Удосконалення очищення закачуваних вод у системі підтримки пластового тиску в умовах

Міністерство науки і освіти РТ

Лениногорский нафтовий технікум

Курсова робота

Тема: Удосконалення очищення закачуваних вод у системі підтримки пластового тиску в умовах нафтогазовидобувного управління «Леніногорскнефть»

ЗМІСТ

Введення

1. Вихідні

1.1. Характеристика геологічної будови об'єкта експлуатації

1.2. Колекторські властивості продуктивних пластів

1.3 Фізико-хімічні властивості пластових флюїдів

2. АНАЛІЗ ПОТОЧНОГО СТАНУ РОЗРОБКИ

2.1 Характеристика фонду свердловин

2.2. Динаміка технологічних показників розробки

2.3. Аналіз вироблення пластів

3. ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗДІЛ

3.1. Огляд існуючої схеми і підготовки свердловинної продукції в НГВУ «Леніногорскнефть»

3.2. Підготовка пластової води

3.3 Каскадна технологія підготовки та очищення води

3.4. Опис процесу гідроциклоном установки

3.5. Розрахунок прийомистості нагнітальних свердловин на ділянці високого тиску Зай-Каратайской площі площі

3.6. Розрахунок втрат тиску при заводнення пластів у наземних трубопроводах і в свердловині

3.7. Висновки і пропозиції

4. ОХОРОНА ПРАЦІ І ПРОТИПОЖЕЖНА ЗАХИСТ

4.1 Техніка безпеки і охорона праці при ППД

4.2. Протипожежна безпека

5. ОХОРОНА НАДР І НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА.

5.1 Заходи з охорони надр і навколишнього середовища при ППД.

Висновок

Список використаної літератури

1. ВИХІДНІ ДАНІ

1.1 Характеристика геологічної будови об'єкта експлуатації

Зай-Каратайская площа розташована в південній частині Ромашкинского нафтового родовища і є крайової. Розріз площі представлений відкладами девонської, кам'яновугільної та пермської систем палеозою. Проектування розробки Зай-Каратайской площі вперше було розпочато у ВНДІ у 1954 році. У 1968р. площа була виділена в самостійний об'єкт розробки, де був зроблений підрахунок запасів тільки для Зай-Каратайской площі. Даним проектом був передбачений максимальний рівень видобутку нафти 3,4 млн. т. з збереженням його протягом 6-7 років. Фактично ж максимальний рівень видобутку був досягнутий у 1971р. і склав 3,89 млн. т. Прийнятий варіант розробки передбачав ряд заходів щодо подальшої розробки площі: буріння свердловин, осередкове заводнення, зменшення вибійного тиску до 90 атмосфер, збільшення тиску нагнітання для верхніх пластів до 18-20 МПа, збільшення резервних свердловин до 100 .

Зай-Каратайская площа розташована на півдні Ромашкинского родовища. На півночі площа контактує з Південно-Ромашкинского, на заході з Західно-Леніногорська і на сході з Східно-Лениногорский площами.

У географічному відношенні Зай-Каратайская площа представляє собою пересічену місцевість з численними ярами та балками. Абсолютні відмітки коливаються в межах від 100 до 250 метрів. Більшу частину площі займають лісові масиви.

Клімат району різко континентальний. Сувора, холодна зима з сильними буранами і спекотне літо. Переважний напрямок вітрів - Південно-Західне. Найхолоднішим місяцем є січень, що має середню місячну температуру -13,7 - 14,4 С °. Найбільш теплим місяцем є липень 18 - 19 С °. Абсолютний мінімум температури сягає в деякі роки до -49 С °. Максимальна річна - 38 С °. Найбільша кількість опадів випадає в червні (до 60 мм). Мінімальна в лютому (до 17 мм). Грозова діяльність від 40 до 60 хв. на рік.

Основним об'єктом розробки є запаси нафти, приурочені до теригенними колекторам пашійского горизонту Д1, які представлені двома групами: високопродуктивні з проникністю більше ніж 0,100 мкм ² і малопродуктивні з варіацією проникності 0,30 - 0,100 мкм ^2. У свою чергу в рамках першої групи виділено колектори з об'ємною глинястості менш і більш 2%. Таким чином об'єкт розробки Д1 представляється сукупністю трьох типів порід - колекторів з різною фільтраційної характеристикою, які мають переривчастий характер будови, що виражається в зміні одного типу колекторів іншим, а також і повним їх заміщенням неколлекторамі.

Фаціальних складу колекторів змінюється від гомодісперсних алевролітів до піщаних фракцій.

Малюнок 1. Розміщення площ зі схемами заводнения горизонту Д1 Ромашкинского родовища

I - контур поклади горизонту Д1; II - лінії розрізання; III, V - межі площ; IV-вогнища заводнения на площах.

Площі: 1 - Мінібаєвський, 2 - Абдрахмановская, 3 - Павловська, 4 - Зеленогірська, 5 - Південно-Ромашкинского, 6 - Зай-Каратайская, 7 - Альметьєвська, 8 - Північно-Альметьєвська, 9 - Алькеевская, 10 - Східно-Сулеевская, 11 - Північно-Азнакаевскому, 12 - Центрально-Азнакаевскому, 13 - Південно-Азнакаевскому, 14 - Чишмінського, 15 - Березовська, 16 - Ташліярская, 17 - Західно-Леніногорськ, 18 - Куакбашская, 19 - Холмівської, 20 - Кармалінская, 21 - Південна, 22 - Східно-Леніногорськ, 23 - Сармановская, 24 - Уральська.

Існуюче уявлення про лінзовідно будову верхньої пачки пластів і майданному - нижньої не змінилося в процесі триваючого розбурювання площі.

Виділені блоки не рівнозначні по показності тієї або іншої групи порід. Для порівняння наведені результати зіставлення площ поширення цих груп по пластах в межах кожного блоку. Досить однозначно, як в цілому по пласту, так і по блоках відбувається збільшення частки колектора зверху вниз. Із загальної закономірності випадає пласт «а» на другому і третьому блоках, по кожному частка колектора вище, ніж у нижчих шарах пачки "б".

Аналогічна закономірність простежується по високопродуктивним негліністим колекторам, але з різною показністю в будові пластів.

Природно, що різна ступінь показності груп порід в будові пластів є одним з головних аргументів, які визначають стан вироблення запасів нафти. Очевидно, що це також є однією з найважливіших причин особливостей вироблення запасів по блоках.

У силу многопластовой будови горизонту Д1 стає очевидним різноманіття розрізів свердловин з різним сполученням пластів, представлених різними групами колекторів і залягають на різних стратиграфічних рівнях. У результаті обробки практично всіх розрізів по свердловинах вони систематизовані в 6 типів з показністю від 1 до 6 пластів. Крім того, кожен з типів розглядався з точки зору можливих варіантів поєднання високо і малопродуктивних колекторів. У рамках виділених типів розрізи згруповані в підтипи з їх часткою участі в будові об'єкта.

