Повышение эффективности системы безопасности технологического процесса бурения газовых скважин

Вид и необходимая дозировка ингибиторов должны подбираться в зависимости от состава пластового флюида. Еще одним решением данной проблемы может стать создание более совершенных защитных покрытий, необходимых для предотвращения асфальто-парафиновых отложений, а так же новых материалов для изоляции внешней части труб. Необходимо систематизировать выполнение коррозионного мониторинга. Служба коррозионного мониторинга считается второстепенным подразделением, но учитывая тот ущерб, который наносят технологические аварии и стоимость восстановления компонентов окружающей среды, можно с уверенностью сказать, что данные представления не верны. Своевременное предупреждение аварий является необходимой мерой экологической политики предприятия, а так же промышленной безопасности.

утилизация попутного газа.

Ежегодно, только на территории Западной Сибири, в факелах сжигается порядка 15 млрд. попутного газа. За его сжигание взимается определенная плата, а при превышении санитарных норм, вместо того, что бы разработать мероприятия по его переработке, производится совершенствование факельной системы.Решение.

Закачка попутного газа в коллектора, с целью повышения нефтеотдачи. Данный метод имеет следующие преимуществакачество воздуха рабочей зоны поддерживается в норме;

сокращается длина коррозионно-опасных коммуникаций;

поддерживается геодинамическая стабильность залежи;

снижается обводненность скважинного флюида. Количество загрязняемых земель.

В процессе бурения скважин так же возникают технологические проблемы экологического характера. На период строительства скважины недропользователю предоставляется до 5 Га земли. На период эксплуатации недропользователю выделяется 0.36 Га. Решение.

Рационализация размещения кустов скважин даст возможность снизить количество отводимых земель, за счет уменьшения выделяемых под промысловые коммуникации площадей. Использование различных химреагентов В процессе ремонтных работ на скважине необходимо контролировать использование гелей, растворителей, кислот и другой химии. На одну скважинную операцию, в процессе ремонта, может возникать до 2 токсичных жидкостей, а на одну операцию по промывке насосных аргегатов возникает до 5 отходов.Решение.

Наличие специальной скважины с поглощающими горизонтами, применяемой для утилизации жидких отходов. Природно-ресурсные проблемы.

Амбар одной пробуренной скважины, содержит около 60 отработанного шлама и до 300 бурового раствора, которые могут содержать до 20 нефти, а так же опасные реагенты. В настоящее время в процессе добычи нефти и газа, только в Западной Сибири осталось больше 6 тыс. неликвидированных амбаров. Содержание в применяемом буровом растворе некоторых компонентов, таких как например хромпик, в процессе бурения может до 20 тыс.

раз превысить существующие нормативы. Для того, что бы привести столь высокие концентрации опасных веществ к экологически приемлемому уровню необходимо разбавить их огромным количеством воды. Нейтрализация загрязненных стоков, образованных в процессе бурения одной скважины, требуется водосбор площадью до 2 тыс.. В среднем на территории промысла площадь земель с нарушенным экологическим балансом достигает 20%, 10% из которых загрязнены нефтью. В среднем на территории промысла содержание нефтепродуктов составляет 1.8 т/Га.Объем уничтоженного плодородного слоя для строительства одной скважины может достигать 15 тыс. .

Бесконтрольное использование пресных вод для технических нужд в процессе бурения скважин приводит к загрязнению водной среды. Например в р. Оби в районе г. Нижневартовска содержание нефтепродуктов достигает 6.2 ПДК. Количество загрязнений окружающей среды, образованных в процессе добычи 1 т нефти приведены в таблице 5.

1. Таблица 5.

1. размеры образованных загрязнений на 1 т нефти.

Наименование загрязнения.

КоличествоОчищаемые сточные воды 0.18 Загрязненные сточные воды0.

10 Пыль 0.02 кг.

Продолжение таблицы 5.1Оксид азота0.

04 кг.

Оксид углерода0.

43 кг.

Твердые отходы2.

70 кг.

Углеводороды6.

60 кг.

