Охрана недр при разработке газовых и газоконденсатных месторождений сообщение
Обновлено: 05.07.2024
ГОСТ Р 53713-2009
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОНЕФТЯНЫЕ
Oil and gas-oil fields. Rules of development
Дата введения 2011-01-01
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Научно-исследовательским и проектным институтом мониторинга природных ресурсов Российской академии естественных наук, Всероссийским нефтегазовым научно-исследовательским институтом имени академика А.П.Крылова, Некоммерческим партнерством "Саморегулируемая организация "Национальная ассоциация по экспертизе недр" (НП "НАЭН"), ОАО "Татнефть" имени В.Д.Шашина
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 431 "Геологическое изучение, использование и охрана недр"
5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
6 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Август 2019 г.
1 Область применения
Настоящий стандарт устанавливает правила - требования, нормы и процедуры разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (далее - месторождения), расположенных на территории Российской Федерации, в акваториях ее континентального шельфа и внутренних морей, обеспечивающие рациональную разработку нефтяных и газонефтяных месторождений при соблюдении основных требований по охране недр и окружающей среды.
Действие настоящего стандарта не распространяется на разработку газовых, газоконденсатных, нефтегазовых, нефтегазоконденсатных месторождений, основным компонентом углеводородного сырья которых является газ и газоконденсат. Регулирование разработки этих месторождений осуществляется соответствующими национальными стандартами (нормами, правилами).
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ Р 8.615 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ Р 8.647 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение определения количества нефти и нефтяного газа, добытых на участке недр. Общие положения
ГОСТ Р 53240 Скважины поисково-разведочные нефтяные и газовые. Правила проведения испытаний
ГОСТ Р 53375 Скважины нефтяные и газовые. Геолого-технологические исследования. Общие требования
ГОСТ Р 53709 Скважины нефтяные и газовые. Геофизические исследования и работы в скважинах. Общие требования
ГОСТ Р 53710 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки
ГОСТ Р 53712 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Программные средства для проектирования и оптимизации процесса разработки месторождений. Основные требования
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 выборочная отработка запасов нефти: Интенсивный отбор нефти на начальных стадиях разработки из наиболее продуктивной (высокодебитной) или легкодоступной части эксплуатационного объекта (объектов), приводящий к разбалансированности реализуемой проектной системы разработки, направленной на максимальное извлечение нефти.
3.2 газовая шапка: Скопление свободного газа в наиболее приподнятой части нефтяного пласта над нефтяной залежью.
3.3 гидравлический разрыв пласта; ГРП: Способ интенсификации работы скважин и повышения извлечения нефти за счет развития естественных или создания искусственных трещин в продуктивной части пласта, вскрытого скважиной, путем создания на забое давления, превышающего предел прочности породы на разрыв.
3.4 гидродинамические исследования скважин и пластов: Комплекс методов определения фильтрационных характеристик пластов-коллекторов и параметров призабойной зоны вскрытого интервала, характеризующих производительность добывающих и нагнетательных скважин.
3.5 доразведка месторождения: Работы по уточнению геологического строения разрабатываемого месторождения.
Примечание - Доразведку можно проводить на любом этапе разработки месторождения. Обычно в состав работ входят детальные сейсмические исследования, бурение или углубление разведочных и эксплуатационных скважин в пределах лицензионного участка.
3.6 заводнение пластов: Закачка в нефтяную залежь воды через специальные нагнетательные скважины для поддержания пластового давления, повышения извлечения нефти и темпа отбора нефти в соответствии с проектными документами.
3.7 залежь углеводородов: Естественное скопление углеводородов в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород.
3.8 геологические запасы углеводородов: Количество углеводородов (нефти, газа, конденсата) и содержащихся в них сопутствующих компонентов, имеющих промышленное значение, которое находится в недрах в изученных бурением залежах.
Примечание - Подсчет запасов выполняют по результатам разведочных работ и разработки месторождения.
3.9 извлекаемые запасы углеводородов: Часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и эффективных технологий добычи с учетом допустимого уровня затрат при соблюдении требований охраны недр.
3.10 категория запасов: Показатель, характеризующий запасы месторождения (залежи) по степени геологической изученности и промышленного освоения.
Примечание - Разделение запасов по категориям проводят в соответствии с требованиями действующей классификации запасов и инструкции по ее применению.
3.11 конденсат: Природная смесь легких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсации.
3.12 консервация скважины: Временное прекращение строительства или эксплуатации скважины с ее глушением и герметизацией устья.
3.13 коэффициент вытеснения нефти: Отношение объема нефти, полученной при ее вытеснении рабочим агентом в лабораторных условиях из образцов керна, к начальному объему нефти в образцах.