У процесі вивчення особливостей геологічної будови горизонту Д ₁ була оцінена величина літологічної пов'язаності між пластами. З наведених даних і в порівнянні з іншими сусідніми площами можна однозначно сказати, що пласти залягають досить відособлено один від одного. Як і по інших площах, порівняно висока зв'язок відзначається між пластами "б _1" і "б _2" - 41%; "г _1" і "г _2" - 34%, вона дещо менша зв'язок між іншими пластами. З одного боку, як відомо, наявність зон злиття сприяє виникненню природних вогнищ заводнения, що сприяє інтенсифікації вироблення запасів нафти. З іншого боку достатня відособленість сприяє ефективному використанню диференціального підключення пластів до розробки. У зв'язку з цим дана площа вигідно відрізняється від сусідньої Південно-Ромашкинского площі.

2. Колекторські властивості продуктивних пластів

Оскільки в даний час розробка площі здійснюється з урахуванням виділених блоків, то узагальнені результати визначення товщин, ємнісне-фільтраційних властивостей, насиченості, а також оцінка мінливості цих параметрів. У цілому продуктивні відкладення горизонту Д1 по блоках не відрізняються, за розглянутими параметрами, за винятком того, що середня проникність колекторів другого блоку складає 0,492 мкм ^2, а першого і третього 0,387 і 0,379 мкм ² відповідно. Це, мабуть пояснюється різним обсягом вироблення по показності груп порід.

Слід також відзначити збільшення фільтраційних властивостей колекторів зверху вниз. Знову ж таки це пов'язано, мабуть, з вищевказаними причинами. Очевидно, що порівняння тих же параметрів між групами колекторів не має сенсу. Доцільніше їх розглядати в межах груп колекторів при порівнянні пластів між собою.

Так середня товщина пластів, представлених високопродуктивними негліністимі колекторами змінюється від 2,6 по пласту "б _1" до 3,8 м. по пласту "б _3". При цьому параметр мінливості середніх величин становить 0,43 - 0,53. Середні значення пористості і нефтенасищенной по пласту відрізняються незначно. Слід акцентувати увагу на істотній відмінності пластів по фільтраційних властивостей. З наведених даних видно

проникність пласта "г _1" становить 0,666 мкм ^2, а пласта "б _3" - 0,939 мкм ^2, при середньому значенні проникності цієї групи порід рівною 0,76 мкм ^2.

Колекторські властивості глинистих високопродуктивних і малопродуктивних пластів більш однорідні, ніж у вищеописаної групі. Абсолютні значення параметрів пористості, нефтенасищенной, а також товщин пластів у межах груп відрізняються меншою мірою, ніж між групами. Групи колекторів, включаючи і раніше розглянуту істотно відрізняються по фільтраційних властивостей. У межах високопродуктивних колекторів пласти з глинистої менше 2% в 2 рази вище пластів з глинистої більше 2%. Проникність малопродуктивних колекторів в 5 разів менше глинистих.

Таким чином, проведене геологічне обгрунтування показало, що високопродуктивні негліністие колектори верхній пачки пластів у кращому ступені розвинені на другому блоці. Категорія глинистих високопродуктивних превалює на третьому блоці. З числа пластів нижньої пачки пласт "г _2" відрізняється найбільшою показністю негліністих високопродуктивних колекторів, які, наприклад, на першому блоці складають 92% площі.

Частка глинистих високопродуктивних колекторів незначна і максимальна величина (7%) простежується по пласту "в". Малопродуктивні колектори в більшій мірі присутні в третьому блоці.

Продуктивні пласти в рамках виділених груп мало чим відрізняються за колекторським властивостями, а також по товщині, що дозволяє при аналізі вироблення запасів нафти по пласту поставити їх у рівні умови.

2. Фізико-хімічні властивості пластових флюїдів

Вивчення фізико-хімічних властивостей пластових і дегазованої нафти і попутних газів проводилося в інституті "ТатНІПІнефть" і в лабораторіях НГВУ "Леніногорскнефть".

Пластові нафти досліджувалися на установках УІПН-2М і АСМ-30; газ, виділений з нафти при розгазування, аналізувався на апаратах ХЛ-3, ХЛ-4, ЛХМ-8мд. Поверхневі нафти досліджувалися за існуючими ГОСТами.

Нафта продуктивного горизонту відноситься до групи малосірчистого. Результати досліджень і компонентний склад газу при диференціальному розгазування наведені нижче.

Властивості пластової нафти:

Тиск насичення газом, МПа 4,8-9,3

Газосодержание,% 52,2-66,2

Сумарний газовий фактор, 50,0

Щільність, кг/м3 768,0-818,0

В'язкість, мПа с 2,4-10,4

Об'ємний коефіцієнт при

диференціальному розгазування 1,128-1,196

Щільність дегазованої нафти, кг / м ³ 795,0-879,0

Компонентний склад газу:

Азот + рідкісні

У т.ч. гелій,% 10,36

Метан,% 39,64

Етан,% 22,28

Пропан,% 18,93

Ізобутан,% 1,74

Н. Бутан,% 4,36

Ізопентан,% 0,67

Н. Пентан,% 0,65

Гексан,% 0,46

Сірководень,% 0,02

Вуглекислий газ,% 0,89

Щільність газу, кг \ м ³ 1,2398

Пластові води за своїм хімічним складом розсоли хлор - кальцієвого типу з загальною мінералізацією 252 - 280 г / л, в середньому 270 г / л. в іонно-сольовому складі переважають хлориди (в середньому 168г / л) і натрій (70,8 г / л). Щільність води в середньому 1,186 г \ см ^3, в'язкість 1,9 мПа × с. У природних, не порушених закачуванням води умовах у підземних водах теригенно девону сірководень відсутній. Газонасиченості підземних вод 0,248 - 0,368 м ³ / м ^3, знижується в міру віддалення від нафтових покладів. У складі розчиненого у воді газу переважає метан.

2. АНАЛІЗ ПОТОЧНОГО СТАНУ РОЗРОБКИ

1. Характеристика фонду свердловин

На Зай-Каратайской площі експлуатаційний фонд свердловин до 01. 01. 2009 р. Становив 583, з них діючих свердловин 487.

Свердловини експлуатуються механізованим способом: ШГН-418 (85,8%) і ЕЦН-69 свердловин (14,2%).

Недіючий фонд на 01. 01. 04. склав 96 свердловин або 16,5% від експлуатаційного фонду з-за очікування зміни обладнання, по 8 свердловин потрібне проведення капітального ремонту, 2 свердловини переведені в бездіяльність з інших причин.

На поклади 32 контрольних свердловини, з них:

- Спостережні - 2;

- П'єзометричного - 30.

Наглядова фонд використовуються для контролю за розробкою.

У консервації знаходиться 40 свердловин.

Ліквідованих свердловин - 90, з них:

- Після експлуатації-55;

- Після буріння-35.

В очікуванні експлуатації знаходиться 5 свердловин.

Ліквідовані свердловини складають 15,4% від експлуатаційного фонду свердловин.

Дають технічну воду - 5 свердловин.

Також показниками роботи свердловин, обладнаних ШСН є дебіт, обводненість продукції, міжремонтний період роботи свердловин (МРП).

У таблиці 1 наведені основні показники експлуатації свердловин, обладнаних ШСН за період з 2007 по 2009 рік.

Таблиця 1. Показники експлуатації свердловин, обладнаних ШСН

З таблиці видно, що за останні три роки відзначається підвищення діючого фонду свердловин з 2007 по 2009 рік з 398 до 583 свердловин, експлуатаційні фонд свердловин збільшився за останні 3 роки на 185 свердловин.