Еще одной природно-ресурсной проблемой является отсутствие законодательно-нормативной базы для оценки геодинамического состояния недр. В проектной литературе и на практике никак не учитывается спектр возможных геодинамических проявлений в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Работы по созданию системы оценок экологических рисков не проводятся. Риск является основным показателем безопасности. Риск определяет вероятность возникновения опасного события. Система отвечающая за принятие решенийв сфере обеспечения безопасности называется управление рисками. Экологический риск выражает опасность вредных воздействий на окружающую среду, ухудшение воздушного бассейна, деградацию почв и нарушение естественного существования биоценозов. В связи с повышением требований экологического законодательства, оценка экологического риска требует все большего внимания, при проектирование новых объектов нефтегазового комплекса. Любой объект нефтегазового комплекса, будь это газовая скважина или магистральный трубопровод, необходимо рассматривать как помещенный в природную среду чужеродный элемент. Для поддержания экологического баланса важно найти возможности минимального взаимного влияния техногенной и природных сред друг на друга. Воздействие на атмосферу.

Буровые установки являются техническими объектами, выбрасывающими в атмосферу различные вредные вещества. Описанные выше в работе, аварии связанные с открытым фонтанированием из скважин наносят атмосфере огромный ущерб. Ежегодно в районах добычи нефти и газа в России происходит 1 выброс на 1000 скважин. Например, неуправляемый выброс газа, произошедший в дельте р. Печора, на разведочной скв. Кумжа — 9, не могли заглушить в течение 6.5 лет, все это время скважина ежесуточно выбрасывала в атмосферу сотни тон конденсата и 2 млн. газа.

Ущерб, нанесенный за это время окружающей среде, сложно себе даже представить. В процессе бурения скважины, основным источником загрязнения атмосферы являются дизельные установки (см. таблицу 5.2). В период крепления обсадной колонны, по времени это составляет в районе 24 ч, мощность задействованной одновременно техники достигает 3600 кВт.

Для обеспечения необходимой энергии может быть задействовано 5−6 дизелей одновременно. В процессе нормальной работы дизеля во время бурения ствола скважины и СПО за сутки выбрасывается:

сажи — 18 кг;углеводородов — 16 кг;СО — 1140 кг; - 142 кг. Сажа — вредное вещество III класса опасности. В момент образования состоит из частиц элементарного углерода, диаметром до 10 нм. Обладает выраженной адсорбционной способностью к тяжелым УВ и канцерогенным гетероциклическим соединениям, из-за чего сажа опасна для человека и животных. Таблица 5.

2.Состав и количество вредных веществ, попадающих в атмосферу при бурении скважины установкой БУ 3000 БДВещества.

ПДК в воздухе населенных мест, мг/ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/Класс опасности.

Выбросы, т/скв.Сажа0,154,035,60Углеводороды5,100 410,23Оксид углерода5,020,0430,05Диоксид серы0,510,0219,79Оксид углерода — токсичный газ, не имеющий цвета и запаха. Обладает способностью лишать ткани тела необходимого кислорода. Диоксид серы — газ с резким запахом, не имеющий цвета. Разрушает металлы и ткани, губительно влияет на животный и растительный мир, а так же здоровье человека. Загрязнение атмосферы, в процессе испытания продуктивных пластов, может быть весьма интенсивным, хотя и кратковременным. Количество сжигаемых факельным методом попутного газа и нефти, по массе может равняться сотням тонн, а процесс их сжигания занимать несколько недель. Сжигание попутного газа и нефти на факелах необходимо проектировать, так что бы сбрасываемые на факел горючие пары и газы полностью улавливались и утилизировались, а так же утилизировался конденсат, образующейся в факельной системе. Горение — это химическая реакция окисления горючих компонентов с выделением тепла. Окисление компонентов углеводородного топлива в процессе горяния происходит в результате стехиометрических реакций. Количество исходных веществ, участвующих в реакции, соответствует условию образования конечных продуктов горения. Полное сгорание углеводородов можно выразить следующим стехиометрическим уравнением: + (m+0.25n)*= + 0.5nO (7), где и O — компоненты продуктов полного сгорания. Когда в состав топлива входит кислород, участвующий в процессе горения, то расход окислителя, который потребуется для полного сгорания, уменьшается на величину, равную его объему. В процессе сжигания компонентов углеводородов в качестве окислителя используется воздух. Для того, что бы упростить расчеты реакции горения, принимается следующий состав воздуха: кислород — 21%, азот — 79%. Учитывая это условие, стехиометрическое уравнение реакции горения метана в воздухе будет иметь следующий вид, где из общего объема продуктов сгорания углекислый газ составляет 9.

51%, пары воды — 19.

01%, азот — 71.

