1535

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

При принятии решения о зарезке БС и БГС из конкретной вертикальной скважины необходимо руководствоваться следующими критериями:

–мощность пласта должна быть не менее 3 м для входа БГС;

–азимутбуренияБГСнаправляетсявсторонумаксимальноизвлекаемыхзапасов;

–возможность перевода ствола скважины под закачку вытесняющего агента;

–для окупаемости затрат на строительство БС и БГС остаточные запасы должны быть сопоставимы с извлеченными.

При прочих равных условиях предпочтение следует отдавать тем скважинам, которые уже пересекли невыработанные пласты [3].

С технической точки зрения развитие технологий бурения скважин возможно при совершенствовании технического контроля за проводкой ствола. В результате применения наддолотного модуля с телесистемой ЗТС-42АП имеет место положительный экономический эффект. Первые испытания в НГДУ «Лениногорскнефть» наддолотного модуля на скважине с ограниченным забоем и полученные результаты определили возможность его использования в горизонтальных скважинах, где необходимость проведения привязочного каротажа для определения местонахождения текущего забоя и привязки к вскрываемому геологическому разрезу имеет первостепенное значение как с точки зрения геологии, так и технологического решения контроля за проводкой скважины.

Эффективность достигается за счет получения непрерывной информации

оместоположении текущего забоя и траектории ствола, сокращения спускоподъемных операций, а кроме того, исключается вызов геофизического отряда

иинтерпретация материалов ГИС.

Был проведен расчет технологической эффективности применения БС и БГС методом прямого счета и по характеристикам вытеснения. Для расчета были выбраны участки, на которых в течение года не применялись никакие ГТМ.

Для расчета технологической эффективности были выбраны пять скважин

(6306Б, 16919, 26738, 26722, 39266), которые ранее были обводнены (более 92 %),

пересекающие продуктивный пласт бобриковского горизонта толщиной более 3 м

иимеющие остаточные запасы не менее 70000 т. Это вполне удовлетворяло требованиям, позволившим осуществить глубокое проникновение в пласт боковым горизонтальным стволом (рисунок).

Рис. Удельная технологическая эффективность от применения БГС за 2011–2013 гг.

221

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Успешность применения метода в НГДУ «Лениногорскнефть» составляет около 80 %. Такой процент обеспечивается ввиду большого фонда скважин

иплотной сетки разбуривания площадей, т.е. достаточной геологической изученности, анализ первых двух групп факторов позволяет сделать уверенный прогноз

ивыбрать направления бурения БС и БГС.

По результатам выполненного анализа можно сделать вывод, что применение БС и БГС является эффективным ГТМ, позволяющим повысить КИН за счет увеличения охвата пластов воздействием.

Список литературы

1.Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений (методы, теория, практика) / Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. – 292 с.

2.Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности; Академия наук РТ. – Казань, 2005.

3.РД 153-39.0-343–04. Регламент на строительство боковых стволов; ТатНИПИнефть. – Бугульма, 2004.

222

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ УТИЛИЗАЦИИ НЕФТЕЗАГРЯЗНЕННЫХ ГРУНТОВ НА ТЕРРИТОРИИ ПЕРМСКОГО КРАЯ

К.А. Вяткин

Научный руководитель – канд. техн. наук А.В. Лекомцев Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Рассматриваются два основных способа утилизации нефтесодержащих отходов, применяемых в Пермском крае, на примере утилизации нефтезагрязненных грунтов (НЗГ). Для сравнения технологий разработаны критерии, позволяющие сравнить способы утилизации НЗГ. При анализе полученных в работе результатов установлены достоинства и недостатки технологий утилизации НЗГ и оценена эффективность каждой технологии.

Ключевые слова: нефтесодержащие отходы, утилизация нефтезагрязненных грунтов, биоремедиация, термообеззараживание почв и грунтов.

