ОСНОВЫ ВОССТАНОВЛЕНИЯ НАРУШЕННЫХ ЗЕМЕЛЬ Глазунов Г.П. Москва

Восстановление земель, нарушенных при бурении

Устройство скважин

В соответствии с "Временной классификацией скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей)", утвержденной приказом МПР России от 7 февраля 2001 года 126, все скважины подразделяются на следующие категории: опорные, опорные, параметрические, параметрические, структурные, структурные, поисково-оценочные, поисково-оценочные, разведочные, разведочные, эксплуатационные, эксплуатационные, специальные. специальные.

Основные этапы и технологические процессы устройства скважин

Горный отвод - статус участка недр (геометризированный блок недр), предоставленного пользователю в соответствии с лицензией на пользование недрами для добычи полезных ископаемых, строительства и эксплуатации подземных сооружений …

Земельный отвод - участок земли, предоставляемый для размещения зданий, сооружений, объектов транспорта, связи и т.п., организации работ и услуг. Размеры и площадь земельного отвода, как правило, не совпадают с границами горного отвода.

Землеотвод выделяется во временное краткосрочное (на период строительства скважины) и временное долгосрочное (на период эксплуатации скважины) пользование. Норма землеотвода зависит от назначения скважины (разведочная или эксплуатационная), грузоподъемности (75-80 тс, тс, более 200 тс) буровой установки и типа ее привода (дизельный или электрический), высоты вышки (41 или 53 м).

Нормы отвода земель для нефтяных и газовых скважин СН Условия землеотвода Площадь землеотвода, га Бурение Эксплуатац ия Эксплуатационные скважины 5. При бурении буровыми установками с дизельным приводом: а) установками грузоподъемностью от 125 до 200 тс с вышкой высотой 53 м 2,100,36 б) то же, с вышкой высотой 41 м 1,900,36 в) установками грузоподъемностью от 75 до 80 тс 1,700,36 6. При бурении буровыми установками с электрическим приводом: а) установками грузоподъемностью от 125 до 200 тс с вышкой высотой 53 м 2,000,36 б) то же, с вышкой высотой 41 м 1,800,36 в) установками грузоподъемностью от 75 до 80 тс 1,600,36 7. При бурении скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях независимо от типа буровой установки и высоты вышки 3,500,36 8. При бурении куста скважин к размерам земельных участков, приведенных в поз. 5, 6 и 7 таблицы, на каждую последующую скважину в кусте (кроме первой) должно добавляться 0,200,10

Инженерное обустройство земельного участка заключается в его подготовке к сооружению оснований и фундаментов, монтажу буровой установки, вспомогательных сооружений, инженерных коммуникаций, а также выполнению природоохранных мероприятий.

Бурение - процесс создания и крепления ствола скважины. Создают ствол скважины путем разрушения горных пород и удаления обломков пород (выбуренной породы) из скважины ( углубление ). Пробуренные интервалы ствола скважины закрепляют с целью предотвращения разрушения и разобщения пластов путем спуска и цементирования обсадных колонн ( крепление и цементирование ).

Стенки скважины Буровой раствор Бурильные трубы Движение раствора Долото Вращение долота Выбуренная порода (шлам) Балаба Владимир Иванович РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Принципиальная схема вращательного бурения

Углубление (проходка ствола) скважины ствола скважины осуществляется путем реализации двух технологических процессов: основного - разрушение горной породы (РГП) на забое скважины; вспомогательного - удаление обломков породы с забоя и из скважины. Разрушение горной породы на забое скважины осуществляется породоразрушающим инструментом - долотом.

Балаба Владимир Иванович РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Углубление скважины Забуривание скважины начинают ведущей трубой, к нижнему концу которой присоединено долото. Ведущая труба – четырех- гранная для облегчения передачи ей вращающего момента от ротора. Долото Ротор Ведущая труба Вертлюг

По мере углубления скважины ведущая труба опускается вниз. При заглублении ведущей трубы на всю длину осуществляют наращивание, то есть присоединение бурильной трубы: первый раз первый раз между ведущей трубой и долотом, каждый последующий раз каждый последующий раз - между ведущей трубой и предыдущей бурильной трубой. Наращивание осуществляют всякий раз, когда верх ведущей трубы спускается до уровня ротора. Полученная таким образом непрерывная система бурильных труб называется бурильной колонной.

Заканчивание скважины включает следующие основные виды работ: первичное вскрытие первичное вскрытие продуктивного пласта, конструктивное оформление ствола скважины в интервале продуктивного пласта и изоляция его от соседних интервалов с водоносными и проницаемыми пластами, вторичное вскрытие вторичное вскрытие продуктивного пласта (создание гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной), исследование продуктивных пластов, освоение продуктивных пластов с промышленными запасами, специальные работы в скважине.