48%.Используя подобные стехиометрические уравнения, можно рассчитать необходимое для полного сгорания углеводородов, количество воздуха. Высшая теплота сгорания — это количество теплоты, выделяющейся в процессе полного сгорания количества топлива, в котором учитывается конденсация водяных паров в продуктах сгорания. Низшая теплота сгоранияопределяется без учета теплоты водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания. Температура сгорания продуктов углеводородов превышает 100 ̊ С, поэтому водяной пар не конденсируется. Соответственно технические расчеты теплоты проводят на основе данных низшей теплоты сгорания топлива. Коэффициент избытка воздуха (α) — это отношение количества воздуха, подаваемого на горение, к теоретически необходимому количеству воздуха. Если α˂1 — горючая смесь является богатой, если α˃1 — горючая смесь является бедной. Однако в обоих этих случаях на нагревание лишнего компонента затрачивается часть теплоты, выделяющейся в процессе горения. Воспламенение продуктов углеводородов может произойти в процессе зажигания или самовоспламенения. Нижним пределом воспламеняемости, является наименьшее количество содержания газа в смеси, обеспечивающее распространение пламени. Нижний предел воспламеняемости метана в воздухе равен 5.

3%.Температура воспламенения газов не является постоянной. Температура воспламеняемости смеси метана с воздухом колеблется в диапазоне от 545 до 850 ̊ С. Пламя — это ограниченная в пространстве зона, распространения химической реакции горения. Реакция горения распространяется постепенно в свежую смесь, превращающуюся в продукты горения. Нормальная скорость распространения пламени — это скорость движения фронта пламени относительно свежей смеси в нормальном направлении к его поверхности. В процессе горения газовоздушной смеси, над устьем трубки, из которой она вытекает, образуется конусообразное пламя, имеющее две зоны: наружный и внутренний конусы. Внутренний конус является поверхностью остановленного фронта пламени.

В нем происходит выгорание части горючего, которое обеспечено первичным воздухом. На поверхности внутреннего конуса нормальная скорость распространения пламени равна нормальной составляющей скорости потока в трубке. Процесс горения углеводородов происходит с выделением тепла: C+Однако при нехватке кислорода, окисление продуктов горения, происходит не полностью и образуется угарный газ СО. В процессе горения углеводородов, содержащиеся в них примеси на основе серы и азота, сгорают с образованием опасных оксидов этих веществ. Сероводород является горючим высокотоксичным газом, который может содержаться в природном газе в больших количествах. При аварийном разливе нефти загрязнение атмосферы происходит за счет испарений низкомолекулярных углеводородов (см. таблицу 5.3).На всех скважинах происходят выбросы углеводородов в атмосферу.

Это может быть испарение нефтепродуктов с открытой поверхности очистных сооружений, в результате утечки жидкости и паров из насосов и компрессоров. Оборотные воды в процессе испарения с градирен тоже загрязняют атмосферу. Таблица 5.

3. Удельная величина выбросов УВ в атмосферу с поверхности разлитой нефти.

Слой нефти, мПродолжительность испарения, 24 чПродолжительность испарения, 120 чПродолжительность испарения, 240 ч5 ̊С10 ̊С30 ̊С5 ̊С10 ̊С30 ̊С5 ̊С10 ̊С30 ̊С0,010,30,95,71,04,96,51,36,26,60,050,82,49,42,78,010,93,810,411,10,11,13,615,44,012,818,36,017,418,80,52,79,329,310,423,636,316,434,037,41,03,813,747,615,537,360,825,056,363,0Воздействие на водную среду.

Строительство нефтегазовых скважин неизбежно оказывает негативное воздействие и на водную среду. По воздействию, в зависимости от видов и причин загрязнения различают на: воздействующие «сверху» — разлив и фильтрация нефтепродуктов и сточных вод из обваловок скважин, амбаров, а так же при авариях. Воздействующие «снизу» — проникновение нефтепродуктов и сточных вод в проницаемые горизонты через дефекты эксплуатационной колонны и кондуктора, а так же в результате перетоков, образующихся по причине некачественного цементажа обсадной колонны. Негативное воздействие на водную среду, в процессе бурения газовых скважин, проявляется в: использовании грунтовых вод для технологических и хозяйственных нужд;

химическом загрязнение, при попадании неочищенных или же недостаточно очищенных сточных вод, а так же углеводородов в водоемы и подземные горизонты;

механическом воздействие на берега и русла водоемов. Больше всего химическому загрязнению подвергаются воды поверхностных водоемов, а так же грунтовые воды, находящиеся близко к поверхности, т. е. воды активного водообмена. Нефть, попав в водоем, быстро растекается по его поверхности. Даже тонкая нефтяная пленка значительно ухудшает аэрацию воды, изолируя воду от содержащегося в воздухе кислорода. Не смотря на то что легкие фракции легко испаряются с поверхности воды, оставшиеся переходят в устойчивую эмульсию с водой. С течением времени образуются стойкие и тяжелые агрегаты парафиновых углеводородов, оседающие на дно, это создает на поверхности ила устойчивый к окислению слой, в котором погибают все микроорганизмы.

