонтанирование (т.е. при отсутствии противовыбросового оборудования, неисправности его или разрушении устья), необходимо срочно соорудить земляной вал для ограничения возможности растекания пластового флюида по большой территории. Другим мероприятием является пакерование заколонного пространства на участках выше кровли горизонтов с повышенными коэффициентами аномальности, либо между горизонтами с большим относительным перепадом пластовых давлений. Газы, выделяющиеся из пластовых флюидов и из промывочных жидкостей, необходимо сжигать в факеле или утилизировать в промысловой газосборной сети. Если в пластовой воде содержится сероводород, то при освоении нужно принять меры к изоляции такого пласта и нейтрализации Н2S. Для кольматации гранулярных пластов с сероводородной водой рекомендуется устанавливать ванны, содержащие 5-10% водорастворимых солей, меди, железа, магния, никеля или свинца, эффективный стабилизатор (например, КМЦ-600, карбофен, крахмал), воду и при необходимости утяжелитель и глинопорошок; для кольматации трещинных пород рекомендуется применять ванны из водорастворимых силикатов. Для нейтрализации сероводорода в промывочную жидкость следует вводить водный раствор медного или железного купороса. Если сероводород содержится в попутном или природном газе, при сжижении газа в факеле образуется сернистый и серный газы, вызывающие сильное отравление живой природы. Поэтому его необходимо нейтрализовать до сжигания газа в факеле. Одним из способов нейтрализации состоит в подаче в выкидную линию противовыбросового оборудования или фонтанной арматуры водорастворимых гидроокислов двухвалентных металлов. При сжигании газа с наличием сероводорода должны быть обеспечены условия, при которых концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы населенных пунктов или объектов народного хозяйства не превысит санитарных норм. По окончании освоения или скважины спецодежда должна пройти специальную обработку по нейтрализации сероводорода. По завершении работ необходимо провести контроль воздуха рабочей зоны на наличие сероводорода и проверку герметичности устьевой арматуры. Освоение скважин, в продукции которых содержится сероводород, газом запрещается. Все углеводороды, оказавшиеся на территории скважины по окончании работ должны быть собраны и утилизированы, либо сожжены, если утилизация невозможна. Оставшуюся промывочную жидкость следует транспортировать для дальнейшего использования либо захоронить в специально отведенном месте, предварительно нейтрализовав при необходимости вредные химические реагенты. Большая часть территории вокруг законченной скважины должна быть рекультивирована и возвращена для сельскохозяйственного (или иного) использования. Небольшая же часть территории вокруг эксплуатационной скважины в соответствии с действующими нормами должна быть ограждена земляным валом, благоустроенна и передана для использования УДНГ. Для предотвращения снижения проницаемости зоны скважины в результате длительного воздействия на них воды или глинистого раствора после окончания бурения скважин и перфорации колонны должны быть приняты меры по немедленному освоению скважин. Продукты освоения скважины - нефть, и минерализованные воды - являются потенциальными источниками загрязнения окружающей среды. Освоение и опробование скважин должно проводиться после обвязки обсадных колонн скважин колонной головкой, которая испытывается закачкой воды в межколонное пространство на давление опресовки внешней обсадной колонны. В процессе освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин должен быть проведен комплекс геофизических, гидродинамических и других исследований в соответствии с утвержденными проектными документами на строительство скважин. Рекомендуется проводить следующие мероприятия: Освоение скважин необходимо производить в специальные емкости; Не допускать загрязнения и разлив продуктов освоения скважин; В случае разливов продуктов освоения, загрязненный грунт должен быть собран и вывезен спецтранспортом для захоронения в специально отведенное место, которое определяется решением органов самоуправления по согласованию с местным комитетом по охране природы и службой санэпиднадзора. В условиях короткого сибирского лета может быть оправдано влияние промышленных культур нефтеокисляющих микроорганизмов: Путидойл, Деваройл, Биокрин. Очень эффективно внесение торфа как адсорбента подвижной нефти с последующим фрезерованием почвы; Необходимо принимать эффективные меры для предотвращения ухудшения проницаемости призабойной зоны за счет глинизации коллектора, инфильтрации и других процессов. Для этого следует применять качественные промывочные жидкости, максимально возможно сокращать время контакта промывочной жидкости с коллектором, не допускать чрезмерного повышения противодавления на пласт коллектор; Возможно сжигание на факеле полученного притока газа. Работу факельной установки считают удовлетворительной, если происходит полное и бездымное сгорание газов. Бездымное сжигание газов обычно достигают при смешивании их с водяным паром или подачей распыленной воды; Буровики и бригады освоения должны пройти подготовку и обучение природоохранным мероприятием. Заключение:Список использованной литературы:Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин А.Ю., Дорошенко В. М В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1989. Муравьев Б.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1978. Амиров А.Д., Карпетов К.А. и др. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1979. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы повышения нефтеотдачи пластов.М., Недра, 1989. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1983. Молчанов А.Г. Подземный ремонт скважин. М., Недра, 1986. Панов Г.Е., Петряшин Л.Ф., Лысяный Г.Н. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. М., Недра, 1986. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М., Недра, 1989. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта. М., Недра, 1971. Василевский В.Н., Петров А.И. Исследование скважин ипластов. М., Недра, 1973. Сулейманов А.Б., Карапетво К.А., Яшин А.С. Техника и технология капитального ремонта скважин. М.0 Недра, 1989. Федоренко В.А., Шошин П.И. Справочник по машиностроительному черчению. Л. Машиностроение, 1984. |