На территории Пермского края основным видом загрязнения окружающей среды нефтеотходами является разлив нефти на грунты и почвы. Среди основных способов утилизации нефтезагрязненных грунтов на территории Пермского края выделяются биоремедиация (технология I) и термическая утилизация (технология II).

Процесс биоремедиации основан на активизации естественной деструкции углеводородов путем внесения биопрепаратов на основе естественной микрофлоры загрязненного и очищаемого грунта [1]. Процесс утилизации нефтезагрязненного грунта по технологии биоремедиации происходит в течение 3–7 лет в зависимости от степени загрязнения грунта.

Термическая обработка нефтезагрязненных грунтов выполняется на специализированной установке (УТ-2С), работа которой основана на разложении нефтесодержащих отходов при высокой температуре без доступа воздуха [2]. Время утилизации одной тонны нефтезагрязненного грунта составляет 1–2 часа в зависимости от выбранного режима производительности установки.

Для сравнения эффективности проведения описанных выше способов утилизации нефтезагрязненных грунтов выбраны следующие критерии: степень очистки нефтезагрязненного грунта, себестоимость утилизации одной тонны нефтезагрязненного грунта, экологический фактор утилизации (промышленные выбросы в атмосферу) [3, 4, 5], время на утилизацию нефтезагрязненного грунта.

Степень очистки принималась как отношение начальной степени загрязнения НЗГ (до очистки) к конечной (после очистки). Для определения степени очистки грунта в процессе биоремедиации брались количественные химические анализы (КХА) проб с различных рабочих зон полигона для захоронения отходов (табл. 1).

По результатам измерений была построена зависимость количества нефтесодержащих отходов в грунте от времени (рис. 1). За рассматриваемый период (3 года) в процессе биоремедиация степень очистки грунта составила 55,32 %.

223

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Таблица 1

Результаты КХА проб почвы (технология I)

Рис. 1. Зависимость количества нефтесодержащих отходоввгрунтеотвремени

Для термического способа на УТ-2С были взяты пробы исходного НЗГ до термообработки и конечного – после обработки (табл. 2). На основании данных КХА проведен расчет степени очистки, которая для технологииII составила 99,5 %.

Себестоимость утилизации НЗГ определялась исходя из отношения полных затрат на каждый способ утилизации к количеству утилизируемого грунта. Все затраты представленные в табл. 3 приведены в условных единицах на 1 год1. На основе полученных данных была построена зависимость общих издержек от времени (рис. 2).

На участке в 9 гектаров максимальное количество утилизируемого НЗГ по технологии биоремедиации составляет 11700 т. Производительность установки за рассматриваемый временной период – 26100 т. Себестоимость одной тонны НЗГ

1 Одна условная единица равна стоимости аренды 10 гектаров земли

224

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

исходя из табл. 3 и рис. 2, за 3 года составит по методу биоремедиации 0,005 усл. ед., по термическому методу – 0,0026 усл. ед., в относительных единицах – 1 и 0,52 соответственно.

Рис. 2. Издержки на технологию I и технологию II

Для оценки промышленных выбросов в атмосферу при утилизации НЗГ были проведены КХА. Результаты приведены в табл. 3.

По совокупности промышленных выбросов после утилизации НЗГ по технологиям утилизации относительный экологический фактор (соотношение концентрации загрязняющего вещества к ПДК) составляет соответственно

0,1 и 0,293 [6].

Для рассматриваемых способов утилизации нефтезагрязненных грунтов по критерию времени на утилизацию были приравнены общие издержки двух технологий. Таким образом, по технологии биоремедиации стоимость утилизации 11700 тонн НГЗ за минимальный срок (3 года) составит 59,08 усл. ед. Время термической обработки при тех же общих издержках составит 2,28 лет, что в относительных единицах по технологии I – 1,0, по технологии II – 0,44.