Тяжелые агрегаты образуются из 10% от общего числа углеводородов и могут храниться на дне многие годы. При условии содержания в воде нефти в объеме 0.2 мг/л, вода приобретает устойчивый запах керосина. Рыба, населяющая такие воды, так же приобретает запах керосина и становится непригодной для употребления в пищу. Нефтепродукты являются комплексными загрязнителями, оказывающими свое влияние на все водные организмы. Наиболее токсичными компанентами нефти являются растворимые в воде предельные углеводороды, фенолы и нафтеновые кислоты.

В результате такого загрязнения нарушается нормальная органическая жизнь, изменяется состав биоценозов, происходит мор рыбы. Проведенные исследования показали, что нормальное развитие молоди рыбы, в загрязненной буровым раствором воде, возможно только при разведении раствора в 26 тыс. раз. Попадающие в воду нефтепродукты негативно влияют на все звенья биологической цепи, а так же нарушают газои влагообмен между водоемом и атмосферой. Рано или поздно, все загрязнения попадают в море.

Главной опасностью для прибрежной морской зоны является бурение газонефтяных скважин на шельфе. В процессе бурения скважины глубиной в районе 4000 м вырабатывается около 500 бурового шлама, а так же около 5000 жидких отходов. На шельфе России находится половина наших запасов газа и одна четвертая запасов нефти, из которых 49% залегает в Баренцевом море, 35% - в Карском море, 15% - в Охотском море и менее 1% в Балтийском море и на Российском участке Каспия [29]. Поэтому степень загрязнения водных ресурсов шельфа так высока. Ежегодно, по всему миру, с морских буровых установок, а так же танкеров, выполняющих транспортировку нефти и газа, в море попадает около 1.6 млн. т нефти. Если вблизи берега терпит аварию танкер, перевозящий нефть страдает прибрежная флора и фауна, гибнут морские животные и птицы, пляж покрывает слой нефти. Такой танке незамедлительно окружают бонами из плавающих шлангов, с целью помешать нефти распространяться по поверхности воды и собирают разлившуюся нефть насосами.

Нефтяное пятно могут сжечь или засыпать песком, который захватывая нефть, погружается с нею на дно. Активное освоение газовых и нефтяных месторождений шельфа требует создания четкой системы мониторинга морской среды, а главное морских животных. Например, в апреле — июне 2000 г погибло почти 30 000 особей каспийского тюленя, у большинства из которых было выявлено инфицирование крови, почек и печени болезнетворной микрофлорой. По мнению ученых, причиной массовой гибели тюленей, послужило аккумулятивное воздействие загрязнения вод Каспия, в результате разработки нефтяных и газовых месторождений шельфа. В процессе разработки морских месторождений повышается мутность воды, а из-за образования на поверхности воды нефтяной пленки, уменьшается проникновение солнечного света, что негативно сказывается на процессе фотосинтеза.

В результате страдает кормовая база рыб, что влечет за собой уменьшение их численности. Загрязнение морских вод отрицательно влияет на бентосные сообщества, которые в свою очередь служат основным кормом для моржей. Уменьшение численности бентосной биомассы заставляет моржей мигрировать и может привести к гибели животных. Сброс в море бурового шлама негативно сказывается на экологическом равновесии окружающей среды. Под толщами накопленного шлама, вокруг морских буровых платформ, в осадках дна, формируются анаэробные условия. Это вызывает отсутствие микрофауны. Съемка в северном море показала повышенный уровень содержания углеводородов вблизи платформ. Это остатки дизельного топлива, являющегося основой для бурового раствора. Механизм естественного очищения воды от углеводородов заключается в деградации нефти. Углеводороды легких фракций, имеющие цепочки атомов углерода до в течении 10 суток улетучеваются с поверхности воды, однако углеводороды тяжелых фракций, имеющие цепочки углерода до и выше практически совсем не испаряются. Дальнейшее уничтожение нефти в море зависит от активности микроорганизмов.

