6.4Промышленные и бытовые отходы
В процессе бурения проектных скважин и строительства объектов обустройства будут образовываться промышленные отходы: щебень, песок, буровые отходы, а также твердые бытовые отходы.
Применяемые при сооружении объекта материалы нетоксичны и не оказывают вредного воздействия на грунт и растительный покров.
Все подготовительные и основные строительно-монтажные работы производятся в пределах ограниченных площадок, выделенных во временное и постоянное пользование, что позволяет при соблюдении запроектированных мероприятий свести к минимуму негативные воздействия на почву, растительность и животный мир.
Загрязнение почвенно-растительного покрова отходами строительства при соблюдении рекомендаций настоящей работы исключено, так как предусмотрена утилизация всех видов промышленных и бытовых отходов.
Отходы щебня предполагается использовать для устройства подъездов к объекту строительства в распутицу, а отходы песка и гравия – для обратной засыпки котлованов, траншей и т.д.
Трубы нефтяного сортамента, канаты подлежат сдаче на «Самаравтормет» и частично используются для собственных нужд при изготовлении металлоконструкций и нестандартного оборудования. Отходы древесины реализуются населению.
Твердые бытовые отходы, образующиеся в период строительства скважин, предусматривается складировать в металлические контейнеры с периодическим вывозом их на санкционированный полигон по согласованию с администрацией района.
Для сбора жидких бытовых отходов на строительной площадке предусматривается использовать временные водонепроницаемые выгреба с последующим вывозом на очистные сооружения.
К третьему классу опасности (умеренно опасные) относятся отходы промасленной ветоши, образуемой от эксплуатации автотранспорта, тара из-под лакокрасочных материалов, шлам очистки трубопроводов.
К четвертому классу опасности (малоопасные) относятся лесопиломатериалы и твердые бытовые отходы. [27]
Отходы, образуемые в период бурения относятся к четвертому классу опасности.
К пятому классу опасности (неопасные) относятся отходы щебня, песка.
В процессе бурения скважин осуществляется замкнутый цикл циркуляции бурового раствора с очисткой от выбуренной породы. Буровые сточные воды и буровой шлам захораниваются в специально оборудованных амбарах. Отстоявшаяся вода из амбара откачивается и повторно используется на технологические нужды, буровой раствор (частично) вывозится на ближайшие буровые для дальнейшего использования.
После окончания строительства проводится планировка и работы по благоустройству территории. [21]
Выводы и рекомендации
Из анализа экологической ситуации можно сделать вывод, что обстановка на территории Казанского месторождения, в плане экологии, является удовлетворительной.
С целью максимального сокращения выбросов загрязняющих веществ, которые неизбежны при эксплуатации нефтепромыслового оборудования, предусмотреть следующие мероприятия:
- защита трубопроводов и оборудования от почвенной коррозии изоляцией усиленного типа;
- комплексная автоматизация технологических процессов: автоматическое отключение погружных насосов подземных емкостей при минимальном уровне в них;
- применение систем сбора газов с предохранительных клапанов аппаратов, резервуаров;
- складирование и хранение пылевидных материалов, реагентов, отходов производства на специально отведенных, обвалованных, гидроизолированных площадках;
- внедрение каплеуловитей и сбор капельной нефти.
С целью снижения негативного воздействия отходов на окружающую среду предполагается комплекс организационно-технических мероприятий:
селективный сбор, сортировка отходов по классам опасности, консистенции, направлениям использования, возможностям обезвреживания и удаления;
организация мест временного хранения отходов в соответствии с санитарными требованиями;
организация учета отходов, разработка технической документации по обращению с отходами.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Казанское месторождение находится на границе Сергиевского и Кинель-Черкасского административных районов Самарской области. Расположено в 100 км на северо-восток от города Самары. [21]
В региональном тектоническом плане Казанское месторождение по кристаллическому фундаменту и терригенному девону расположено в северной части Бузулукской впадины в пределах Сидоровского выступа кристаллического фундамента.
Пласт В1 выделяется в кровле турнейского яруса. Промышленные залежи нефти приурочены к Северному и Западному куполам Казанского поднятия.[15]
Залежь пласта В1 приурочена к пористым карбонатным породам верхней части турнейского яруса. Пласт представлен керном в большинстве разведочных скважин, сложен известняками неравномерно пористыми, с тонкозубчатыми стилолитовыми швами, расположенными по наслоению пород, серыми и коричневыми от нефтенасыщения. В средней части пласта имеются тонкие прослои вторичного известкового доломита (скв. № 200).