Заключительные работы: Демонтаж бурового оборудования, вышки и привышечных сооружений и подготовка их к транспортированию на новую точку. Отправка демонтированного оборудования и имущества на новую точку.

Параллельно с демонтажем буровой установки: очищают территорию от металлолома и строительного мусора, выполняют работы по охране окружающей среды - утилизацию и захоронение производственных отходов, проводят рекультивацию земельного участка. NB

Скважину по акту передают на баланс заказчика (недропользователя), который несет ответственность за ее техническое состояние, в том числе после ликвидации скважины.

Что остается вместе со скважиной?

Для удаления выбуренной породы из забоя скважины и транспортировки ее на поверхность создают замкну- тую циркуляцию через скважину технологического (циркуляционного) агента – жидкости или газа. промывкой продувкой промывочной ПЖ буровым раствором БР При использовании жидкости технологический процесс ее циркуляции через скважину называется промывкой, а при использовании газа – продувкой. Как правило, применяется промывка скважин. Технологическую жидкость, прокачиваемую через скважину, называют промывочной ( ПЖ ) или буровым раствором ( БР ).

Материалы и реагенты Приготовление Приготовление ПЖ Исходная (кондиционная ПЖ) Кондиционирование Кондиционирование ПЖ Некондиционная (отработанная) ПЖ Использование ПЖИспользование Принципиальная схема процесса промывки скважины

не растворять и не разупрочнять породы в стенках скважины, сохраняя ее номинальный диаметр; обладать устойчивостью к действию электролитов, температуры и давления; обладать низкими пожаровзрыво-опасностью и токсичностью, высокими гигиеническими свойствами; быть экономичной, обеспечивая низкую стоимость метра проходки. Ни одна из известных ПЖ не является универсальной Требования к буровой промывочной жидкости

БПЖ БПЖ – это многокомпонентные двух- или трехфазные гетерогенные системы.

У гетерогенных систем дисперсионная среда: вода нефть дизельное топливо синтетическая жидкость дисперсная фаза дисперсная фаза: твердые частицы (глина, утяжелители, наполнители) - суспензия жидкость (нерастворимая в дисперсионной среде – нефть, дизельное топливо) - эмульсия аэрированные жидкости, пена газ - аэрированные жидкости, пена

Свойства промывочных жидкостей Простые свойства инструментально экспертно Простые свойства раскрывает один показатель, который может быть непосредственно измерен инструментально или экспертно. Сложные свойства Сложные свойства непосредственно измерить нельзя, их для этого следует разделить на более простые.

50–100 50–100 глины; 30–50 30–50 КСl; 5–10 5–10 полимера (КМЦ, М-14, крахмал); 30–50 30–50 КССБ; 5–10 5–10 КОН; 2–3 2–3 пеногасителя; 920– –940 воды. Утяжелитель добавляют до получения требуемой плотности ПЖ. Рецептура хлор калиевой ПЖ (кг на 1 м 3 ):

Компоненты БПЖ общего назначения 1. Дисперсионная среда 1. Дисперсионная среда – вода, углеводороды, синтетические жидкости. 2. Структурообразователи 2. Структурообразователи – материалы, придающие тиксотропные свойства ПЖ. Это гли-на, торф, специальные органические полимеры из класса полисахаридов (в частности биополимеры), синтетические полимеры, а для ПЖ на нефтяной основе – органофильные глины и битумы. 3. Регуляторы рН 3. Регуляторы рН - неорганические вещества: основания (каустическая сода NaOH, известь Са(ОН 2 ); щелочные (карбонат натрия Na 2 CO 3 ) и кислые (бикарбонат натрия NaHCO 3 ) соли, изменяющие концентрацию ионов водорода в ПЖ.

Компоненты БПЖ общего назначения 4. Понизители фильтрации 4. Понизители фильтрации – вещества, снижающие величину показателя фильтрации БПЖ : гуманные реагенты – углещелочной реагент лигносульфонаты – конденсированная сульфит- спиртовая барда полисахариды – крахмал, эфиры целлюлозы (карбоксиметилцеллюлоза) акриловые полимеры – гидролизованный полиакрилонитрил, полиакриламид

5. Разжижители 5. Разжижители – вещества, снижающие предельную прочность структуры, тиксотропию и повышающие подвижность БПЖ: а) органические реагенты: гуманные – УЩР производные лигнина – нитролигнин лигносульфонаты - ССБ, окзил б) неорганические реагенты: комплексные фосфаты – гексаметафосфат натрия (Na 3 PO 6 ), тринатрийфосфат Na 3 PO 4, триполифосфат натрия Na 5 P 3 O 10 и др.