В морской среде изучено 70 родов микроорганизмов и 30 видов грибов, способных окислять углеводороды. Подобные микроорганизмы в первую очередь потребляют н-алканы, а после ароматические соединения. Сложный состав углеводородов требует разнообразия видов окисляющих их микроорганизмов, поэтому наиболее эффективно нефть разрушается смешанными бактериальными колониями. Для ускорения процесса окисления углеводородов необходимо достаточное количество кислорода: для полного окисления 1 л нефти необходимо 3.3 кг кислорода. Поэтому наиболее эффективно процесс окисления нефти проходит на границе раздела воздух-вода, стимулируемый действием солнечной радиации. В ясную погоду с поверхности плавающей нефтяной пленки окисляется до 2 т/ нефти в сутки. Ускорить биологическое разложение нефти могут диспергаторы, увеличивая поверхность для заселения бактерий, окисляющих углеводороды. Воздействие на почву растительный и животный мир

Строительство скважин всегда воздействует на флору и фауну разрабатываемой территории. Негативное воздействие заключается в: отчуждении территории;

прокладке дорог и коммуникаций;

подтоплении или осушении территории;

загрязнении окружающей среды вредными химическими веществами;

вырубке лесов;

воздействии на водные объекты;

световом, шумовом, вибрационном, а так же электромагнитном воздействии. Важнейшим объектом при мониторинге негативного воздействия на экосистему является почва, ведь это главное звено биогеохимического круговорота веществ в экосистеме, источник поступления химических веществ в растения и по трофическим цепям, попадающих в организм человека. К тому же в почве загрязнения аккумулируются достаточно длительный период времени. В результате некачественной обваловки и гидроизоляции амбаров происходит загрязнение почв буровыми и тампонажными растворами, а так же нефтепродуктами. Безопасный уровень загрязнения почвы определяется порогом ее способности к самоочищению. Наиболее опасно и устойчиво загрязнение нефтью. Глубина проникновения нефти для супесчаных и песчаных земель достигает 1.0 м.

загрязнение считается слабым, если проникновение вредных веществ произошло на глубину до 10 см, сильным — на глубину более 25 см. Для локализации слабого загрязнению нефтью эффективно использовать вспашку, позволяющую перемешивать и разрыхлять загрязненный слой. Для того, что бы реанимировать почвы, подверженные загрязнению средней степени необходимо частичное снятие поврежденного слоя, проведение вспашки и внесения органических и минеральных удобрений в течении 2−3 лет. Почвы подверженные сильному загрязнению становятся непригодными для использования из в сельско — и водохозяйственных целях.

Период восстановления таких почв, в зависимости от климатических условий, может занять до 25 лет. Разложение нефти в почве происходит в три этапа:

физико-химическое разрушение легких углеводородов;

низкомолекулярное разрушение низкомолекулярных фракций;

разложение тяжелых смол. В процессе бурения и эксплуатации скважин большие площади земель оказываются в зоне разработки. Рекультивация измененных территорий — это комплекс по восстановлению нарушенных земель, природной и геологической сред. Процессы рекультивации земель должны занимать равное положение с процессами разработки недр, а так же должны выполняться системно. Загрязнителями почв, в процессе бурения, являются буровые растворы на основе углеводородов и различных химических реагентов, а так же пластовые воды, содержащие на 1 до 300 кг солей. На каждую добытую тонну нефти извлекается до 10 тонн соленых пластовых вод. Наибольший объем образующихся в процессе бурения отходов составляют сточные воды, которые являются многоступенчатыми суспензиями, содержащими нефтепродукты, различные органические и минеральные вещества, растворенные минеральные соли калия, натрия, магния, кальция. Нефтепродукты находятся в сточных водах в растворенном и эмульгированном состояниях.

Сброс сточных вод без предварительной очистки недопустим. Наиболее экологически рациональным методом утилизации сточных вод является переход буровой установки на замкнутый цикл. Такой подход обеспечивает снижение водопотребления. Так сточные воды возможно использовать для приготовления тампонажных растворов, а по по окончании строительства скважины следует вывозить сточные воды на соседние скважины с целью повторного использования. Амбары для хранения шлама являются свое рода токсичными очагами для прилегающих территорий. В целях утечки в грунт содержащихся в них сточных вод амбары должны быть надежно гидроизолированы и обвалованы.