Коллекторские свойства пород Северного купола, в том числе емкостные его характеристики, изучались как по керну, так и по ГИС. По результатам комплексного изучения пористость принята равной 13,0 %. По данным ГИС проницаемость равна 50 мД, это значение принято для проектирования. Средняя величина нефтенасыщенности по керну равна 0,786, по ГИС – 0,88. Для проектирования принято значение 0,88. [20]
В пределах Западного купола по керну средняя пористость равна 11,3 %, по ГИС – 12,5 %. Для проектирования принято значение пористости равное 12,0 %. Проницаемость определенная по керну составляет 5,7 мД, по ГИС - 30 мД. На базе этих данных для проектирования принято значение 30 мД. Начальная нефтенасыщенность для проектирования принята равной 0,81.
По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти в пределах Северного купола 793 кг/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 6,64 МПа., газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 68,6 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 2,7 мПа.с.
После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 845 кг/см3, газосодержание 61,3 м3/т, объёмный коэффициент 1,161, динамическая вязкость разгазированной нефти 15,5 мПа.с.
По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,91%), смолистая (5,41%), парафиновая (5,63%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300º С - 44%.[21]
После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти в пределах Западного купола 819 кг/см3, газосодержание 57,2 м3/т, объёмный коэффициент 1,094, динамическая вязкость разгазированной нефти 56,60 мПа.с.
По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,71%), малосмолистая (4,76%), парафиновая (4,90%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300º С - 32%.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 0,30%, азота 9,57%, метана 22,50%, этана 32,75%, пропана 24,83%, гелия 0,011%. Относительная плотность газа по воздуху 1,146.[21]
Воды пласта В1 характеризуются плотностью 1155 – 1161 кг/см3, минерализацией порядка 259,6 г/л. Содержание кальция составляет 6,0 – 7,8 г/л, магния 1,4 – 2,4 г/л, сульфатов 0,73 – 1,1 г/л. Первая соленость характеризуется значениями 86,85 – 90,04 %-экв. Концентрации брома и йода в водах турнейского яруса составляют 245 и 5 мг/л, соответственно. Газонасыщенность пластовых вод равна 0,229 м3/т.
Согласно расчету балансовых и извлекаемых запасов нефти объемным методом начальные балансовые запасы нефти составляют 3620,7 тыс.т, остаточные балансовые запасы нефти на 01.01.2016г. составляют 2181,8 тыс.т., начальные извлекаемые запасы нефти составляют 1548,1 тыс.т., остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.2016г. составляют 109,2 тыс.т.
Период разработки пласта В1 Казанского месторождения условно можно разделить на четыре стадии.
Первая стадия 1980-1984 гг. Начальная стадия разработки, которая характеризуется бурением скважин и обустройством месторождения. Разработка объекта В1 осуществляется с 1980 г. на естественно-упруговодонапорном режиме, в 1998 г. на объекте была сформирована внутриконтурная очаговая система поддержания пластового давления.
Вторая стадия 1985-1993 гг. Характеризуется достижением максимальной добычи нефти, которая была достигнута в 1993 г. и составила 98,6 тыс. т, что соответствует темпу отбора от начальных извлекаемых запасов 6,1 %, при фонде добывающих скважин 31 единица и обводненности продукции 35,3 %.
Третья стадия 1994-2010 гг. Поздняя стадия разработки, характеризуется снижением уровней отборов нефти.
Четвертая стадия 2011-2015 гг. Завершающая стадия разработки.
Текущее пластовое давление по залежи нефти пласта В1 Северного купола в 2015 г. составило 16,8 МПа, что меньше начального на 1,6 МПа. Таким образом, введенная система ППД позволяет восстанавливать пластовое давление, усиление системы ППД не требуется. Результаты замеров в 2012-2015 гг. по залежи нефти пласта В1 Западного купола показывают, что пластовое давление находится на стабильном уровне 16,2 МПа, что ниже начального всего на 1,6 МПа. Таким образом, пластовое давление в процессе разработки находится на стабильном уровне. В дальнейшем возможно продолжать разработку без системы ППД.
Годовые отборы нефти и жидкости в 2015 г. составили соответственно 12 тыс. т и 133,6 тыс. т, при фонде добывающих скважин 12 ед. и обводненности продукции 91 %. Среднесуточный дебит добывающих скважин по нефти составил 2,9 т/сут, по жидкости – 32,1 т/сут. В 2015 г. в пласт закачали 110,8 тыс. м3 воды, текущая компенсация отборов жидкости закачкой составила 95,5 %.
