Геоэкология Абино-Украинского месторождения

По административному делению Абино-Украинское месторождение расположено в пределах Крымского и Абинского районов Краснодарского края, в 75 км к юго-западу от г. Краснодара. Ближайшими крупными населёнными пунктами на западе является г. Крымск, на востоке — г. Абинск. Месторождение пересекает железная дорога и шоссе Новороссийск-Краснодар.

Юго-восточнее, в 12 км от Абино-Украинского месторождения находятся Лёвкинское и Ахтырско-Бугундырское месторождения. Вблизи юго-западной границы расположено Украинское нефтяное месторождение.

Месторождение расположено в переходной зоне от предгорий Северо-Западного Кавказа к равнине Прикубанья. Рельеф представляет собой всхолмленную, расчлененную реками равнину. На юге месторождения высотные отметки рельефа достигают плюс 70 м, на севере — лишь плюс 20 м. С юга на север, образуя многочисленные меандры, протекают реки: Шибик, Куафо, Абин. Наиболее крупная из них — Абин. Сток рек образован, главным образом, атмосферными осадками, поэтому реки особенно водообильны в весеннее и осеннее время.

Климат района континентальный. Лето жаркое, сухое, осень тёплая с периодическими дождями, зима сырая с небольшими снегопадами и морозами. В отдельные, довольно редкие годы, зима суровая с частыми похолоданиями, дождями и сильными ветрами. Преобладающее направление ветров — юго-западное, средняя скорость ветра 3,9 м/сек.

Средняя температура плюс 110 C. Летом температура достигает плюс 35 0C — плюс 40 0C, зимой снижается до минус 20 0C, а в редких случаях до минус 25 0C.

Почвы района представлены более чем двадцатью разновидностями. На предгорных территориях почвы тёмно-серые лесные, бурые лесные и перегнойно-карбонатные. На равнине — лугово-болотные, чернозёмы слитые и лесостепные.

Глубокое поисковое бурение на площади начато в 1955 г. с целью поисков залежей нефти в отложениях миоцена. В 1956 г. при опробовании скважины № 45 был получен промышленный приток нефти из сарматских отложений. Было открыто Абино-Украинское месторождение.

В 1957 г. выявлена промышленная нефтеносность караганских и чокракских отложений.

Непосредственное воздействие на недра в процессе разработки месторождения оказывают скважины всех типов, как в процессе строительства, так и после завершения строительства в процессе добычи нефти. Добывающие, нагнетательные, контрольные (наблюдательные и пьезометрические), специальные (водозаборные, поглощающие и другие скважины), законсервированные и ликвидированные скважины оказывают воздействие на недра в большей или меньшей степени.

Загрязнённый нефтепродуктами грунт на настоящий момент на территории месторождения отсутствует.

Несанкционированных мест хранения отходов бурения на территории месторождения нет.

При проведении работ в обязательном порядке необходимо руководствоваться «Правилами охраны недр» ПБ 07−601 — 03:

• 1. В соответствии со ст. 22 Закона РФ «О недрах» пользователь недр обязан обеспечить:
  • — соблюдение требований законодательства, а также утверждённых в установленном порядке стандартов (норм, правил) по технологии ведения работ, связанных с пользованием недрами;
  • — соблюдение требований технических проектов, планов и схем развития горных работ, недопущение сверхнормативных потерь, разубоживания и выборочной отработки полезных ископаемых;
  • — ведение геологической, маркшейдерской и иной документации в процессе всех видов пользования недрами и её сохранность;
  • — безопасное ведение работ, связанных с пользованием недрами;
  • — соблюдение утверждённых в установленном порядке стандартов (норм, правил), регламентирующих условия охраны недр, атмосферного воздуха, земель, лесов, вод, а также зданий и сооружений от вредного влияния работ, связанных с пользованием недрами;
  • — приведение участков земли и других природных объектов, нарушенных при пользовании недрами, в состояние, пригодное для их дальнейшего использования;
  • — сохранность разведочных горных выработок и буровых скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождений и/или в иных хозяйственных целях; ликвидацию в установленном порядке горных выработок и буровых скважин, не подлежащие использованию.
• 2. В соответствии со ст. 26 указанного Закона к основным требованиям по рациональному использованию и охране недр относится:
  • — обеспечение полноты геологического изучения, рациональной комплексного использования и охраны недр;
  • — проведение опережающего геологического изучения недр, обеспечивающего достоверную оценку запасов полезных ископаемых или свойств участка недр, предоставленного в пользование в целях не связанных с добычей полезных ископаемых;
  • — обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов;
  • — достоверный учёт извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов при разработке месторождений полезных ископаемых;
  • — охрана месторождений полезных ископаемых от затопления обводнения, пожаров и других факторов, снижающих качество полезных ископаемых и промышленную ценность месторождение или осложняющих их разработку;
  • — предотвращение загрязнения недр при проведении работ, связанных с пользованием недрами, особенно при подземном хранении нефти, газа или иных веществ и материалов, захоронении вредных веществ и отходов производства, сбросе сточных вод;
  • — предупреждение самовольной застройки площадей залегание полезных ископаемых и соблюдение установленного порядка использования этих площадей в иных целях.
• 3. В соответствии со ст. 23−3 указанного Закона пользователи недр, осуществляющие первичную переработку получаемого ими из недр минерального сырья, обязаны обеспечить:
  • — строгое соблюдение технологических схем переработки минерального сырья, обеспечивающих рациональное, комплексное извлечение содержащихся в нем полезных компонентов;
  • — учёт и контроль распределение полезных компонентов на различных стадиях переработки и степени их извлечения из минерального сырья;
  • — дальнейшее изучение технологических свойств и состава минерального сырья, проведение попутных технологических испытаний в целях совершенствования технологий переработки минерального сырья.
• 4. В соответствии со ст. 24 указанного Закона к основным требованиям по обеспечению безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами относятся:
  • — проведение комплекса геологических, маркшейдерских и иных наблюдений, достаточных для обеспечения нормального технологического цикла работ и прогнозирования опасных эксплуатаций, своевременное определение и нанесение на планы горных работ опасных зон;
  • — осуществление специальных мероприятий по прогнозированию и предупреждению внезапных выбросов газов, прорывов воды, полезных ископаемых и пород, а также горных ударов;
  • — управление деформационными процессами горного массива, обеспечивающее безопасное нахождение людей в горных выработках;
  • — разработка и проведение мероприятий, обеспечивающих охрану работников предприятий, ведущих работы, связанные с пользованием недрами, и населения в зоне влияния указанных работ и вредного влияния этих работ в их нормальном режиме и при возникновении аварийных ситуаций.

Проектом на бурение скважины обосновывается качественное вскрытие продуктивных пластов, крепление и надёжность скважины, выполнение проектных решений, выбор параметров бурового раствора, технологические параметры и режимы геофизических исследований, позволяющие обеспечить качественное вскрытие продуктивного пласта.

Состав и свойства буровых растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пластов, должны удовлетворять следующим требованиям:

• * жидкая основа растворов должна быть маловязкой и имеет небольшое поверхностное натяжение на границе с горными породами;
• * концентрация глинистых частиц в твёрдой фазе раствора должна быть минимальной, а средневзвешенное по объёму значение плотности твёрдой фазы — максимальным;
• * буровые растворы должны быть недиспергирующимися под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах и иметь стабильные показатели;
• * буровые растворы должны быть химически нейтральными по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их диспергирование и набухание;
• * буровые растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, наполнители и добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях;
• * смазочные добавки должны составлять не менее 10%;
• * фильтрат бурового и цементного раствора должен быть таким, чтобы при проникновении в ПЗП не происходило глинистого материала, солеи пенообразования в пористой среде горных пород;
• * гранулометрический состав твёрдой фазы бурового и цементного растворов должен соответствовать структуре порового пространства, т.. для предотвращения глубокой кольматации содержание частиц диаметром большим на 30% размера поровых каналов или трещин должны быть менее 5% от общего объёма твёрдой фазы промывочного агента;
• * поверхностное натяжение на границе раздела фильтрат — пластовый флюид должно быть минимальным.

При вскрытии продуктивного пласта при бурении обеспечивается максимально возможное естественное состояние призабойной зоны, предотвращающее её загрязнение.

Конструкция обсадных эксплуатационных скважин выбирается исходя из обеспечения монтажа, демонтажа и длительной эксплуатации скважинного оборудования, установки клапанов — отсекателей, пакерующих и других устройств. Не допускается уменьшение внутреннего диаметра эксплуатационной колонны снизу вверх.