Изучение шламовых амбаров скважин, на которых бурение производилось с использованием соленасыщенных буровых растворов, выявило, что площадь засоления подземных вод и грунтов достигает 4.5 Га. При этом плодородность почв не восстанавливается даже спустя 10 лет по окончании бурения. Полное рассоление почв небыло обнаружено ни на одном участке, из использованных в целях бурения скважин. Представление о количестве производимых в процессе бурения отходов можно составить на примере Тенгизинского месторождения, общее количество отходов которого в амбарах составило почти 120 тас.. В среднем, после проходки одной скважины, остается около 1500 отходов буровых растворов. По мимо дизельного топлива, битума и нефти, зачастую в шламовые амбары сбрасывается избыток тампонажного раствора. По окончании строительства скважины, в процессе технической рекультивации земель, шламовый амбар просто засыпается, выкопанным в процессе строительства, грунтом. Подобный способ захоронения отходов бурения на территории нашей страны применяется практически повсеместно.

Однако засыпка шламовых амбаров без их обезвреживания от вредных веществ не решает полноценно проблему защиты почв от загрязнения отходами. Из всех загрязнений почвы различными загрязняющими веществами, самым опасным является загрязнение горизонта грунтовых вод. Это связано с тем, что по средствам грунтовых вод токсичные вещества могут распространятся на большие расстояния за пределы изначального участка, а так же попадать в водозаборные сооружения. В таблице 5.4 приведены уровни загрязнения почвы нефтепродуктами. Таблица 5.4 Уровни загрязнения почвы нефтепродуктами. Уровень загрязнения.

Содержание, мг/кг.

Содержание, %Фоновый.

До 100−500До 0,1−0,05Низкий500−10 000,05−0,1Умеренный1000−50 000,1−0,5Средний5000−100 000,5−1,0Высокий10 000−500 001,0−5,0Безопасный уровень содержания нефтепродуктов в почве равен 1000 мг/кг, при содержании вредных веществ ниже этого предела почвы способны к самоочищению. Из всех способов сбора разлитой нефти, наиболее предпочтительными, со стороны экологической безопасности, являются — механические. Часто применяются методы, основанные на сорбирующих свойствах некоторых материалов, таких как торф, опилки, мох, сено, целлюлоза и др. Все химические препараты, применимые для ликвидации разливов нефти можно разделить на следующие группы:

эмульгаторы, диспергироющие нефть и ускоряющие ее разложение;

отвердители, придающие нефти густую консистенцию, тем самым позволяющие удалить ее механически;

моющие средства, применяемые для смыва нефти и нефтяных пленок. Изначально, для ликвидации загрязнения почвы нефтепродуктами, применяют механический способ удаления загрязненного слоя почвы, а так же химические способы очистки, такие как промывка, сжигание и сорбция. Использование нефтеразлагающих бактерий дает возможность снизить загрязнение только в приповерхностном слое, к тому же это длительный процесс, занимающий несколько сезонов. Самоочищение почвы с помощью природной микрофлоры длится до 25 лет. Данный период можно сократить, применяя рыхление почвы и внесение сорбентов. По окончании рекультивации на обрабатываемом участке засевают нефтестойкие растения, такие как осока, щавель, клевер и др. В настоящий момент количество нефтешламов в накопителях, а так же масштабы загрязнения почв постоянно увеличиваются, а темпы загрязнения значительно превышают скорость восстановления нарушенных участков земель. Это связано со сложностью и высокой стоимостью процесса очистки почв от нефтепродуктов. Рекультивация сильнозагрязненных участков почв по стоимости может достигать 150 тыс. долларов за гектар. Мероприятия по охране окружающей среды необходимые на буровой.

Охрана недр и окружающей среды и их рациональное использование при разработке нефтяных месторождений предусматривает комплекс мероприятий, направленных на максимальное извлечение из недр и предотвращения безвозвратных потерь нефти в проницаемые породы разреза через скважины. Для достижения этой цели эксплуатация нефтяного месторождения должна проводится в строгом соответствии с технологической схемой или проектом разработки, все содержание которого направлено на получение максимальной нефтеотдачи при наименьших затратах, через герметичные скважины с высоким качеством цементирования заколонного пространства, обеспечивающего надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов разреза. Мероприятия по охране воздуха1. Поддерживать герметичность системы сбора и транспорта нефти и газа.

2. Предусмотреть полную утилизацию попутного газа, в том числе с последней ступени перфорации.

3. Установить контроль за воздушной средой на основных нефтепромысловых обьектах для определения опасной концетрации газов. Мероприятия по охране водных ресурсов1. Обеспечить полную утилизацию промысловой сточной воды путем ее закачки в продуктивные горизонты в течение всего периода разработки месторождения.

2. Промливневые стоки с площадок ДНС, КНС и др. обьектов сбрасывать в коллектор или в специальные емкости.