Середній добовий дебіт по рідини за аналізований період з 2007 року до 2009 знизився до 6.3 м ³ / доб до 4.9 м ³ / доб. У 2009 році відбулося зменшення на 1.4 м ³ / доб і в 2002 році на 0.2 м ³ / добу в порівнянні з 2007 роком.

Зменшення середньодобового дебіту відбулося за рахунок виведення з експлуатації нерентабельних свердловин, а так само за рахунок виведення з буріння малодебітних свердловин.

Аналіз середньодобового дебіту по нафті показує постійну тенденцію зниження його величини через зростання обводнення продукції, а так само через зниження продуктивності свердловин.

За період з 2007 по 2009 року середньо добовий дебіт по нафті знизився на 0.9т/сут. Час роботи свердловин між послідовно проведеними ремонтами називається міжремонтним періодом МРП. Він визначається для кожного способу експлуатації за формулою:

М = (1)

де, Т - сумарний час даного способу експлуатації свердловин за даний період, діб.

Р-кількість ремонтів на свердловинах даного способу експлуатації за той же період.

МРП залежить від багатьох чинників правильного підбору обладнання, організаціями ефективної боротьби з парафіном, солеотложенія, постановкою дослідницьких і профілактичних робіт.

Великого значення набуває точність визначень коефіцієнта продуктивності, тому що деякі дані про параметри пласта обумовлюють правильний підбір обладнання свердловини - в результаті низький МРП.

У 2007 -2009 роках у зв'язку з неприйняття нафти з товаротранспортними організаціями було багато вимушених зупинок свердловин, в результаті чого відбулося штучне зниження МРП свердловин.

2.2 Динаміка технологічних показників розробки

Станом на 1.01.09г. з продуктивних пластів горизонту Д ₁ Зай-Каратайской площі відібрано 73,599 млн. т. нафти або 89,7% початкових видобутих запасів. Поточний коефіцієнт нафтовилучення дорівнює 0,498. Попутно з нафтою відібрано 156,8 млн. т. води. Середня обводненість видобутої продукції за період розробки становила 68,9%. Водонафтової фактор - 1,76.

У 2009р. з площі відібрано 420 тис.т. нафти. Темп відбору нафти склав 0,6% початкових і 3,48 від поточних видобутих запасів. Попутно з нафтою відібрано 3046 тис.т. води. Обводненість видобутої продукції дорівнює 86,8%. Фонд діючих видобувних свердловин склав 364, з яких 14 свердловин недіючі. Середньодобовий дебіт однієї свердловини по нафті дорівнює 3,6 т / добу., По рідини 27,3 т / добу. Річний водо-нафтовий чинник - 6,6. Середнє пластовий тиск у зоні відбору і забойное тиск видобувних свердловин складає 16,0 і 9,6 МПа. У продуктивні пласти розміщено спочатку розробки 209298 млн. м ³ води, компенсація відбору рідини в пластових умовах склала 109,1%. Фонд нагнітальних свердловин на 1.01.09г. дорівнює 155, з яких 21 зупинена з технологічних причин.

Максимальна видобуток нафти 3,893 млн. т. була досягнута в 1971р. Видобуток в 3-3,9 млн. т. утримувалася протягом 10 років. Починаючи 1972р. спостерігається неухильне зниження видобутку нафти і зростання обводнення до 1986р. З 1987р. обводненість знижується. У 1997р. видобуток нафти в 8,5 разів менше по-порівнянні з досягнутим максимумом. В даний час темп зниження видобутку нафти зменшився, і площа вступила в 4-у стадію розробки. Максимальний рівень видобутку рідини порядку 8,0 млн. т. утримувався протягом 10 років, в останні роки швидко знижується.

2.3 Аналіз вироблення пластів

З моменту початку розробки блоку відібрано 1959 млн. т. нафти. Це 43,0% початкових геологічних і 89,9% видобутих запасів. Основний видобуток нафти здійснюється в результаті дренування запасів високопродуктивних негліністих колекторів, відбір з глинистих становить 21%, з малопродуктивних - 4%.

Стан вироблення запасів нафтових пластів на даному блоці в більшості випадків краще, ніж на інших, це практично стосується всіх пластів по всіх категоріях колекторів. Тут слід відзначити високу ступінь відпрацювання запасів нафти першої групи негліністих колекторів по пластах пачки "б" і пласту "в". Так, наприклад, по пласту "б _1" залишилося відібрати 0,3% видобутих запасів, по пласту "в" - 1,6%.

По пластах "а", "б _2", "б _3" в активну розробку залучені запаси нафти, пов'язані з глинистими високопродуктивними колекторами, про що свідчить відносна величина залишкових видобутих запасів. По іншим шарам тенденція явного відставання.

Пласт "а" містить 13,3% нафти від НИЗ за площею. З початку розробки по пласту відібрано 71,9% від НИЗ нафти. Введені на нафту свердловини 39484, 39485, 39486. Під нагнітання води освоєні свердловини 6028в, 39477, 39487.В активну розробку за звітний рік залучено 22 тис. тонни видобутих запасів нафти.

Пласт "б1" містить 10,1% від НИЗ нафти за площею, накопичений відбір нафти складає 70,7% від НИЗ нафти по пласту. Введені на нафту свердловини 39484, 39486. Під нагнітання води освоєні свердловини 39477, 39487. В активну розробку залучено 4 тис. тонни видобутих запасів нафти.

Пласт "б2" містить 12,9% від НИЗ нафти за площею. З початку розробки відібрано 77,8% від видобутих запасів по пласту. Введені на нафту свердловини 39484, 39486.Освоени під нагнітання води свердловини 6076а, 6304а, 39468, 39487.Дострел пласта проведений в нагнітальної свердловині 6025б.В активну розробку за рік залучено 34 тис. тонни видобутих запасів нафти.

Пласт "б3" містить 24,1% НИЗ нафти за площею. З початку розробки відібрано 97,1% від НИЗ по пласту. Введена на нафту свердловина 39485. У звітному році під закачування освоєні свердловини 6076а, 6028в, 6304а, 39468, 39487. Зробили відключення пласта у видобувній свердловині 6019б. В активну розробку протягом року введено 24 тис. тонни видобутих запасів нафти.

Пласт "в" містить 20,6% НИЗ нафти за площею. Накопичений відбір нафти склав 89,8% від запасів по пласту. Під нагнітання води освоєна свердловина 6076а. Зробили відключення пласта у видобувній свердловині 6149а.

Пласт «г1» містить 14,9% НИЗ нафти за площею. З початку розробки відібрано 95,9% від запасів нафти по пласту. Введена на нафту свердловина 39485.Отключеніе пласта через обводнення вироблено в свердловинах 6149а, 6144б, 6156а.

Пласт «г2 +3» містить 4,0% від НИЗ нафти за площею. Накопичений відбір становить 99,8% від запасів по пласту. Зробили відключення пласта у видобувній свердловині 6144б. У цілому по блоку з 3078 тис. т. поточних видобутих запасів близько 50% пов'язана з глинистими високопродуктивними колекторами, більше 30% з малопродуктивними. Таким чином, структура запасів змістилася у бік їх суттєвого погіршення і, природно, всі технологічні рішення, в основному повинні будуть акцентовані на вироблення цих запасів.

Залишкові запаси нафти високопродуктивних негліністих колекторів, головним чином, пов'язані з зонами часткового заводнення і можуть бути вилучені відомими гідродинамічними методами впливу на пласт.

3. ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗДІЛ.

3.1 Огляд існуючої схеми і підготовки свердловинної продукції в НГВУ «Леніногорскнефть»

У НГВУ «Леніногорскефть» застосовується герметизована високонапірна система збору та підготовки свердловиною продукції.

Існуюча система збору та підготовки продукції свердловин застосовується в НГВУ «Леніногорскнефть» відповідає всім основним вимогам:

- Повну герметичність процесу збору, транспортування і підготовки,

- Вимірювання кількості продукції на кожній підключеної свердловині,

- Спільне або роздільне, після ГЗУ, транспортування обводненной і не обводненной нафти газу,

- Використання нафтозбиральних колекторів для підготовки свердловинної продукції до подальшої обробки (внутрішньотрубна діемульсація),

- Сепарацію газу,

- Підготовку товарної нафти (обезводнення і знесилення)

- Підготовку стічної води для її подальшого використання в системі ППД,

- Потокове вимірювання кількості та якості продукції на різних етапах її підготовки.

Основні переваги такої схеми наступні:

- Практично повне усунення втрат легких фракції за рахунок герметичності системи,

- Можливість повної автоматизації збору, підготовки та контролю якість продукції,

- Можливість у деяких випадках транспортування свердловиною продукції по всій площі родовища за рахунок тиску на гирлах свердловин.

Переважно систему збору та підготовку можна представити таким чином. Нафта, газ і вода підняті не поверхня із свердловин, під гирловим тиском, по викидних колекторам направляються на групові замірні установки (ГЗУ). При великій відстані свердловини від ГЗУ в даний час але їх гирло встановлюються лічильники (СКЖ) дані з яких по радіоканалу передаються на центральний диспетчерський пульт ЦДНіГ, а продукція подається до загального колектор йде від ГЗУ або безпосередньо на дотискувальної насосну станцію (ДНС). Всі ДНС обладнані сепараторами, в яких здійснюється перша ступінь сепарації, що відокремився газ прямує на компресорні станції, а сепарований рідина відкачується на Лениногорский ДНС і УПС. Всього на Лениногорский ДНС з УПС сепарований рідина надходить з ДНС № 1 (ЦДНіГ-2), № 34 і № 55 (ЦДНіГ-1) і не сепарований безпосередньо з 2-х ГЗУ № 1727 і № 1738.

Для завершення процесу діемульсаціі до надходження рідини на ЛДНС з УПС (з метою інтенсифікації використання промислового обладнання та зменшення металоємності головних споруд) на всіх ДНС та деяких окремо узятих ГЗУ і свердловинах встановлені точки подачі хім.реагента. Дана поєднана технологія дозволяє істотно поліпшити техніко-економічні показники збору та підготовки нафти, очищення пластових вод і сепарації газу. При цьому значно скорочується кількість апаратів та спорудженні, необхідних для обробки всього об'єму рідини і газу, зменшується в'язкість рідини, що перекачується і відповідно гідравлічні опори при транспортуванні свердловини продукції.

3.2 Підготовка пластової води

З 1967 по 1997 р.р на промислах Татарії було очищено 4332 млн.м ³ пластових і стічних вод, використане в системі ППД більше 3453 млн.м ³ (або 79,7%). При цьому за рахунок застосування резервуарів і булітів з ЖГФ, технології обробки продукції свердловин в трубопроводах і резервуарів з гідрофільними фільтрами підготовлено близько 2563 млн. м ³ (64%) з економічним ефектом близько 280 млн. руб. в цінах до 1991 р.

Розроблені інститутом ТатНІПІнефть технології і засоби очищення стічних вод при рівному якості їх підготовки відрізняються від зарубіжних більш високою надійністю, продуктивністю і низькими питомими експлуатаційними та капітальними витратами. Орієнтування на західні технології означала б застосування менш ефективних рішень. Так, як удільні капітальні вкладення для вузла очищення води продуктивністю 7 тис. м ³ / доб девонської води у вітчизняному варіанті (при рівній якості очищення) в 16 разів нижче, ніж на установках США і в 36 разів нижче, ніж вартість обладнання.

Між вартістю очисних спорудженні та глибиною очищення стічних вод від нафти існує гіперболічна залежність. З підвищенням глибини очищення стічних вод від нафти вартість очисних споруд різко зростає.

Так при збільшенні ступеня очищення води з 75 до 15 мг / л по нафті, вартість очисних споруд об'єкту продуктивністю 5,5 тис. м ³ / добу зросте у три рази і складе 1,5 млн. доларів. При загальному обсязі стічних вод у ВАТ «Татнефть» 368 тис. м ³ / добу.

До наявного обладнання необхідно було б додатково закупити ще 67 установок. Крім того, необхідно очищати воду і на численних нових об'єктах, потреба в яких диктується міркуваннями раціональної розробки нафтових родовищ Татарстану.

Першочергові завдання щодо поліпшення якості води та реконструкції системи ППД:

1. Поліпшення якості очищення стічних вод на всіх об'єктах водопідготовки. Складність ситуації полягає в тому, що у зв'язку з опрісненням стічних вод, збільшенням вмісту в них небажаних хімічних реагентів, формуванням тонкодисперсної емульсії нафти, у воді з розмірами крапель 5-10 мікрон істотно підвищується її стійкість і погіршуються технологічні властивості.

Це завдання може бути вирішена шляхом вдосконалення гідрофільних і гідрофобних фільтрів і гідрозатворів, а також шляхом застосування гідродинамічних автофлотаціонних апаратів.

2. Привести у відповідність існуючі потужності очисних споруд з очікуваним обсягом очищення стічних вод по всіх об'єктах.

3. Аналіз системи ППД і її адаптація до нових умов.

4. Розробка техніки і технології підготовки стічних вод у системі східчасто-цільовий їх очищення, що виключає можливість забруднення забою нагнітальних свердловин продуктами корозії водоводів.

5. Промислові випробування апаратів для очищення води різних фірм.

6. Розробка каскадної технології глибокого очищення і закачування

стічної води в залежності від колекторських властивостей заводняемих пластів та реконструкція на цій основі всієї системи ППД.

7. Розробка роздільної технології очищення пластових і промислових зливових вод для зниження швидкості корозії устаткування і водоводів.

8. Розробка технологій по забезпеченню попереднього скидання пластових вод з продукції свердловин при ДНС і т.д. з використанням принципу накладення карт систем нефтегазосдора і ППД.

9. Розробка комплексу технологічних процесів із захисту системи ППД від скидання в неї якісних вод, що в свою чергу практично неможливо без аналогічної захисту установок підготовки нафти, будівництва вузлів переробки проміжних робіт на свердловинах та трубопроводах, а також оснащення всіх систем відповідним обладнанням та приладами контролю.

10. Розробка індивідуальних технологій і підбір необхідних комплексів обладнання по площах і ділянках, що дозволяють вирішити проблему глибокого очищення води перед її закачуванням з отриманням значного економічного ефекту за рахунок збільшення міжремонтних періодів нагнітальних свердловин, зниження енерговитрат на закачування води в пласт, збільшення видобутку нафти з пласта.

Основним виконавцем даної програми було визначено науково-технічний центр екологічно чистих технологій "ЕКОТЕХ" під керівництвом професора Тронова В.Л..