Для сравнения методов необходимо указанные критерии привести либо к классу «позитивных», либо к классу «негативных» факторов, поэтому для дальнейшего анализа степень очистки представлена в виде обратного показателя – до-

225

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ли остаточных отходов. Этот показатель для биоремедиации составляет 44,78 %, а для термической утилизации – 0,5 %.

Определив критерии для сравнения двух методов утилизации нефтезагрязненного грунта и посчитав относительные значения, построили диаграмму (рис. 3).

Рис. 3. Диаграмма эффективности утилизации НЗГ

Таким образом, технология II показала наибольшую эффективность по ряду критериев, однако она требует значительных материальных затрат. При необходимости утилизации большого количества отходов технология с использованием термической установки окажется более рентабельной.

Список литературы

1.Курицын А.В., Курицына Т.В., Катаева И.В. Биоремедиация нефтезагрязненных грунтов на технолгических площадках // Известия Самарского научного центра РАН. – 2011. – Т. 13, № 1–5. – С. 1271–1273.

2.Патент на полезную модель № 75711, F 23 G 5/14, 2008.

3.Безопасные уровни содержания вредных веществ в окружающей среде; ВНИИТБХП. – Северодонецк, 1990.

4.Вредные вещества в промышленности: справочник для химиков, инженеров и врачей. Т. 1. 7-е изд. / под ред. Н.В. Лазарева и Э.Н. Левиной. – Л.: Химия,

1976.

5.Харун Л.И. Управление по охране окружающей среды Пермского края; ОГУ «Аналитический центр». – Пермь, 2006.

6.ГОСТ 12.1.005–88. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

226

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ БУСТЕРНОЙ УСТАНОВКИ

П.К. Давидян

Научный руководитель – Ю.К. Федоров Кубанский государственный технологический университет

Статья посвящена анализу промыслового опыта применения бустерной установки. Рассмотрен состав установки и принцип ее действия, приведено сравнение эффективности установки с существующими компрессорными и насосными установками.

Описано применение бустерной установки на месторождениях ООО «РН-Красно- дарнефтегаз» и ООО «Газпром добыча Краснодар», проведен экономический расчет, доказавший эффективность установки, предложена группа месторождений, где она могла быбытьуспешноприменена.

Ключевые слова: газожидкостная смесь, промывка, компримирование, газобустерный насос, бустерная установка.

Изучение газожидкостных смесей в нефтегазовой промышленности является важным. Использование ГЖС в качестве рабочих сред в технологических операциях на различных стадиях процесса строительства, подготовки и эксплуатации различных объектов (скважин, оборудования, трубопроводов) значительно повышает их эффективность. Кроме того, они зачастую являются продукцией, извлекаемой из недр (нефть с попутным газом, газ с конденсатом и др.) и транспортируемой к пунктам подготовки и далее к местам переработки, а также промежуточными продуктами [1]. Так, при бурении скважин газожидкостная промывочная среда в отличие от жидкостной позволяет осуществлять бурение, в том числе вскрытие продуктивных пластов, цементирование обсадных труб регулированием дифференциального давления в системе скважина – пласт, являющегося критерием эффективности процесса строительства скважин в условиях, где пластовое давление меньше гидростатического. Большинство регионов России и СНГ характеризуется именно такими условиями. При освоении и исследовании скважин в условиях превышения гидростатического давления над пластовым самым эффективным способом снижения давления в скважине является замена жидкости газожидкостной смесью с соответствующим заданному снижению давления соотношением ее газовой и жидкостной составляющих, поэтому данный способ используется чаще других.

В процессе разработки технических средств для бурения с использованием ГЖС была успешно решена задача их получения и нагнетания, что определяло эффективность применения этого метода бурения. На уровне изобретений был создан бустерный способ нагнетания ГЖС и газов поршневыми, плунжерными насосами.