3. Производить обваловку площадок для расположения кустов скважин, регулярно проверять состояние обваловок вокруг эксплуатационных и нагнетательных скважин.

4. Вести учет и контроль использования воды, предотвращать утечки через неплотные соединения в водяных линиях. Применять замкнутую систему водоснабжения при бурении.

5. Производить сброс хозяйственно-питьевых стоков водоемы только после биологической очистки.

6. В целях предупреждения нефтегазовых выбросов и открытого фонтанирования необходимо постоянно проводить планово-предупредительные ремонты перекрывающих устройств, обваловок и т. д.

7. При освоении и капитальном ремонте скважин сбор нефтяной эмульсии осуществлять в коллектор или в закрытую емкость.

9. Расстояние от стенки амбара до края площадки должно быть не менее 10 м.

10. Стенки амбаров выполнять с уклоном в зависимости от грунта, но не более угла естественного откоса.

11. Все амбары должны обваловываться: на «суходолах» разрабатываемым минеральным грунтом, на болотах обваловка укладывается из торфа с послойным уплотнением бульдозером, а при достижении минерального грунта на торфяной обваловке делается рубашка из минерального грунта толщиной 0.4−0.5м.

12. Устраивать двухсекционные котлованы. В первой секции шламовом амбаре-оседают механические примеси, жидкая часть отходов перетекает в накопительный амбар.

13. Ликвидацию шламовых амбаров производить сразу после строительства куста.

14. Отработанный буровой раствор и буровые сточные воды закачиваются в поглощающие скважины или в действующий нефтесборный коллектор.

15. Шламовый амбар засыпается с оставшимся там шламом. При этом необходимо принять меры против растекания коагуляционных сгустков за пределы площадки:

а) проложить траншею глубиной около двух метров и длиной 8 м, в которую их направить.

б) перед засыпкой покрыть шламовый амбар дорожным покрытием-дарнитом.

Заключение

.

В данной работе дана характеристика существующей системе безопасности технологического процесса, бурения газовых скважин, а так же спроектированы мероприятия по повышению эффективности данной системы. В результате анализа частоты и тяжести последствий вероятных, в процессе бурения газовых скважин, аварийных ситуаций, было выявлено, что наиболее вероятны аварии связанные с разрушением емкостного оборудования для нефтепродуктов. Однако наиболее опасными являются аварийные ситуации, связанные с газонефтеводопроявлениями, приводящие, при несвоевременной локализации, к авариям с критическими последствиями — открытым фонтанам из скважины. Оценка технического риска возникновения ГНВП показала, что степень риска средняя и требует проведения мероприятий по совершенствованию системы безопасности. Предложенные в работе мероприятия предусматривают введение комплекса технических средств, обеспечивающих безаварийную проводку скважины, по средствам мониторинга параметров промывочной жидкости, что обеспечивает возможность своевременно зарегистрировать и предотвратить газонефтеводопроявления, которые способны привести к открытому фонтанированию скважины.

Введение

предусмотренных мер, при условии соблюдения всех систем безопасности, необходимых в процессе бурения газовых скважин, практически исключает возникновение сложных аварий, связанных с флюидопроявлениями и открытыми фонтанами. Оценка технического риска возникновения ГНВП проявлений после введения предложенных мероприятий показала, что степень риска объекта низкая и дальнейшие мероприятия по снижению риска не требуются. Таким образом, соблюдение всех предписанных мер безопасности, систематическая проверка квалификации персонала, поддержание в исправном состоянии бурового оборудования и инструмента, а так же непрерывный мониторинг процесса бурения и параметров бурового раствора службой геологотехнических исследований являются основными рекомендациями по уменьшению риска строительства газовых скважин.

Список использованных источников

.

ГОСТ Р 27.310−95. Анализ видов, последствий и критичности отказов. Основные положения [Текст]. — М.: «Ось», 1995. — 73 стр. ГОСТ Р 12.

3.047−98. ССБТ. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля [Текст]. — М.: «Ось», 1998. — 89 стр. ГОСТ 31 371–2008.

Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности [Текст]. — М.: Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии, 2008. -19 стр.

6. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности"Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности". Серия 08. Выпуск 19. — М.: Закрытое акционерное общество «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013. — 288 стр.

7. Правила пожарной безопасности в Российской Федерации [Текст]: ППБ 01−03: введ. с 15.

04.2003 — М., «Альфа-М», 2009. — 35 стр. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности [Текст]: ПБ 08−624−03: введ. с 01.