1. Ингибиторы разупрочнения глинистых пород. 1. Ингибиторы разупрочнения глинистых пород. Н- р, неорганические электролиты – известь Са(ОН) 2, хлориды CaCI 2, NaCI, КCI, алюмокалиевые квасцы KAI(SO 4 ) 2 12Н 2 О, силикат натрия Na 2 SiO 3, гипс CaSO Термостабилизирующие добавки. 2. Термостабилизирующие добавки. Предотвращают загустевание и улучшают действие разжижителей при высоких температурах (анионные соединения хрома - хроматы и бихроматы натрия или калия Na 2 CrO 4, K 2 CrO 4, Na 2 Cr 2 O 7 и К 2 Cr 2 O 7 ). Антиоксиданты – вещества, замедляющие термо- окислительную деструкцию полимеров (аромати-ческие амины - анилин, алкилфенолы, аминоспирты (этаноламин). Компоненты БПЖ специального назначения

3. Смазочные добавки. 3. Смазочные добавки. Графит, синтетические и растительные масла. 4. Поверхностно-активные вещества (ПАВ). 4. Поверхностно-активные вещества (ПАВ). Снижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз, обеспечивая качественное вскрытие продуктивных пластов. Используют водораство- римые ПАВ ионогенного типа (анионоактивные) – сульфонол, сульфонатриевые соли сланцевых смол СНС и неионогенные – ОП-10, УФЭ8. 5. Эмульгаторы. 5. Эмульгаторы. Служат для приготовления эмульсионных ПЖ. Большинство реагентов (УЩР, ССБ, КССБ, окзил, крахмал) – хорошие эмульга-торы прямых эмульсий. Применяют также водо- растворимые ПАВ ионогенного типа (сульфонол) и неионогенные ПАВ (ОП-10).

Компоненты БПЖ специального назначения 6. Пеногасители. 6. Пеногасители. Предназначены для предупреждения и ликвидации вспенивания ПЖ. Используют: сивушное масло, соапсток, кальциевый мылонафт, полиметилсилоксановые жидкости ПМС, синтетические жирные спирты, окисленный петролатум, стеарат алюминия, резиновая или полиэтиленовая крошка в дизельном топливе (PC и ПЭС). 7. Бактерициды 7. Бактерициды (антисептики). Предотвращают ферментативное разложение реагентов. Используют вещества неорганические (NaOH, NaCI) и органические (формальдегид, параформальдегид, фенол).

Размещение технологических отходов бурения ТОБ Технологические отходы бурения скважины (ТОБ): ОБТЖ отработанные буровые технологические жидкости (ОБТЖ) БШ буровой шлам (БШ) БСВ буровые сточные воды (БСВ) Технологические отходы испытания и освоения скважины: продукция, полученная из скважины - пластовые флюиды (вода, нефть, газ) ОБТЖ (для вызова притока и глушения скважины) БСВ.

Пример расчета объема бурового шлама

Примеры объектов, подлежащих восстановлению после завершения буровых работ

Шламонакопитель на промысле Одопту (Охинский район), июль 1999 г.

Нефтепромысел «Катангли» (Ногликский район), нефтеловушка 6, июль 2001 г. t.ru/oil/beregprom/photogal.php "Экологическая вахта Сахалина" - независимая неполитическая региональная общественная организация, ставящая своей целью защиту естественных природных экосистем Сахалина и Курил.

Нефтепромысел Охинский, разлив нефти со станка-качалки, июль 2001 г

Нефтепромысел «Катангли» (Ногликский район), нефтеловушка 5 (нефтяное озеро), июнь 2000 г.

Через два года: Нефтепромысел «Катангли» (Ногликский район), нефтеловушка 5 (нефтяное озеро), май 2002 г

Утечка нефти с заглушенной скважины, нефтепромысел Катангли, июнь 2000 г

Утечка нефти с трубопровода. Нефтепромысел Катангли, июнь 2000 г.

Ручеек нефти со станка-качалки, нефтепромысел Катангли, июнь 2000 г

Битумное поле – естественный выход нефти на правом берегу реки Нутово, впадающей в залив Чайво, июль 2001 г.

Свежие разливы, зачастую имеют поверхность либо из чистой нефти, либо из нефти, смешанной с водой. Растительность на этих участках полностью погибла, поэтому они очень четко выделялись на космических снимках.

Космический снимок, ставший основой длядешифрирования нефтяных разливов

Некоторые результаты мониторинга нефтезагрязнения

Площадь разливов и нефтезагрязненных территорий значительно больше, чем об этом сообщали нефтяные компании. Только в окрестностях Самотлорского месторождения свежие разливы нефти составили более 1100 га; общая же площадь нефтезагрязненных территорий превышала га. В Западной Сибири поверхность земли плоская и болотистая, поэтому нефть, разлившаяся из промысловых трубопроводов, остается на месте. Легкие составляющие нефти за несколько лет испаряются, в результате образуется битумная корка, на которой ничего не растет много лет. В Коми, где рельеф холмистый, нефть переносится дождевыми и талыми водами по оврагам и руслам рек, в результате площадь загрязнения существенно возрастает. При добыче нефти на шельфе в основном страдают прибрежные районы.

Конец лекции 6