Експериментально встановлено, що при будь-якій системі очищення фільтрація закачиваемой води через пористе середовище супроводжується зниженням її проникності, причому, якщо при прокачуванні ультрофільтрованной води (0,2 мікрон) темпи зниження становлять близько 0,15% на один поровий об'єм, то при закачуванні неочищеної річковий води це зниження доходить до 2,2% на Прокатаний поровій обсяг. Після прокачування близько 130 і 36 парових обсягів темп падіння проникності зменшується, відповідно, до 0,02 і 0,17% на один поровий об'єм прокачування.

На основі комплексного аналізу петрофізичних характеристик колекторів різних груп і класів горизонту Д1, Д0 і встановлених явищ у процесі фільтрації різних типів вод сформульовані основні вимоги до закачиваемой воді.

Зниження прийомистості нагнітальних свердловин визначається великою кількістю незалежних факторів (колекторськими властивостями пласта, технологією розтину бурінням, ОПЗ, конструкцією вибою свердловин, корозійними та іншими процесами), в тому числі і якістю закачуваних вод.

Зазначено, що зниження проникності пористого середовища має місце навіть при фільтрації через неї чистого гасу, гліцерину і бідістілліробанной води. Це свідчить про природну деградації пористої середовища і кольматації звужених ділянок пір власними частинками, що грають роль прямих і зворотних клапанів (при виливши і зміні напрямку фільтрації).

Більше 90 дослідів були здійснені при фільтрації води після фільтрації нафти і понад 40 - через водонасичені керни. Водопроникність в кінці дослідів зменшилася в 226 разів. При прокачуванні гліцерину через високопроніцаемие керни (420 - 867 мД) падіння проникності склало 20-80%.

Для ефективного вирішення проблеми підготовки води пропонується здійснити проектування та реалізацію системи очищення води з використанням каскадної технології, що передбачає послідовне і спрямоване доведення якості води до вимог конкретного об'єкта заводнения, аж до нагнітальної свердловини.

У проектах реконструкції системи ППД і по випереджаючим програмами НГВУ щодо вдосконалення розробки слабопроникних пластів передбачити можливості оптимізації параметрів нагнітання води по свердловинах, використання ефектів виливу, очищення боди до базового якості на очисних станціях, використання перемичок для промивок водою, виключення можливості скидання некондиційних стоків в систему ППД, утилізацію водних нефтешламов в системах нафтогазовидобування, ППД та інших спеціально призначених для цього об'єктах, заміну металевих обсадних колон некорродірующімі (склопластиковими) трубами, впровадження металопластмасова труб, зміна конструкції привибійної частини свердловини, поліпшення якості розкриття пластів, освоєння нагнітальних свердловин та здійснення ремонтних робіт .

Одним з принципово важливих рішень, запропонованих у ході виконання програми безумовно стала каскадна технологія.

3.3 Каскадна технологія підготовки та очищення води

Для каскадної очищення стічної води що поступає на КНС підбирали технічні засоби, які випускаються промисловістю або ж можуть бути виготовлені в промислових умовах. До них відносяться:

- Горизонтальні відстійники з гідрофобним фільтром і РВС забезпечують підготовку стічної води базового якості для закачування в пласти з високою проникністю;

- Гидроциклон, апарати АОСВ 2 / 2, що пройшли експлуатаційні випробування на Куакбашской УПВСН і Горкінскіх ОС для очищення і закачування стічної води в пласти із середньою проникністю,

- Фільтри типу "Екон" і установка «КОАЛЕСЦЕНТ» для доочищення і закачування стічної води в пласти з низькою проникністю;

- Вібратори типу БГ 170/150, для диспергування містяться в стічній воді домішок на гирлі нагнітальних свердловин,

- Фільтруючі елементи проточні (ФЕП) для відведення стічної води високої якості з розвідних водоводів;

- Місткості для збору шламу при доочищенню стічної води;

- Відцентрові насоси для подачі багаторазово розчавленого водою шламу на КНС для закачування в високопріемістие нагнітальні свердловини.

У процесі впровадження каскадної технології в НГВУ "Леніногорскнефть" пройшли випробування вітчизняні апарати АОСВ 2 / 2 і ротаційна гідроциклонах установка (РЦУ), а також імпортний гидроциклон фірми Серк-Бейкер і установка очищення пластової води (УОПВ) розроблена ТОВ «Екоцентр» м. Севастополь .

Випробування показали високу ефективність АОСВ 2 / 2, що поліпшує показники якості води за ТВЧ і нафтопродуктам в 3-4 рази.

Незважаючи на деякі конструктивні недоліки роторного гидроциклона, він також показав хороші показники з якості і представляється нам перспективним апаратом. Що стосується імпортного гидроциклона фірми Серк-Бейкер, то тут слід зазначити недоліки у виконанні окремих вузлів, які до цих пір не дозволили вийти на заплановані показники з якості - 20 мг / л по нафтопродуктах, і ТВЧ. Що стосується УОПВ, то установка - дозволяє зробити глибоке очищення пластової води зі стабільними показниками на виході. Технологія роботи установки заснована на коалесцирующие ефекті першого етапу очищення і фільтрації води через кварцовий пісок на другому етапі.

Однак до низки позитивних характеристик, як показали промислові випробування, є і деякі суттєві недоліки як:

а) низький тиск на виході установки тобто менше необхідного для прямого підключення на прийом насоса типу RED А-500,

б) можливі проскакування піску.

в) складність експлуатації в зимовий час.

Це, а також висока вартість навряд чи дозволить забезпечити широке впровадження цих апаратів на об'єктах водопідготовки ВАТ "Татнефть".

Відомий спосіб поділу водогазонефтяной суміші, що включає подачу водогазонефтяной суміші в похилий депульсатор з подальшим розшаруванням її і відбором отриманих фаз.

Більш близький до пропонованого «Спосіб поділу водогазонефтяной суміші» включає переміщення потоку водогазонефтяной суміші в ламінарному режимі, поділ його на пучок потоків, переміщення їх під кутом до горизонту і, після розшарування кожного, отриманого в пучку потоку, змішування їх у загальний потік і відбір отриманих фаз.

Недоліком як аналога, так і прототипу є недостатня якісне очищення водогазонефтяной суміші, відбувається це тому, що кожен бульбашка газу прагне спливти вертикально вгору, а при похилому потоці на пляшечку постійно набігає нова порція водогазонефтяной суміші, заштовхуючи його вниз. Це при достатньо малому обсязі бульбашки не дає йому спливти, тобто поділ водогазонефтяной суміші не відбувається. Крім того, при спливанні на поверхню потоку бульбашки утворюють стійку піну погано піддається подальшому поділу.

Завданням винаходу є підвищення якості поділу водогазонефтяной суміші.

Поставлена ​​задача вирішується описуваних способом, поділу водогазонефтяной суміші, що включає переміщення транспортується потоку водогазонефтяной суміші в ламінарному режимі, поділ його на пучок потоків і, після розшарування кожного потоку в пучку на фази, злиття їх в загальний потік, новим є те, що транспортується потік послідовно переміщають у горизонтальному і похилому напрямках поділу на пучок потоків підлягає тільки ядро транспортується потоку, причому на горизонтальному напрямку потоки в пучку переміщують по гвинтових твірної, а на похилому напрямку потоки в пучку переміщують паралельно при зустрічному барбатірованіі потоку на похилому напрямку бульбашками газу з хімічним складом, ідентичним або еквівалентним відшарованої газовій фазі. Дослідження патентної і науково-технічної літератури показали, що подібна сукупність істотних ознак на сьогодні - є новою і раніше не використовувалася, це, в збою чергу, дозволяє зробити висновок про відповідність технічного рішення критерію "новизна".