3.14 коэффициент извлечения нефти; КИН: Отношение извлекаемых запасов нефти к геологическим.
Примечание - Коэффициент извлечения нефти (и других сопутствующих компонентов) по разрабатываемым месторождениям принимают по последнему проектному технологическому документу, согласованному с уполномоченным федеральным органом управления государственным фондом недр в установленном порядке.
3.15 коэффициент охвата залежи вытеснением: Отношение объема части залежи, где происходит вытеснение нефти, к общему объему залежи.
3.16 ликвидация скважины: Вывод скважины из производственного процесса по техническим, геологическим и технологическим причинам и перевод ее в состояние, обеспечивающее охрану недр, безопасность жизни и здоровья населения, охрану окружающей среды, зданий и сооружений в зоне ее влияния.
3.17 лицензия на пользование недрами: Документ, удостоверяющий право его владельца на пользование участком недр в определенных границах в соответствии с указанной в нем целью в течение установленного срока при соблюдении владельцем заранее оговоренных условий.
3.18 ловушка нефти (газа): Геологическое тело, условия залегания которого и взаимоотношения с экранирующими породами (покрышка, экран) обеспечивают возможность накопления и длительного сохранения нефти и/или газа.
3.19 нефтяное месторождение: Месторождение, содержащее только нефть, насыщенную в различной степени газом.
3.20 газовое месторождение: Месторождение, содержащее только газ.
3.21 газоконденсатное месторождение: Месторождение, в газе которого содержится конденсат.
3.22 газонефтяное месторождение: Месторождение, в котором основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи.
3.23 нефтегазовое месторождение: Месторождение, содержащее газовые залежи с нефтяной оторочкой, в котором нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50%.
3.24 нефтегазоконденсатное месторождение: Месторождение, содержащее нефть, газ и конденсат.
3.25 методы увеличения извлечения нефти; МУН: Способы (технологии) воздействия на продуктивные пласты с целью снижения остаточной нефтенасыщенности и повышения коэффициента охвата вытеснением.
3.26 мониторинг разработки месторождения: Комплексная система наблюдений за состоянием месторождения для оперативного управления процессом рациональной добычи сырья из эксплуатационных объектов.
3.27 оператор: Предприятие, ведущее разработку месторождения по договору с пользователем недр.
3.28 освоение скважины: Комплекс работ по вызову притока пластового флюида из продуктивного пласта в скважину и выводу скважины на запланированный режим эксплуатации.
3.29 пласт-коллектор: Горная порода, способная вмещать жидкие и/или газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки месторождений.
3.30 пользователь недр: Юридическое или физическое лицо, получившее в установленном порядке лицензию на пользование участком недр с целью поисков, разведки и разработки на нем полезных ископаемых.
(попутный) нефтяной газ; ПНГ: Смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном состоянии, выделяющихся из сырой нефти в процессе ее добычи.
3.32 природный газ: Смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе либо в растворенном виде в нефти или воде, а в стандартных условиях - только в газообразной фазе.
3.33 природный режим нефтяной залежи: Сочетание природных видов энергии, обеспечивающих перемещение нефти в пластах к забоям скважин.
Примечание - Залежь может обладать одним из известных природных режимов растворенного газа - водонапорным, упруговодонапорным, замкнутым упруговодонапорным, упругим, газонапорным (при наличии газовой шапки). При эксплуатации залежи возможно преобразование одного режима в другой, менее эффективный режим (например, упруговодонапорного и газонапорного - в режим растворенного газа).
3.34 продуктивный горизонт: Выдержанный по площади пласт-коллектор (или группа пластов-коллекторов) с единой гидродинамической системой, содержащий подвижные углеводороды в свободной фазе и способный отдавать их в количествах, имеющих промышленное значение.
3.35 промышленное освоение месторождения: Создание необходимой инфраструктуры для добычи и транспортирования нефти и газа и получение нефти из первой скважины эксплуатационной сетки.
3.36 рабочий агент: Флюид (жидкость с различными добавками, пар, газ), закачиваемый в нефтяную залежь для вытеснения нефти и поддержания пластового давления.
3.37 рациональная разработка месторождения: Применение при разработке месторождения комплекса технических и технологических мероприятий, направленных на обеспечение наиболее полного и экономически целесообразного извлечения из недр запасов нефти и попутных компонентов при соблюдении основных требований по рациональному использованию и охране недр.
3.38 система разработки месторождения: Теоретически обоснованные и практически апробированные способы извлечения углеводородного сырья из месторождения.