При цементировании обсадных колонн обеспечиваются:

• — надёжное разобщение нефтяных, газовых и водяных пластов, исключающее циркуляцию нефти, газа и воды в заколонном пространстве;
• — проектная высота подъёма тампонажного раствора;
• — надёжность цементного камня за обсадными трубами, его устойчивость к разрушающему воздействию пластовых жидкостей, механических и температурных нагрузок;
• — создание проектных депрессий и регрессий на пласт без нарушения целостности цементного камня;
• — предотвращение проникновения твёрдой и жидкой фаз цементного раствора в продуктивный пласт.

Качество цементирования колонны проверяется геофизическими исследованиями и испытанием на герметичность.

Освоение скважины включает вызов притока жидкости (газа) из пласта или опробование закачкой в него рабочего агента в соответствии с ожидаемой продуктивностью (приёмистостью) пласта.

Основным мероприятием по охране недр при переводе скважины с одного горизонта на другой горизонт является выбор технологии, качественное выполнение работ, строгое выполнение требований данного проекта.

• 1. Конструкция скважины позволяет использовать её на период опережающей эксплуатации продуктивного горизонта.
• 2. При вскрытии горизонтов устанавливается их нефтегазонасыщенность путём отбора проб и определения процентного содержания флюида и газа и их качественного содержания.
• 3. При испытании горизонта устанавливаются начальные Р, Т и положения контактов газ-нефть-вода; продуктивные и геолого-физические характеристики коллектора; состав и физико-химические свойства пластовых флюидов.
• 4. Качество цементирования каждой обсадной колонны, в т. ч. эксплуатационной, контролируется геофизическими методами и опрессовкой обсадных колонн.
• 5. Проведение комплекса геофизических, лабораторных исследований: петрофизические; литолого-петрофизическое описание пород; палеонтологические определения; полные анализы нефти, газа и воды.

Дострел фильтра в скважине производится при обеспечивании условий:

• — высота подъёма цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи соответствуют ПБ НГП;
• — эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;
• — устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утверждённой схемой;
• — отсутствуют межколонные давления.

Вскрытие пластов с высоким давлением, угрожающим выбросами или открытыми фонтами, проводится при установленном на устье скважин противовыбросовым оборудовании с применением бурового раствора с плотностью, предотвращающей возникновение нефтеводороявлений, а также поглощений. Плотность бурового раствора выбирается из условия создания столбом раствора гидростатического давления на забой превышающим пластовые давления не менее 5% или не более 30 кгс/см3 .

Для предотвращения снижения проницаемости призабойной зоны в результате длительного воздействия воды или глинистого раствора после окончания перфорации колонны испытание скважин производится незамедлительно без простоев на обустройство площади.

В соответствии с постановлением Правительства от 21.08.2000 г. № 613 время локализации разлива нефти и нефтепродуктов не должно превышать четырёх часов при разливе в акватории и шести часов — при разливе на почве.

После обнаружения разлива нефти немедленно предпринимаются меры к ограничению (прекращению) утечки путём проведения аварийной останови технологического процесса, отсечения задвижками аварийного оборудования (участка трубопровода), герметизации аварийного оборудования, перекачки нефти из повреждённого оборудования в аварийную ёмкость.

При возникновении аварийных ситуаций на месторождении необходимо провести следующие мероприятия: 1) ликвидировать (заглушить, перекрыть) источник разрыва нефти; 2) оценить объём происшедшего разлива и оптимальный способ его ликвидации; 3) локализовать нефтяной разлив и предотвратить его дальнейшее распространение; 4) собрать и вывести собранную с почвы, болотной и водной поверхности нефть в товарный парк или пункт утилизации; 5) по окончании работ произвести оценку полноты проведённых работ и рекультивацию загрязнённых почв.

Аварийные разливы на скважинах, выкидных линиях, технологическом оборудовании должны локализовываться в пределах обвалованных площадок.

Объём обвалованного пространства кустовой площадки должен составлять не менее 100 м³, что во много раз превышает проектируемые суточные дебиты скважин.