. Транспортування потоків пучка в горизонтальному напрямку по гвинтовий твірної:

- Зменшує шлях пробігу бульбашок газу до їх злиття в укрупнені бульбашки,

- Збільшує питому поверхню контакту нафта-газ, що прискорює процес дегазації нафти і руйнування пін,

- Розширює область зсувних деформацій і скорочує область центральної поршневий води, що призводить до інтенсивного руйнування піни,

- Надає кожному бульбашки тангенціальне прискорення, що сприяє більш швидкої транспортуванні бульбашки до краю потоку і осадження його на формуючі потік стінки.

Транспортування пучка потоків у похилому напрямку при паралельному переміщенні збільшує довжину пробігу (щодо потоку) барботажних бульбашок, що сприяє кращому злиття їх мікробульбашок газу, розчиненими в водогазонефтяной суміші. Крім того, відшарування фаза води в кожному похилому потоці зісковзує по нижній його частині вниз, де скупчується, і надалі підлягає відбору.

Наявність стінок, формують пучок потоків, допомагає коалесценції бульбашок, осідаючи на собі бульбашки газу і, шляхом злиття останніх, збільшуючи.

Застосування для барботирования газу з хімічним складом, ідентичних або еквівалентним відшарованої газовій фазі, дозволяє уникнути непотрібних хімічних реакцій.

Спосіб здійснювали в такій послідовності. Половину трубопроводу (КДФ) довжиною 120 м і діаметром в 1 м розмістили в горизонтальному положенні, а іншу - під нахилом в 3 градуси (в залежності від рельєфу кут нахилу може бути від 2 до 4 градусів). У горизонтальній ділянці трубопроводу розмістили відцентрованим пучок поліетиленових труб, що перекриває переріз трубопроводу на 70%, довжина пучка становила 12 м, габаритний діаметр 0,7 м, пучок згорнутий по гвинтових утворює на половину кола (крок отриманого бинта 24 м). Внутрішній діаметр поліетиленових труб для пучка становив 68 мм. У похилій ділянці трубопроводу розмістили відцентрові пучок поліетиленових труб таких же розмірів, тільки розміщених паралельно один одному. Внизу похилого ділянки трубопроводу розмістили душові насадки. Для рівномірного розподілу газу вхід кожної насадки забезпечили змінним гідравлічним опором.

При роботі ядро потоку водогазонефтяной суміші поділяється на пучок потоків, що проходить всередині та між поліетиленовими трубами. У кожному потоці пучка відбувається розшарування водогазонефтяной суміші а оскільки висота потоків порівняно невелика, то дрібні газові бульбашки встигають спливти вгору під верхню частину труби. Одночасно прикладена до кожного бульбашки тангенціальне прискорення створює силу, притискуючу ці бульбашки в формує пучок потоків стінки, перебуваючи там під гідростатічним тиском, вони зливаються у великі бульбашки, яким, при злитті пучка потоків до загального, досить плавучості для спливання у верхню частину для подальшого відбору . Отриманий таким чином газ відокремлюють і подають в трубопровід з душовими насадками. Останні відрегульовані таким чином, що в процесі роботи з кожної йде приблизно рівну кількість газу. Стікаючи з отворів душових насадок газ формується в пухирці, розміри яких у кожному конкретному випадку різні і залежать від в'язкості прокачується водогазонефтяной суміші. Коли кожен з бульбашок збільшується на стільки, що зможе відірватися, він спливає, по дорозі притягаючи мікробульбашок з водогазонефтяной суміші. А так як бульбашки спливають проти напрямку руху потоку, то контакт їх відбувається з більшою Масою водогазонефтяной суміші. Після торкання бульбашкою стелі похилого трубопроводу він ковзає вгору, зливаючись з іншими такими ж бульбашками.

Нафта і вода при переміщенні по трубопроводу встигає розділитися, причому вода по похилій частині скочується вниз і там її відбирають, нафту відбирають з горизонтальної частини трубопроводу.

Таким чином водогазонефтяная суміш проходить два ступені очищення - на горизонтальному і на похилій ділянці трубопроводу. При необхідності кожна ділянка очищення можна повторювати необхідну кількість разів.

Застосування винаходу дозволяє проводити якісне поділ водогазонефтяной суміші, при цьому якість води доходить до 40-50 мг / л по КВЧ (кількість зважених механічних частинок) і по нафті. При цьому знижуються капітальні вкладення на 65%, зменшуються взаємні перекачування додаткових обсягів пластової води.

Кінцеві дільники фаз даної конструкції впроваджені в НГВУ "Леніногорскнефть". Більш ніж дворічна експлуатація підтвердила їх високу ефективність.

Закачування води відповідно до колекторськими властивостями пластів і прошарків, розкритих як індивідуальним, так і загальним забоєм при мінімальній кольматації пір фільтруючих порід забезпечує:

- Збільшення поточного видобутку нафти;

- Вилучення з надр нафти, яка не піддається витіснення

традиційними засобами;

- Ефективну вироблення як високо, - так і слабопроникних пластів;

- Кратне скорочення числа і тривалості ремонтних робіт з відновлення прийомистості нагнітальних свердловин;

- Здійснення ремонтних робіт в екологічно чистому вар анте;

- Високоефективну, екологічно чистим способом нефтешламов, витягають із води, що очищається при мінімальних витратах;

- Диференціювання за обсягом, якості та скорочення на цій основі загальних витрат на очищення закачуваних вод;

- Значну економію електроенергії, яка витрачається підтримання пластового тиску.

Рішенню про якість, кількість та технології закачування вод передують детальний геологічний і петрографічний аналіз пластів, інтерференції нагнітальних і видобувних свердловин, вибір прийнятної технології заканчіванія свердловин бурінням, розкриття пластів і виклику припливу.

Ефективність застосування каскадної технології очищення води в основному пов'язана з:

- Залученням у розробку пластів низької проникності і збільшенням запасів нафти в обсязі закачування води підвищеної якості;

- Зниженням обсягів очищення води з вищої якості;

- Скороченням витрат на електроенергію для закачування води з-за зниження темпів зростання тиску закачування при збереженні прийомистості свердловин;

- Збільшенням міжремонтних періодів свердловин, пов'язаних з ОПЗ, і пов'язаної з цим додаткової видобутком нафти;

- Зниженням числа поривів водоводів за рахунок зниження Δ Р;

- Скороченням витрат на ремонтні роботи, пов'язані з ОПЗ;

- Зменшенням обсягів шламів при виливаючи нагнітальних свердловин при ремонтних роботах;

- Зниженням кількості знову буряться свердловин у зв'язку з втратою прийомистості пробурених раніше;

- Залученням в товарні поставки витягнутої з води краплинної нафти;

- Проявом екологічного ефекту від зниження забруднень навколишнього середовища при поривах трубопроводів з нафтовмісними водами;

- Виключенням проблеми утилізації нафтовмісних ТВЧ, характерної для інших методів очищення і задачки пластових вод;

- Переведенням частини трубопроводів з високонапірних в категорію низьконапірних;

- Зниженням частки неефективних витрат, пов'язаних з марною закачуванням води низької якості в пласти, куди вона надходити не могла в зв'язку з кольматацію пір ТВЧ.