Примечание - В систему разработки входят система размещения добывающих и специальных скважин, очередность ввода скважин в эксплуатацию, темпы отбора продукции, технологии и технические средства воздействия на продуктивный пласт (пласты) с целью интенсификации добычи и повышения извлечения нефти.
3.39 ствол скважины: Пространство от начала (устье) до дна (забой) скважины, ограниченное ее боковой поверхностью (стенка).
3.40 боковой ствол скважины: Дополнительный ствол, пробуренный из основного ствола при капитальном ремонте скважины по геологическим или техническим причинам для обеспечения извлечения нефти из пород или нагнетания в породы рабочего агента.
3.41 многозабойная скважина: Скважина, имеющая ответвления от основного ствола в виде искривленных дополнительных стволов в пределах продуктивного пласта.
3.42 исполнительная съемка: Геодезические измерения любых строительных конструкций (зданий, сооружений, коммуникаций, котлованов и др.), которые проводятся для проверки точности выполнения проекта строительства.
12.3.1 При разработке отдельных залежей (пластов) или эксплуатационных объектов многозалежных месторождений должны быть созданы условия, снижающие возможный ущерб вследствие перетоков газа из одного пласта в другой внутри эксплуатационного объекта или из одного эксплуатационного объекта в другой.
12.3.2 В техническом проекте разработки многопластовых месторождений обосновывают очередность ввода в разработку залежей (эксплуатационных объектов) с учетом возможных осложнений при вскрытии пластов вследствие разновременности их ввода и неравномерности выработки.
12.3.3 Отборы газа, конденсата, нефти и депрессии на пласт устанавливают с учетом обеспечения сохранности призабойной зоны пласта и предотвращения преждевременного подтягивания пластовой воды к забоям добывающих скважин.
12.3.4 Если продуктивный пласт сложен рыхлыми слабосцементированными породами, и/или пластовые флюиды характеризуются коррозионной агрессивностью, технологические режимы работы скважин устанавливают с учетом предотвращения разрушения призабойной зоны пласта, лифтовых колонн и фонтанной арматуры либо проводят мероприятия, предупреждающие отрицательное влияние этих факторов.
12.3.5 Не допускается эксплуатация скважин при нарушении герметичности эксплуатационных колонн, фланцевых соединений и фонтанной арматуры, что может привести к утечкам или перетокам газа (пластовых флюидов). При наличии межколонных давлений выше предельно допускаемых значений в каждом конкретном случае составляют план мероприятий по определению причин возникновения межколонных давлений и принимают меры по их устранению. По результатам выполнения плана мероприятий принимают, по согласованию с органами государственного горного надзора, решение о возможности эксплуатации скважины либо ее ликвидации.
12.3.6 Все вторичные скопления газа вследствие подземных утечек и перетоков газа в верхние пласты, после выявления причин их возникновения, необходимо локализовать и принять меры по предотвращению их дальнейшего развития. Если эти скопления газа угрожают нормальной деятельности промысла или ближайших предприятий и населенных пунктов, осуществляют их дегазацию с помощью контрольно-дренажных скважин. При обнаружении подземных утечек или интенсивных межпластовых перетоков газа в какой-либо скважине, в ней должны быть в кратчайшие сроки проведены необходимые ремонтные работы.
12.3.7 Дегазацию вторичных скоплений газа проводят по плану работ, составленному на основе рекомендаций организаций, осуществляющих авторское сопровождение (надзор) и контроль разработки. Указанный план утверждает недропользователь и согласовывает с органами государственного горного надзора.
12.3.8 На месторождениях с вторичными газовыми залежами, границы которых не установлены, при бурении очередных проектных скважин предусматривают мероприятия по предупреждению осложнений в интервалах залегания указанных залежей.
12.3.9 Для своевременного выявления подземных утечек и межпластовых перетоков газа в системе контроля разработки предусматривают проведение следующих работ:
- обследование по всей площади разрабатываемого месторождения и проведение газохимической съемки в целях изучения газонасыщенности приповерхностного слоя земли и обнаружения выделений газа на поверхности.
План-график проведения указанных работ подготавливает геологическая служба и утверждает руководство добывающего предприятия.
12.3.10 Отбор газа проводят только по лифтовой колонне. Эксплуатация скважины по эксплуатационным колоннам или совместно по трубам и затрубному пространству допускается как временная мера при отсутствии аномальных пластовых давлений и в случаях, когда в продукции скважин отсутствуют коррозионно-агрессивные компоненты и механические примеси.
12.3.11 В процессе разработки систематически осуществляют диагностику технического состояния эксплуатационных колонн в целях выявления абразивных износов и коррозионных повреждений.