За весь период эксплуатации из пласта отобрано 4205,3 тыс. т жидкости и 1438,9 тыс. т нефти. Степень выработки начальных извлекаемых запасов нефти составляет 89,4 %, текущий КИН 0,384 д. ед. Накопленная закачка воды составила 2621,3 тыс. м3, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой – 69,3 %.
В период с 2011 г. по 2015 г. по объекту В1 было выполнено девять геолого-технических мероприятий: четыре ввода скважин из бездействия, два перевода скважин на вышележащий горизонт, две обработки призабойной зоны скважины и один планово-предупредительный ремонт. Проведенные мероприятия направлены на увеличение фонда добывающих скважин – ввод скважин из бездействия и переводы скважин с нижележащих горизонтов, а также на интенсификацию добычи нефти – обработки призабойной зоны скважин. Дополнительная добыча нефти от проведения ГТМ составила 5,7 тыс.т. Наибольшая дополнительная добыча получена за счет ввода скважин из бездействия – 3,4 тыс.т или 58,6 % от суммарной доп. добычи.
Согласно сопоставлению проектных и фактических показателей разработка объекта в 2014-2015 гг. велась с отставанием от проектных уровней по причине меньших дебитов жидкости в 2014 г. и большей, чем по проекту обводненностью в 2015 г.
Текущие извлекаемые запасы нефти составляют 192,6 тыс.т, кратность запасов при текущей годовой добыче составляет 15 лет. Близкие значения текущей обводненности продукции (91 %) и степени выработки начальных извлекаемых запасов нефти (89,4 %) свидетельствуют об удовлетворительной эффективности сложившейся системы разработки залежи, что подтверждает выполненный расчет коэффициента извлечения нефти по темпам снижения добычи нефти.
На объект В1 Казанского месторождения пробурено 46 добывающих скважин, 2 скважины возвращены с других горизонтов. По состоянию на дату анализа действующий добывающий фонд скважин составлял 12 единиц, 4 скважины пребывали в бездействии, 15 скважин числилось в пьезометрическом фонде, 2 скважины ликвидированы.
Действующий нагнетательный фонд скважин составлял 2 единицы.
Из 12 действующих добывающих скважин 7 скважин оборудованы ЭЦН, 4 – ШГН, 1 – ЭВН.
В процессе вторичного вскрытия под действием избыточного давления происходит фильтрация перфорационной среды из скважины в пласт, что может существенно ухудшить его проницаемость вследствие вторичного изменения коллекторских свойств в зоне проникновения фильтрата специальных жидкостей. При проведении по объекту В1 Казанского месторождения переводов скважин с других горизонтов, бурения боковых стволов и реперфорации скважин рекомендуется применение при перфорации кислых растворов, что позволит снизить время освоения скважины за счет совмещения перфорации с обработкой ПЗП.
Эксплуатация скважины №146 осуществляется при забойном давлении ниже давления насыщения, что приводит к снижению продуктивности скважины по причине выпадения в призабойной зоне АСПО. Замена работающего в скважине насоса ЭЦН5-50-1800 на рассчитанный насос меньшей подачи ЭЦН5-30-1400 обеспечит эксплуатацию скважины при забойном давлении выше давления насыщения, что позволит увеличить срок стабильной эксплуатации оборудования и повысить межремонтный период скважины.
В главе приведены теоретические положения по эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов, рассмотрены мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин.
При эксплуатации скважин возникают следующие осложнения в работе оборудования:
формирование парафиновых и асфальто-смолистых отложений;
формирование солеотложения;
осложнения, связанные с глушением скважин.
Предлагаются следующие мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин:
применение ингибиторов АСПО;
применение ингибиторов солеотложений;
промывка забоя после ремонта.
В экономической части дипломного проекта проведено экономическое обоснование технологического мероприятия по интенсификации процесса разработки эксплуатационного объекта.
Проведённые экономические обоснования и оценка результатов расчёта показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по интенсификации процесса разработки эксплуатируемого объекта (организация системы ППД) экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 1945,2 тыс. руб./год). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на ЦДНГ.
В разделе «Охрана труда» приведены опасные факторы, влияющие на безопасность труда на Казанском месторождении, обозначены мероприятия, направленные на снижение опасности производственного процесса.
Из анализа экологической ситуации можно сделать вывод, что обстановка в период разработки Казанского месторождения, в плане экологии, является удовлетворительной.
|