09.03. — СПб.: «Дизайн-@», 2004. — 188 стр. Российская Федерация. Законы. О промышленной безопасности опасных производственных объектов [Текст]: федер.

закон: [принят Гос. Думой 21.

07.1997 г.]. — М.: «Аргус», 1997. — 22 стр. Российская Федерация. Законы. Технический регламент о требованиях пожарной безопасности [Текст]: федер. закон: [принят Гос. Думой 22.

07.2008 г.]. — М.: «Аргус», 2008. — 149 стр.

4. РД 03−496−02. Методические рекомендации по оценке ущерба от аварий на опасных производственных объектах [Текст]. — утв. Постановлением Ростехнадзора РФ от 29.

10.2002 № 63. — М., «Аргус», 2002. — 16 стр. РД 08−245−98. Инструкция по предупреждению гезонефтепроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности [Текст]. — утв. Приказом МЧС РФ от 05.

07.1998 № 194. — М., «Интегра», 1998. — 17 стр. РД 08−492−02. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов [Текст]. — утв. Постановлением Ростехнадзора РФ от 01.

02.2022 № 3. — М., «Аргус», 2002. — 11 стр.

5. РД 03−418−01. Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов [Текст]: — М., «Аргус», 2001. — 58 стр. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования [Текст]: утв. Госстроем РФ, Минэкономики РФ, Минфином РФ, Госкомпромом России 31.

03.1994 N 7−12/47, 63 стр.;Методические указания."Возможный характер аварий, катастроф, стихийных бедствий, правила поведения и действия населения в чрезвычайных ситуациях" / Сост. В. А. Цветков. — Ульяновск: УлГТУ, 2001.

— 70 стр. Методическое пособие МЧС. &# 171;Гражданская оборона и предупреждение ЧС". — М.: Институт риска и безопасности., 2002. ;

500 стр. Акимов, В. А. Надежность технических систем и техногенный риск [Текст]: учебное пособие / В. А. Акимов, В. Л. Лапин., В. М. Попов, В. А. Пучков, В. И. Томаков, М. И. Фалеев; под ред. М.И. Фалеева- М.: Деловой экспресс, 2002. — 419 стр.

2. Карпов К. А., учебное пособие «Бурение нефтяных и газовых скважин» — СПб.: СПбГИЭУ, 170 стр., 2011 г. Кукин, П. П. Безопасность технологических процессов и производств. Охрана труда [Текст]: учебник для вузов / П. П. Кукин. — М.: Высшая школа, 2002. — 319 стр.: ил. Шахраманьян, М.А. «Комплексная оценка риска от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» [Текст] / М.

А. Шахраманьян, В. И. Ларионов, Г. М. Нигметов, О. В. Бодриков // Безопасность жизнедеятельности. — 2001. — № 12.

— стр. 15−19.Шойгу С. К. Учебник спасателя / С. К. Шойгу, М. И. Фалеев, Г. Н. Кириллов и др. — Краснодар: Советская Кубань, 2002. ;

528 стр. Безопасность жизнедеятельности: Учебник / Под ред. проф. Э. А. Арустамова. — М: Дашков и К, 2005.

— 496 стр. Асфандриянов Х. А. «Нефтегазопроявления и открытые фонтаны при эксплуатации скважин» /Х.А. Андриянов, Р. А. Максутов. -.: Недра, 1986.

— 231с. Басарыгин Ю. М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. «Технология бурения нефтяных и газовых скважин». 2001.

Карпов К.А. «Бурение нефтяных и газовых скважин"// Учебное пособие, СПБ: СПБГИЭУ, 2011 — 170 стр. Котляровский В. А., Аверченко М. А., Забегаев А.В."Аварии и катастрофы: Предупреждение и ликвидация последствий», .Кн.

5. -.:М АСВ, 2001. — Стр, 79−88.Попов А. Н., Спивак А. И., Акбулатов Т. О. «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» — М.: ООО «Недра — Бизнесцентр», 509 стр., 2003 г. Пустовойтенко, И. П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении [Текст]: И. П. Пустовойтенко. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1988. — 279 с.: ил. Сайт опытного ремонтно-механического завода.

http://ormz-620.ru/Сайт компании KROHN.

http://ru.krohne.com/ru/ Статья в электронном журнале: Осадчий А. «Нефть и газ российского шельфа: оценки и прогнозы"// Наука и жизнь, № 4 апрель 2016 г.

http://www.nkj.ru/archive/articles/6334/.