12.3.12 По скважинам ведут систематический учет количества и контроль физико-химических характеристик присутствующей в добываемой продукции воды.
12.3.13 В зависимости от источника поступления пластовых вод определяют условия и характер проведения изоляционных работ или необходимость изменения технологического режима работы скважин. В скважинах, в которых установлено поступление пластовой воды из других горизонтов, проводят ремонтно-изоляционные работы.
12.3.14 Если эксплуатация обводняющейся скважины становится нерентабельной, то она может быть переведена на другой горизонт в качестве добывающей, наблюдательной или других категорий. В противном случае скважина подлежит ликвидации.
12.4 Охрана недр при интенсификации добычи
12.4.1 Для обеспечения охраны недр при проведении в скважинах комплекса работ по интенсификации добычи должны быть соблюдены следующие основные условия:
- недопущение разрушения продуктивного пласта в призабойной зоне за исключением операций по гидравлическому разрыву пласта и торпедированию;
- предотвращение преждевременного образования языков и конусов обводнения в продуктивных пластах, вызванного их избирательной обработкой.
12.4.2 Работы по интенсификации добычи в скважинах запрещено проводить при опасности возникновения межпластовых перетоков газа и разгерметизации заколонного пространства.
12.4.3 Проведение мероприятий по интенсификации добычи не допускается в скважинах, расположенных в зонах и участках месторождения, где выполнение работ может привести к обводнению.
12.4.4 Если до обработки призабойной зоны скважины не наблюдалось выноса породы и разрушения скелета пласта, а после обработки началось поступление в скважину частиц породы, необходимо прекратить ее эксплуатацию и оборудовать скважину фильтром или закрепить призабойную зону связывающими материалами.
12.5 Охрана недр при ремонте скважин
12.5.1 Капитальный ремонт скважины должен обеспечивать условия ее нормального функционирования (установление сообщаемости с разрабатываемыми пластами, достижение проектного дебита, восстановление герметичности эксплуатационной и лифтовой колонн с проверкой ее путем опрессовки), а также устранение неисправностей, обнаруженных при эксплуатации скважины.
12.5.2 При ремонте скважины не допускаются межпластовые перетоки, вызванные негерметичностью резьбовых соединений и некачественным цементированием обсадных колонн. При обнаружении утечек и межпластовых перетоков газа (флюидов) необходимо установить их причины, источник и характер, определить состав и свойства пластового флюида, величины утечек и направление перетоков. Все мероприятия по ликвидации перетоков, восстановлению и повышению герметичности колонн проводят сразу же после обнаружения дефектов.
12.5.3 По результатам промысловых наблюдений и исследований составляют программу работ по ремонту дефектных скважин, на основе которой проводят необходимые технические мероприятия.
12.5.4 При случаях появления в продукции скважин пластовой воды из невскрытых пластов, а также при появлении на промысле скважин с выявленными и нарастающими утечками и межпластовыми перетоками газа, недропользователь направляет информацию в органы государственного горного надзора и противофонтанной службы, с которыми согласовывает планы мероприятий по обеспечению поддержания эксплуатационного фонда скважин в должном состоянии.
12.6 Охрана недр при поддержании пластового давления и воздействии на пласт
12.6.1 Нагнетательные скважины для закачки сухого газа в пласт должны быть герметичны, рассчитаны на давление закачки газа, предусмотренного техническим проектом разработки, и опрессованы в соответствии с [5]. По этим скважинам следует контролировать состояние забоя, герметичности устьевого оборудования и межколонного давления.
При поддержании пластового давления и воздействия на пласт при разработке нефтегазовых месторождений работы организуют по ГОСТ Р 53713.
12.6.2 При уменьшении приемистости нагнетательной скважины рекомендуется применение мероприятий по восстановлению приемистости.
- возможных технологических осложнений, обусловленных образованием твердых отложений (парафина, гипса, кристаллогидратов) в пласте;
- межпластовых перетоков закачиваемого агента через литологические окна или по заколонному пространству.
12.6.4 При обнаружении в нагнетательной скважине межколонных давлений или выявлении утечек газа через устьевое оборудование или фланцевое соединение необходимо прекратить закачку газа и принять меры по предотвращению указанных осложнений.
12.7 Охрана окружающей среды при разработке месторождений
12.7.1 Недропользователь обязан осуществлять систематический контроль за состоянием окружающей среды, изменением ее характеристик и за выполнением мероприятий по ее охране. Промыслы должны быть обеспечены техническими средствами для эффективного контроля за загрязнением окружающей среды и изменением ее характеристик.