Малюнок 1. Принципова схема каскадної технології очищення закачуваних вод

I - головні очисні споруди I групи якості води; 2 - гребінка; 3 - водоводи першої групи якості, 4 - КНС - кущові насосні станції, 5 - вузол доочищення води другого ступеня; 6 - водовід води другого ступеня очищення; 7 - вузол доочищення води третього ступеня; 8 - водовід води третього ступеня очищення; 9 - вузол очищення води четвертої ступені; 10-13 - нагнітальні свердловини, які взяли воду першої, другої, третьої і четвертої ступенів очищення.

3.4 Опис процесу гідроциклоном установки

Система гідроциклоном обладнання для процесів відділення піску і видалення нафти була спроектована для використання при очищенні стічних вод, що утворюються при видобутку нафти, в першу чергу на родовищі Ромашкіно, Татарстан, Росія. Цукеркові елементи обладнання були обрані з метою отримання заданих рівнів видалення нафти та відділення зважених твердих часток. Дана система була розрахована і, спроектована для роботи з автоматизованою системою регулюючих клапанів для того, щоб регулювати розвантаження твердих частинок, витрата відокремлюваної нафти і очищеної води як описано в технічних вимогах.

Агрегат гідроциклоном водоочищення був спроектований для обробки 4000 кубічних метрів утворюються при видобутку нафти стічних вод на добу. Розрахункова величина вмісту завислих твердих частинок - до 70 мг / л, а вільних крапель нафти - до 330 мг / л.

Стічні води надходять у вузол очищення через трубопровід PW-3001-А1 діаметром шість (6) дюймів при температурі від + 3 ° С до + 20 ° С і направляються в подає насос високого тиску. Цей насос - являє собою відцентровий насос c низькою зсувне здатністю, який підвищує робочий тиск у потоці з 207 кПа (манометричний) до 1034 кПа (манометричний). Місцеві операції пуску / зупинки на пересувній вантажній платформі здійснюються за допомогою ручного вимикача HS -001. Після підвищення тиску стічні води надходять у перший з двох гідроциклони апаратів.

Перший гидроциклон, S -001, є встановлений вертикально сепаратор для відділення твердих матеріалів від рідини. Його призначення полягає у відділенні твердих матеріалів від рідини. В умовах усталеного течії надходять стічні води проходять через бічний патрубок (6 дюймів) і розподіляються внутрішньою камерою по 73 гідроциклоном вставкам. Результатом цього є розкручування твердих частинок та зміщення їх до стінок вставки. Тверді частинки щільніше води і рухаються вниз по вставкам в конус збору твердих частинок. Для встановлення інтервалу між вивантаження твердих частинок та тривалість цієї вивантаження використовується цифрова панель з двома таймерами. Як правило, інтервал між вивантаження може становити 2 години, а тривалість перебування у відкритому стані - 30 сек. Тверді частинки залишають розташований на вантажній платформі вузол по трубопроводу DO -4001 - A 1 діаметром 2 дюйми і направляються в забезпечувану іншою стороною систему збору та утилізації твердих частинок зі звичайним витратою від одного до двох кубометрів на добу. Схема технологічного процесу показує, що в якості апроксимації при виборі розміру трубопроводів використовувалася оцінка в 40 кубометрів на добу. Стічні води зі зниженим вмістом твердих частинок, що залишають апарат S -001, містять менше 25 мг / л зважених твердих часток. Очікується розрахункове падіння тиску в апараті, що становить 170 кПа (манометричний).

Другий гидроциклон, S -002, являє собою розташований горизонтально сепаратор для відділення води від нафти. Призначення цього апарату полягає у видаленні нафтових крапель з потоку стічних вод. В умовах усталеного течії вільні від твердих частинок стічні води проходять через нижній патрубок (6 дюймів) і розподіляються внутрішньою камерою по 42 гідроциклоном вставкам. Очищені води залишають кожну з вставок у звужується (нижньому) кінці і перед виходом через вихідний патрубок (6 дюймів) збираються в камері. Насичений нафтою промивний розчин утворює у вставці ядро і спрямоване до верхньої частини вставки протитечія.

Насичений, нафтою промивний розчин залишає верхню частину кожної з вставок через видільними діафрагму. Розчин для промивання з кожної з вставок збирається і випливає з апарату через патрубок видільними кільця. Зміст нафтових крапель у водах, що залишають апарат S -002, становить менше 25 мг / л. Очищена вода залишає систему по трубопроводу з витратою приблизно 3900 кубометрів на добу. Регулювання витрати очищеної води нижче по потоку здійснюється за допомогою блоку регулювання рівня. Очікується розрахункове падіння тиску в апараті, що становить 390 кПа (манометричний). Зібраний насичений нафтою промивний розчин виходить з вантажної платформи через трубопровід RJ -2001 - A 1 діаметром 1,5 дюйма з витратою приблизно 100 кубометрів на добу. Потік нафти регулюється клапаном тиску, який регулюється за допомогою блоку управління ставленням перепадів тиску PDRC -005.

Малюнок 2. Технологічна схема гідроциклоном установки

1 - насос; 2 -. Гидроциклон S -001; 3 - скидання хутро. домішок; 4 - панель таймера; 5 - гидроциклон S -002; 6 - скидання в аварійну ємність; 7 - нафту, 8 - отчіщенние вода;

3.7 Висновки

1. При застосування каскадної системі отчистке, вона показала високу ефективність, що поліпшує показники якості води за ТВЧ і нафтопродуктам в 3-4 рази.

2. Розроблені технології і засоби очищення стічних вод при рівному якості їх підготовки відрізняються від зарубіжних більш високою надійністю, продуктивністю і низькими питомими експлуатаційними та капітальними витратами.

3. Більше 90 дослідів були здійснені при фільтрації води після фільтрації нафти і понад 40 - через водонасичені керни. Водопроникність в кінці дослідів зменшилася в 226 разів. При прокачуванні гліцерину через високопроніцаемие керни (420 - 867 мД) падіння проникності склало 20-80%.

Таким чином, впровадження каскадної підготовки та очищення води, показали хороші результати в процесі дослідів, і в подальшій експлуатації в НГВУ «Леніногорснефть».

4. ОХОРОНА ПРАЦІ І ПРОТИПОЖЕЖНА ЗАХИСТ

4.1 Техніка безпеки і охорона праці при ППД

При проведенні робіт з підвищення нафтовіддачі повинні суворо дотримуватися загальні вимоги техніки безпеки, що випливають з діючих правил та інструкцій нафтогазовидобувної промисловості. Так, всі робітники, знову надходять на підприємство або перекладні з однієї ділянки роботи на інший, повинні пройти виробничий інструктаж з техніки безпеки. Зміст інструктажу повинно охоплювати всі види робіт, виконуваних конкретним працівником в межах професії, на яку він прийнятий на роботу.

Перебуваючи на робочих місцях, робітники повинні користуватися встановленої для них спецодягом, взуттям та індивідуальними захисними пристосуваннями. Робочі місця та ділянки роботи повинні обладнуватися покажчиками, попереджувальними робочих про небезпеки, а рухомі частини механізмів повинні огороджуватися спеціальними загороджувальними щитами. Інструмент, яким користуються робітники при проведенні робіт, повинен перебувати в справному стані.