При авариях вне обустроенных площадок действия по локализации аварийных разливов зависит от величины вылива и местоположения источника:

• * при малых разливах участок оконтуривается плугами с глубиной погружения лемеха в почву на 20…25 см.
• * при средних разливах сооружаются барьеры земли с устройством защитных экранов, предотвращающих интенсивную пропитку барьера нефтью, кроме того, устанавливаются заграждения типа «Уж»;
• * при больших разливах проводят локализацию с помощью траншей с последующей подачей нефтяного разлива в дренажные кюветы или нефтеловушки в виде котлованов. Для отведения воды из котлованов устанавливается труба с оголовком. Сбор нефти осуществляется при помощи вакуумной техники в ёмкость с последующим вывозом.

Для более полного сбора нефти наряду с механическими средствами могут быть использованы сорбенты различных типов, рекомендуется сорбент-собиратель «ДН75».

Сорбент представляет собой биоразлагаемую композицию синтетических поверхностно-активных веществ двойного действия. Средство обладает высокой собирающей и удерживающей способностью при начальной толщине плёнки до 1 мм.

После сбора нефти с поверхности необходимо провести рекультивацию замазученных земель. Загрязнённые почвогрунты рекомендуется вывозить на территории выработанных карьеров, где их разравнивают слоем 15…20 см с последующей (1 раз в год) перепашкой для увеличения доступа кислорода.

Через несколько лет в силу естественной биодеструкции нефтяных углеводородов происходит восстановление растительного слоя. Для интенсификации процесса рекомендуется внесение удобрений, периодическое рыхление поверхности и залуживание семенами злаков. Загрязнённые участки могут обрабатываться биопрепаратами, прошедшими опытную проверку.

В местах, в которых нефть невозможно собрать при помощи техники, работы по их очистке ведутся вручную. Ручной сбор может включать соскребание или протирание сорбирующими материалами («Нефтесорб», «Униполимер»).

Загрязненные материалы помещаются в пластиковые мешки, бочки или другие ёмкости для перевозки.

В процессе сбора нефти с грунтов необходимо проводить санитарную очистку деревьев, кустарников, пней и травы от нефтезагрязнений с помощью воды (температурой 50…60 0С) или паром. Таким образом, смывают нефть только после свежего разлива.

При невозможности очистки кустарников и растительности производят их срез. Траву после санитарной очистки скашивают косой и затем убирают граблями.

Реабилитация загрязненных территорий осуществляется последовательно в несколько этапов и включает: -1- обследование территорий после проведения ликвидации аварийных разливов на наличие необходимости проведения рекультивационных работ; -2- задание на составлении проектно-сметной документации на рекультивацию земель; -3- разработка проектно-сметной документации на проведение рекультивационных работ; -4- заключение договоров со специализированными организациями, производящими работы по рекультивации территорий; -5- технический этап рекультивации; -6- биологический этап рекультивации; -7- материально-техническое обеспечение; -8- контроль качества рекультивации; -9- порядок передачи рекультивированных территорий местным органам власти.

Вероятность (частота реализации) возможных аварий.

Риск или степень риска — это мера опасности, характеризующая возможность возникновения аварии на опасном производственном объекте и тяжесть её последствий. Для оценки степени риска аварий необходимо оценить частоту их реализации и последствия аварий.

Для определения частот возникновения инициирующих и всех нежелательных событий использовались статистические данные «Методики по оценке пожарного риска для промышленных предприятий» М., ВНИИПО, 2007 г.

Проектируемые опасные производственные объекты включают в себя основные типы оборудования: резервуары (ёмкости) трубопроводы (промысловые нефтегазосборные трубопроводы).

На основании анализа имеющейся статистической информации, а также на основании использования логических схем возникновения крупных аварий из системы «некритических» промежуточных событий (построение «деревьев отказов») в таблице представлены данные, обобщающие результаты работ.

Таблица 1 — Обобщённые данные по ожидаемым частотам инициирования аварий.

При этом для аппаратов под давлением 10% случаев — выброс содержимого через отверстия диаметром менее 25 мм (коррозионный свищ) до тех пор, пока утечка не будет остановлена и 90% случаев — всё содержимое выбрасывается мгновенно.

Для технологических трубопроводов 90% - утечка через отверстие менее 25 мм, 10% - выброс через полный диаметр в течение времени, необходимого для перекрытия или опорожнения трубопровода, для загрузочных шлангов — 100% - выброс через полный диаметр шланга при загрузке/разгрузке до остановки потока.

Таблица 2 — Результаты расчётов частоты реализации возможных аварий на месторождении.