12.7.2 Если при разведке, разбуривании и разработке месторождения выявляется необходимость применения более эффективных мероприятий по охране окружающей среды, чем это было предусмотрено проектными решениями, то это должно быть учтено в новом техническом проекте разработки.
12.7.3 Мероприятия по охране окружающей среды в процессе разбуривания месторождения должны быть направлены на предотвращение загрязнения почвы, поверхностных и подземных вод буровыми растворами, химреагентами, нефтепродуктами, минерализованными водами. К этим мероприятиям относят:
- планировку и обваловку буровых площадок, емкостей с химреагентами и нефтепродуктами, использование для хранения шлама и буровых растворов разборных железобетонных емкостей;
- многократное использование бурового раствора, его нейтрализацию, сброс в поглощающие горизонты или сбор бурового раствора и шлама в специально отведенных местах;
12.7.4 Освоение и эксплуатацию скважин следует проводить при соответствующем оборудовании их устьев, обеспечивающем предотвращение возможности выбросов и открытого фонтанирования.
Выполнение требований охраны и рационального использования недр при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ достигается применением совершенных методик проектирования и проведения всех видов работ на всех стадиях поисково-разведочного процесса. На этапе региональных работ выбор направления (и рационального комплекса исследований) должен проводиться на основе научно обоснованной геологической модели изучаемого региона. На стадии выявления и подготовки к поисковому бурению основное внимание необходимо обращать на комплексирование различных методов (структурное бурение, сейсморазведка и др.), проводить поиски ловушек различного типа (как структурных, так и неантиклинальных).
В процессе разведочных работ некомплексное проведение исследований и низкое качество интерпретации приводит к пропуску нефтегазоносных горизонтов, неправильному определению фильтрационно-емкостных параметров продуктивных пластов и положения ВНК, ГВК, ГНК. Это является причиной неправильной оценки народнохозяйственного значения залежи и больших потерь углеводородов в недрах. Поэтому разведка должна обеспечивать полноту изучения параметров, необходимых для подсчета запасов и составления технологической схемы или проекта опытно-промышленной эксплуатации.
Одной из проблем охраны недр является освоение не только сырья (нефти и природного горючего газа), но и попутных и рассеянных компонентов (этан, пропан, бутан, гелий, сера — в газах, тяжелые металлы — в нефти), и особенно в водах нефтяных месторождений. Общее количество минерализованных вод и рассолов, добываемых попутно с нефтью, составляет по Российской Федерации около 60 млн м 3 /год. Эти воды содержат литий, цезий, рубидий, стронций, магний, калийные соли, щелочи и др. По величине запасов промышленно-ценных компонентов попутные воды могут конкурировать с традиционными рудными источниками их добычи (например для лития). Утилизация полезной продукции из попутных вод месторождений наряду с очисткой менее минерализованных вод до уровня ПДК (предельно допустимых концентраций) будут способствовать сохранению окружающей среды.
Основным видом работ при поисках и разведке месторождений нефти и газа является бурение глубоких скважин, которое оказывает мощное технологическое воздействие как на недра, так и на окружающую природу и приводит к возникновению целого комплекса геоэкологических проблем.
Не допускается строительство скважин вблизи населенных пунктов, школ, детских учреждений, необходимо применять все меры по охране водоемов, лесных насаждений, сельскохозяйственных угодий, культурных ценностей. В зависимости от типа бурящейся скважины на период ее бурения производится отвод земельного участка, согласно техническим нормам, размером от 0,016 до 0,035 км 2 .
Загрязнителями окружающей среды при бурении скважин являются многочисленные химические реагенты, применяемые для приготовления буровых растворов. Разработаны и внедряются буровые растворы с менее токсичными компонентами, нефть и нефтепродукты, используемые в качестве реагентов для обработки растворов, заменяются кремнийорганическими соединениями.
При бурении поисковых и разведочных скважин происходит нарушение целостности массива горных пород, которое влечет за собой нарушение естественной разобщенности нефтегазоносных и водоносных горизонтов и пластов, а также возможность связи их с атмосферой. В результате такого взаимодействия в водоносные пласты могут попасть углеводороды, а нефтегазоносные пласты могут подвергнуться нежелательному и неконтролируемому обводнению. Межпластовые перетоки могут привести к загрязнению и нанести вред залежам других полезных ископаемых, присутствующих в разрезе месторождения нефти и газа (например калийных солей, пресных или целебных минеральных вод и др.).
К загрязнению поверхности и большим потерям приводит открытое фонтанирование скважин. Особую опасность оно представляет в случае наличия в нефти или газах сероводорода.