Більшість методів підвищення нафтовіддачі проводять при високих тисках, а тому перед застосуванням методів необхідна попередня опресовування всього обладнання і трубопроводів при належному достатнє оснащення всієї системи обв'язки трубопроводів справними приладами (манометрами).

При здійсненні підтримки пластового тиску закачуванням води на всіх об'єктах системи ППД - кущові насосні станції, трубопроводи, свердловини - має бути організоване спостереження за станом їх справності. Не допускається наявність витоків води і газу.

При виявленні витоків газу всі роботи в зоні можливої ​​загазованості повинні бути припинені. Не допускається проведення робіт у системі ППД прі за

бруднення робочого місця або прилеглої території нафтою, за відсутності належного висвітлення. Не допускається проводити ремонтні роботи в системі ППД із заміни засувок, контрольно-вимірювальних приладів і т.п. при наявності тиску. При проведенні ремонтних робіт у насосних або компресорних станціях пускові пристрої двигунів повинні забезпечуватися плакатами «Не вмикати - працюють люди». Якщо виникає необхідність проведення робіт на свердловинах з нафтогазопроявами, то повинні бути дотримані правила протипожежної безпеки. Працювати слід, перебуваючи з навітряного боку, і використовувати інструмент, що не створює іскор при зіткненні з обладнанням.

При проведенні фізико-хімічних методів підвищення нафтовіддачі на додаток до общепромисловим вимогам охорони праці додаються вимоги зі знання правил у поводженні з хімічними реагентами і додаткові заходи безпеки при цьому. Так, при заводнении пластів з використанням ПАР робітники повинні бути навчені правилам поводження з розчинами. Не допускається попадання розчину ПАР на тіло і в очі, тому при проведенні робіт робітники повинні користуватися захисними окулярами і гумовими рукавичками. Не допускається прання спецодягу в території розчинах ПАР. Не допускається розлив розчинів ПАР на нафтопромислах і потрапляння їх в озера, річки і т.п. При виявленні витоків розчинів ПАР в системі ППД закачування розчину негайно повинна припинятися.

Настільки ж суворі вимоги пред'являються до працюючих при використанні для цілей підвищення нафтовіддачі кислот або лугів. Якщо в результаті прориву трубопроводу або несправностей запірної арматури стався розлив хімічних реагентів на території промислу, то місце, піддане забрудненню, має бути позначена щитами з попереджувальними написами і негайно дезактивувати.

За експлуатації заглибних насосних установок при закачуванні води в продуктивні горизонти пред'являються наступні вимоги:

- До експлуатації заглибних насосних установок типу УЕЦНМВ допускаються особи не молодше 18 років, які пройшли медичний огляд, відповідне навчання, виробниче стажування, інструктаж з безпечного ведення робіт і перевірку знань з охорони праці та техніки безпеки;

- Працівники, які обслуговують заглибні установки повинні знати характеристику застосовуваного устаткування, систему обв'язки погружних насосів, розташування підвідних і напірних трубопроводів;

- При експлуатації заглибних установок зустрічаються такі небезпечні й шкідливі виробничі фактори: високий тиск нагнітання, висока напруга живлення електродвигуна, високий вміст у повітрі вуглеводнів і сірководню.

4.2 Протипожежна безпека

Пожежі на свердловинах можуть завдати великої матеріальної шкоди та викликати нещасні випадки з людьми. Тому у гирла заборонено користуватися вогнем, курити, включати електрообладнання, проводити зварювальні роботи. Загоряння слід ліквідувати. Полум'я можна погасити сбиванием його сильним струменем води або інертного газу, ізоляцією від повітря і т.д.

Загоряння ліквідують за допомогою первинного інвентарю пожежогасіння, який повинен бути на пожежному посту і в автомашині для досліджень свердловин.

5. ОХОРОНА НАДР І НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА

5.1 Заходи з охорони надр і навколишнього середовища при ППД

Технологічні процеси, що існують в нафтовій та газовій промисловості, супроводжуються викидами в грунт, водоймища та атмосферу значних кількостей виробничих відходів, що забруднюють воду і повітря.

Скидання забруднених стічних вод, що містять отруйні органічні й неорганічні речовини, призводить до знищення рослинних і рибних багатств, обмежує можливість використання водойм для питного та промислового водопостачання, для сільського господарства, що приносить величезний збиток народному господарству.

Велику небезпеку на суші представляють промислові стічні води у зв'язку з їх високою токсичністю та агресивністю. Щоб уникнути дії їх на навколишнє середовище слід застосовувати повну утилізацію всіх стічних вод - повторну закачування (після очищення) в продуктивні пласти.

Впровадження цього заходу дозволить за рахунок здійснення замкнутого циклу водоспоживання уникнути шкідливого наслідки забруднення водойм і грунтів при поривах трубопроводів.

Зниженню забруднення на промислах сприятимуть ліквідація внутріскважінного перетікання пластових вод, здійснення заходів щодо вдосконалення герметизації технологічних процесів збору, підготовки нафти, газу і стічних вод, впровадження методів і засобів захисту обладнання від корозії, блокових установок з дозування ПАР та ін

Слід широко використовувати раціональні схеми рекультивації земель. Рекомендовані способи зняття і відновлення родючого шару грунту дозволять знизити обсяг земляних робіт і, головне, зберегти грунтовий покрив навколо свердловини.

У НГВУ «Леніногорскнефть» з охорони та раціонального використання водних ресурсів виконуються наступні заходи:

- Капітальний ремонт водоводів;

- Впровадження металопластмасова труб;

- Використання інгібіторів корозії для захисту трубопроводів (Нафтохім, Вікор, Амфікор, СНПХ);

- Метод впровадження алюмінієвих і магнієвих протекторів для захисту від корозії трубопроводів і запірної арматури на блоках гребінок;

- Дослідження та цементування за контуром, в тому числі підйом цементу за контуром;

- Герметизація експлуатаційної колони;

- Допод'ем цементу за експлуатаційною колоною;

- Ліквідація нафтогазопроявами;

- Відновлення родючого шару землі на місці аварій методом внесення фосфогіпсу.

Курсовим проектом пропонується нове захід, який значно сприяє охороні надр і навколишнього середовища. Впровадження УЕЦН забезпечує зменшення ймовірності поривів.

При експлуатації КНС в трубопроводах створюється високий тиск і, отже, велика ймовірність поривів. З перекладом на УЕЦН використовуються трубопроводи з низькими тисками, протяжність їх скорочується, тим самим кількість поривів зменшується.

Будівництво кущовий насосної станції по даному заходу виключається, отже, відсутні всілякі технологічні витоку (з-під сальників, з підлоги насосної станції та ін.)

Список використаної літератури

1. Тронів В.П., Тронов А.В. «Очищення вод різних типів для використання в системі ППД» .- К.: Фен. 2001 - 560 с.

2. Муравйов В.М. Експлуатація нафтових і газових свердловин .- М.: Недра. 1978 - 448 с.

3. Юрчук А.М. Розрахунки у видобутку нафти .- М.: Недра. 1974 - 320 с.

4. Бобрицький І.В., Юфін В.А. Основи нафтової і газової промисловості .- М.: Недра. 1965 - 215 с.

5. Довідник з нафтопромислового обладнання. Під ред. Є.І. Бухаленков .- М.: Недра, 1983 - 399 с.