Суть этого способа – компримирование газа жидкостным проточным поршнем [2], формируемым в рабочей полости насоса, оборудованного специальными компрессионными камерами. При этом отбор тепла осуществляется жидкостью

227

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

при непосредственном контакте ее с газом, что обеспечивает высокий к.п.д. процесса компримирования по сравнению с традиционными способами, а также упрощает конструктивное исполнение средства компримирования. Способ и насос, его реализующий, названы «бустерными», поскольку на прием насоса ГЖС поступает с некоторым избыточным (не менее 0,3 MПа) давлением.

Способность газобустерных насосов принимать при любом избыточном давлении и дожимать газожидкостную продукцию скважин позволила успешно использовать такую продукцию и газобустерные насосы в технологических операциях при освоении и исследовании скважин. Для обеспечения выполнения технологических операций с подачей ГЖС при освоении, исследовании скважин

идругих работах используют цементировочные агрегаты с насосами, переоборудованными на местах в газобустерные, производимые серийно (например, ОАО «Борец» (г. Москва) самоходные бустерные установки нагнетания газов УНГ 8/15

ивыпускаемые АК «Ранко» (г. Москва) [3], самоходные бустерные установки УБ-125х25-Г).

Вобщем случае УНГ представляет собой самоходную установку (на шасси КраЗа или КАМАЗа) для нагнетания газожидкостной смеси в скважину с целью выполнения ряда различных технологических процессов. Основными составными частями УНГ являются: винтовой маслонаполненный компрессор, газогенератор, газобустерный, подпорный и дозаторный насосы, мерник и сепараторы.

К преимуществам газобустерной установки по сравнению с существующими методами освоения скважин можно отнести следующие:

1.Использование газожидкостных смесей с регулируемым процентным содержанием жидкости позволяет сократить продолжительность технологической операции на 15–20 % по сравнению с азотными компрессорами равной производительности.

2.При выполнении ряда операций азотными компрессорами требуется дополнительное оборудование (насосный агрегат и т.д.). Использование бустерной установки позволяет отказаться от использования дополнительного оборудования.

3.Использование пенных систем позволяет осуществлять ремонт скважин в условиях пониженного пластового давления, когда существующие технологии не обеспечивают восстановление циркуляции.

4.Бустерная установка обеспечивает эффективное удаление песка, незакрепленного проппанта после гидроразрыва. В ряде случаев, существующие технологии не позволяют произвести эффективную очистку ствола и призабойной зоны.

5.Использование попутного или природного газа из внешнего источника (шлейф, действующий трубопровод) позволяет значительно сократить продолжительность технологических операций и затраты на их проведение.

6.Одним из перспективных направлений является совместное применение установок данного типа с колтюбингом для удаления незакрепленного проппанта

ипродуктов распада геля после ГРП, особенно при аномально низких пластовых

228

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

давлениях, а также при значительных поглощениях в режиме равновесия или депрессии.

7.Освоениескважинсбольшимотборомскважиннойжидкостизакороткийсрок.

8.Снижение уровня скважинной жидкости от 0 до 3000 м.

Результаты использования УНГ 8/15 на месторождении Дыш

229

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Анализ промысловых работ на месторождениях ОАО «РН – Краснодарнефтегаз» подтверждает преимущества бустерной установки по сравнению с существующими способами освоения (таблица). Данная технология может быть применена по назначению для фонтанирующих скважин в случае освоения, проведения частичного или капитального ремонта скважин, а также после проведения методов интенсификации (ГРП, кислотные обработки) для осуществления ОПЗ.

Список литературы

1.И.В. Белей, Ю.С. Лопатин, С.П. Олейник. Бустерные технологии и техника нагнетания и использования газожидкостных смесей // Нефтяное хозяйство. Нефтепромысловое оборудование. – 2005. – № 5. – С. 120–124.

2.Фотин Б.С. Поршневые компрессоры. – Л., 1987.

3.Пат. RU (11) 2251630 (13) C1 / В.Н. Мартынов, Ю.А. Зильберберг, Д.Ю. Ретивых; опубл. 2005.05.10.

230