Весьма опасными являются грифоны, образующиеся в результате прорыва газа по трещинам. Ликвидация последствий открытого фонтанирования — весьма сложная техническая задача. Необходимо не только прекратить фонтанирование воды и газа через усгье, но и исключить возможные перетоки флюидов в открытом стволе или за колонной. Переливающие водой скважины приводят не только к потерям пластовых вод, которые как правило содержат целый комплекс полезных компонентов и часто являются целебными, но и к порче почв и угодий.
При разведке залежей с аномально низкими пластовыми давлениями (как естественными, так и искусственно созданными в результате интенсивной эксплуатации) необходимо применение облегченных растворов с тем, чтобы избежать поглощений бурового раствора. Залежи с аномально высокими пластовыми давлениями должны вскрываться с применением утяжеленных растворов, а устье должно быть оборудовано противовыбросовым устройством, а репрессия на пласт должна быть минимально возможной. Геофизические исследования в перспективных интервалах необходимо проводить в минимальные сроки (не позже, чем через 5 суток после вскрытия), интервал исследования при этом не должен превышать 200 м. Не допускается разрыв во времени между вскрытием продуктивного пласта в колонне и его испытанием, так как это приводит к кольматации (загрязнению) интервала опробования и искажению представлений об истинной продуктивности пласта.
Значительный ущерб может нанести интенсивная эксплуатация поисковых и разведочных скважин на газонефтяных и газоконденсатных месторождениях. На газонефтяных месторождениях снижение давления газовой шапки приводит к потерям при разработке нефтяной оторочки. На газоконденсатных залежах снижение давления ниже давления насыщения (давление конденсации) приводит к выпадению в жидкую фазу и потере тяжелых углеводородов.
Поисково-разведочное бурение должно производиться в строгом соответствии с геолого-техническим нарядом (ГТН), который составляется для каждой скважины до начала ее бурения и является основным документом, которым руководствуются во время работы. В ГТН приводятся интервалы глубин, в которых возможны осложнения в процессе бурения (обвалы ствола скважины, нефтегазопроявления, открытое фонтанирование, грифонообразование и др.) и меры по их предотвращению.
Геолого-техническим нарядом определяется конструкция скважины, которая позволила бы надежно изолировать друг от друга нефте-, газо- и водонасыщенные горизонты, обеспечила бы герметичность колонны и высокое качество их цементирования.
Поисковые и разведочные скважины, если необходимо приостановить работы по их строительству или исследованию, могут временно консервироваться. К консервации скважин прибегают в том случае, когда из-за невозможности подъехать к буровой или из-за нарушения устья скважины невозможно продолжать бурение, или при получении промышленного притока для ожидания обустройства и ввода в опытную эксплуатацию. Во избежание аварий и осложнений после расконсервации такие скважины необходимо надлежащим образом обработать и оборудовать. Ствол скважины, которую собираются вводить в эксплуатацию после расконсервации, заливают глинистым раствором, который может быть обработан поверхностно-активными веществами, а верхняя часть ствола (до 30 м) заполняется нефтью.
По завершении работ скважины ликвидируются. Ликвидации подлежат следующие категории скважин. Первая — опорные, поисковые, параметрические, разведочные, выполнившие свое назначение и оказавшиеся после бурения непродуктивными. Вторая группа — эксплуатационные, нагнетательные и наблюдательные, пробуренные в неблагоприятных геологических условиях. В третью группу входят скважины, которые не могут использоваться по техническим причинам из-за низкого качества проводки или аварий в процессе бурения. К четвертой группе относятся эксплуатационные скважины, дальнейшее использование которых невозможно или нецелесообразно вследствие полного обводнения или падения дебита ниже предельно рентабельного.
Ликвидация скважин проводится с соблюдением всех норм и требований по охране недр. При ликвидации скважин в интервалах со слабопродуктивными или непродуктивными пластами устанавливают цементные мосты. Высота цементного моста должна быть равна мощности пласта плюс 20 м выше кровли и ниже подошвы пласта. Над кровлей верхнего пласта цементный мост устанавливается на высоту не менее 50 м.
Ствол скважины заливается качественным глинистым раствором, плотность которого позволяет создать на забое давление, превышающее пластовое. При отсутствии в разрезе газовых и газоконденсатных залежей и горизонтов с высоконапорными минерализованными водами разрешается извлечение обсадных колонн.
Для предотвращения загрязнения земель в районе бурящейся скважины нефтью, мазутом, буровым раствором и шламом сооружаются отстойники и амбары и проводится обваловка территории буровой скважины. После завершения строительства скважины все земли, занятые под буровую, и подъездные пути к ней должны быть восстановлены. Накопленные при опробовании нефть и воду закачивают обратно в скважину, грязевые приемники и земляные амбары засыпают, территорию буровой очищают от металлических, бетонных и деревянных предметов и выравнивают, а затем по акту передают соответствующим местным организациям.
Объемы и методика работ по охране окружающей среды при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ контролируются природно-климатическими условиями. На территории Российской Федерации выделены три типа ландшафтно-климатических зон — аридная, гумидная и криогенная.
Криолитозона — зона развития мерзлых пород занимает обширные зоны на севере Тимано-Печорской, Западно-Сибирской и Восточно - Сибирской нефтегазоносных провинций.
Аридная зона развита лишь на крайнем юго-востоке Европейской части Российской Федерации, в основном в пределах Прикаспийской нефтегазоносной провинции.
Гумидная зона развита на значительной площади территорий Северокавказско-Мангышлакской, Западно-Сибирской, Тимано-Печорской, Волго-Уральской нефтегазоносных провинций.
Особое внимание следует уделять охране природы при ведении поисково-разведочных работ в криолитозоне. Окружающая среда в зоне развития мерзлых пород наиболее уязвима к проведению таких видов работ, как бурение и испытание скважин, сейсморазведка, строительство и эксплуатация дорог и нефте- и газопроводов. Естественная геоэкологическая обстановка трудно восстанавливается, возможна активизация криогенных геологических процессов (термокарст, пучение, заболачивание), физическая деградация верхних горизонтов много лет немерзлых пород. Для сохранения много лет немерзлых грунтов в зонах работы буровых установок необходимы специальные фундаменты, предусматривающие искусственное охлаждение и сохранение естественного холода в их нижней части, что позволяет предотвратить растаивание мерзлого грунта в основании буровой установки в течение всего периода бурения.
При работах в тундровой зоне основными причинами нарушения почвенного покрова являются вынужденное частичное использование гусеничной техники в бесснежный период и отсутствие специальной транспортной техники с низким давлением на грунт. Ввиду того, что используемая техника приводит к разрушению почвенного покрова тундры, здесь необходим транспорт высокой проходимости на большеобъемных шинах с минимальным давлением на грунт,
который практически не вызывает нарушений почвенно-растительного слоя и предохраняет мерзлоту от развития нежелательных криогенных процессов.
Разработка месторождений углеводородов должна осуществляться в соответствии с утверждёнными проектом или технологической схемой. При этом должны быть решены вопросы экологического обоснования целесообразности разработки месторождения.
Экологическое обоснование целесообразности разработки месторождений проводится в соответствии с условиями природопользования, согласованными при выборе места размещения объекта, включая ограничения, связанные с особой ценностью и опасностью предполагаемого района работ.
К основным источникам загрязнения при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений относятся: неплотности сальников устьевой арматуры, насосов, фланцевых соединений, задвижек; продукты от сжигания газа в факелах и испарения нефти; химические реагенты; пластовая вода, промышленные отходы и т.п. В соответствии с законодательными и нормативными документами правила разработки месторождений углеводородов предусматривают следующие основные требования охраны недр и окружающей среды:
От крайнего ряда эксплуатационных скважин, а также от каждого объекта нефтяного или газового месторождения устанавливается санитарно-защитная зона, размеры которой определяются по действующим санитарным нормам. Для нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с наличием сероводорода санитарно-защитная зона определяется исходя из объемов возможных аварийных выбросов и условий рассеивания сероводорода.
В процессе эксплуатации залежей углеводородов осуществляются наблюдения за сейсмическим и геодинамическим режимами района разработки месторождений с целью выявления конкретных очагов сейсмической активности и изучения закономерностей их пространственно-временной миграции, определения механизма землетрясений, надежного трассирования сейсмоактивных зон, а также возможных просадок поверхности земли.
Запрещается выпуск сероводород содержащего газа в атмосферу без сжигания или нейтрализации.
Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин должны проводиться при соответствующем оборудовании скважины, предотвращающем возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.
Необходимым условием применения при разработке нефтяных месторождений химических реагентов является изучение геологического строения залежи и гидрогеологических условий.
При выборе химреагентов для воздействия на пласт необходимо учитывать их класс опасности, растворимость в воде, летучесть.
При обводнении эксплуатационных (добывающих) скважин, помимо контроля за обводненностью их продукции необходимо проводить специальные геофизические и гидрогеологические исследования с целью определения места притока воды в скважину через колонну, источника обводнения и глубины его залегания.
ОХРАНА ПОДЗЕМНЫХ ВОД - система мер, направленных на предотвращение и устранение загрязнения и истощения вод.
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ (профилактика) состоит в изучении возможных источников загрязнения; создании наблюдательных пунктов; создании систем оборотного водоснабжения; захоронении промышленных стоков в поглощающие водоносные горизонты (ВГ).
УСТРАНЕНИЕ ЗАГРЯЗНЕНИЯ И ИСТОЩЕНИЯ осуществляется следующими методами:
пополнение запасов подземных вод ( за счет речных) применяется для пресных вод неглубоких горизонтов иногда в больших масштабах;
барраж - создание путем закачки вод в пласт под давлением через специальные нагнетательные скважины барьера повышенного давления ("гидрозавесы"). Барраж преграждает путь загрязненным водам к водозабору.
Если вам нужна помощь в написании работы, то рекомендуем обратиться к профессионалам. Более 70 000 авторов готовы помочь вам прямо сейчас. Бесплатные корректировки и доработки. Узнайте стоимость своей работы.
дренаж - откачка загрязненных вод через специальные скважины, расположенные между источником загрязнения и водозабором;
изоляция водоносных горизонтов в скважинах.
Для обоснования выбора метода проводятся дополнительные гидрогеологические изыскания. При этом составляются специальные карты: защищенности подземных вод; прогнозного районирования техногенных гидрогеохимических процессов (с указанием предполагаемого общего объема загрязнения, вероятного продвижения загрязнителя и т.д.).
1. Промышленная разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений допускается только при условии, когда добываемый вместе с нефтью газ используется в народном хозяйстве или, в целях временного хранения, закачивается в специальные подземные хранилища, в разрабатываемые или подлежащие разработке нефтяные пласты. При этом также должен быть обеспечен сбор конденсата и сопутствующих ценных компонентов и воды.
2. На разрабатываемых месторождениях должен проводиться обязательный комплекс гидродинамических и промыслово-геофизических исследований и измерений, в том числе исследования по своевременному выявлению скважин - источников подземных утечек и межпластовых перетоков.
3. Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин должны производиться при соответствующем оборудовании устья скважин, которое должно предотвращать возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.
4. Эксплуатация дефектных добывающих и нагнетательных скважин (с нарушенной герметичностью эксплуатационных колонн, отсутствием цементного камня за колонной, пропусками фланцевых соединений и т.д.) не допускается.
5. При проведении мероприятий по повышению производительности нефтяных скважин путем воздействия на призабойную зону пласта должна быть обеспечена сохранность колонны, обсадных труб и цементного кольца выше и ниже продуктивного горизонта.
В скважинах, где раздел между нефтеносными и газоносными, нефтеносными и водоносными пластами невелик, мероприятия по интенсификации добычи нефти должны производиться при условии создания допустимого перепада давления на перемычке,
6. Если до обработки призабойной зоны вынос породы и разрушение пласта не наблюдались, а после обработки началось интенсивное поступление породы пласта в скважину, необходимо прекратить или ограничить отбор нефти из скважины и осуществить технические мероприятия по ограничению доступа породы пласта в ствол скважины.
7. Мероприятия по охране окружающей среды при разработке
нефтяных месторождений должны быть напрвлены на предотвращение загрязнения земли, поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна нефтепродуктами (жидкими и газообразными), промысловыми сточными водами, химреагентами, а также на рациональное использование земель и пресных вод. Они включают в себя:
- полную утилизацию промысловой сточной воды
путем ее закачки в продуктивные или поглощающие пласты;
- при необходимости, обработку закачиваемой в продуктивные пласты воды антисептиками, с целью предотвращения ее заражения сульфатвосстанавливающими бактериями, приводящими к образованию сероводорода в нефти и в воде;
использование герметизированной системы сбора, промыслового транспорта и подготовки продукции скважин;
- полную утилизацию попутного газа, использование замкнутых систем газоснабжения при газлифтной эксплуатации скважин; быструю ликвидацию розливов нефти, строительство нефтеловушек
на реках, в местах ливневых стоков;
создание сети контрольных пунктов для наблюдения за составами поверхностных и подземных вод;
- исключение при нормальном ведении технологического процесса попадания на землю, в поверхностные и подземные воды питьевою водоснабжения ПАВ, кислот, щелочей, полимерных растворов и других химреагентов, используемых как для повышения нефтеотдачи, так и для других целей:
применение антикоррозионных покрытий, ингибиторов для борьбы
с солеотложениями и коррозией
нефтепромыслового оборудования:
- организацию регулярного контроля за состоянием скважин и нефтепромыслового оборудования.
Читайте также: