Проектирование и оптимизация энергосберегающих технологий при экспл

усадки цемента или из-за некачественного цементажа, а также по «окнам водоупорных толщ» [70]. Все это может привести в полную негодность для употребления в хозяйственно-бытовых и питьевых целях ближайшие водоемы и питьевые колодцы.

Для обеспечения надежной и долгосрочной работы оборудования и трубопроводов системы ППД нефтяных месторождений, профилактики порывов водоводов и загрязнения окружающей среды, уменьшения количества мехпримесей в закачиваемой воде, имеющих своей природой коррозию металла, необходимо принимать следующие меры:

1.Для предупреждения развития коррозии внешней поверхности труб предусматривают обязательную их изоляцию с помощью защитных покрытий (резинобитумные мастики; полиэтиленовый «чулок»), а также установку катодных станций.

2.При использовании в системе ППД пресной воды и обнаружении в ней сульфатвосстанавливающих бактерий осуществляют обязательную бактерицидную обработку трубопроводов.

3.При использовании в системе ППД пресной воды необходимо исключать попадание кислорода вместе с закачиваемыми пресными водами в продуктивные пласты. Кислород является одним из самых активных коррозионных агентов и даже в следовых количествах резко интенсифицирует процессы разрушения металла. В пресной воде, содержащей небольшое количество растворенных солей и обладающей вследствие этого невысокой удельной электропроводностью, влияние кислорода не так заметно. Попадание же кислорода в соленую пластовую воду вызывает многократное усиление ее коррозионной активности. Поэтому следует проводить обескислороживание воды перед закачкой в систему ППД путем добавления специальных химических соединений – поглотителей кислорода.

4.При использовании в системе ППД сточной воды стальные трубы без внутренних защитных покрытий следует защищать с помощью ингибиторов коррозии.

Существенно загрязняет воздушный бассейн нефтяной газ, который ежегодно сжигается в факелах в объеме десятков миллиардов кубических метров. Потери нефтяного газа только в нашей

101

стране составляют более 8 % общих мировых потерь этого ценного углеводородного сырья. Утилизация ресурсов нефтяного газа в целом не превышает 75 %, что в энергетическом отношении эквивалентно потере 80 млн т нефти. Несмотря на то, что максимальная степень использования ресурсов нефтяного газа в старых нефтегазодобывающих районах Поволжья и Северного Кавказа достигает 90–96 %, его отрицательное воздействие на биосферу в ряде случаев является доминирующим среди существующих источников загрязнения.

Следует учитывать высокую миграционную активность газообразных веществ, которые фиксируются не только у источника загрязнения, но и на значительном удалении от него. Максимальный ореол рассеяния (до 15 км) характерен для углеводородов, аммиака и оксидов углерода; сероводород мигрирует на расстоянии 5–10 км, а оксиды азота и сернистый ангидрид отмечаются в пределах 1–3 км от очага загрязнения. Помимо химического воздействия при сжигании газа происходит и тепловое загрязнение атмосферы. На расстоянии до 4 км от факела наблюдаются признаки угнетения растительности, а в радиусе 50–100 м – нарушение фонового растительного покрова.

Уровень распространения загрязнения по площади при сжигании газа в факелах зависит от дебита и качественного состава газа, его относительной плотности, времени года и преобладающего направления ветров в районе месторождения. Слабая циркуляция

вприземных слоях атмосферы приводит к осаждению компонентов газовых потоков наповерхностьпочвыи водоемов.

Вновых нефтедобывающих районах существует диспропорция между темпами добычи углеводородного сырья и вводом

вдействие систем сбора и переработки попутного газа. Только в Западной Сибири ежегодно сжигается в факелах более 10 млрд м3 газа, при этом в воздушный бассейн поступает 7 млн т токсичных соединений.

Охрана воздушной среды в нефтяной промышленности проводится главным образом в направлении борьбы с потерями нефти за счет уменьшения испарения ее при сборе, транспортировке, под-

102

готовке и хранении. Для этого проектируются герметизированные системы сбора нефти и антикоррозионные наружные и внутренние покрытия трубопроводов и емкостей, устанавливаются непримерзающие клапаны, расширяется сфера применения резервуаров спонтонами или плавающими крышами и другие технические решения. С целью уменьшения вредных выбросов в атмосферу сокращается сжигание нефтяного газа в факелах.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Вопросы энергосбережения и экологической безопасности находятся в числе наиболее актуальных при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Для их эффективного решения необходимо проведение углубленных исследований технологических процессов при эксплуатации добывающих скважин, систем промыслового сбора скважинной продукции и поддержания пластового давления. Основное внимание при этих исследованиях следует уделить оценке роли геологофизических и технологических факторов, влияющих на приток

поддержание пластового давления в продуктивных пластах, а также на экологическую обстановку при эксплуатации скважин и нефтегазопромысловых систем. Снижение энергетических затрат при добыче нефти и попутного нефтяного газа – важное условие рационального природопользования и улучшения экологического состояния природной среды при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений.

По данным опубликованных работ в области энергосбережения и экологической безопасности эксплуатации нефтедобывающих скважин и нефтегазопромысловых систем можно сформулировать следующие выводы.

Затраты энергии при эксплуатации скважин и нефтегазопромысловых систем определяются составом и свойствами добываемой жидкости (газожидкостной смеси), термодинамиче-

103

скими характеристиками скважинных потоков и потоков в коммуникациях системы нефтегазосбора, проявлением различных осложнений (обводненность, образование АСПО в скважинах и нефтепроводах и др.).

Выбор наиболее рациональных технологий эксплуатации скважин и нефтегазопромысловых систем, оптимизация применяемого оборудования, режимов откачки и транспортировки добываемой продукции создают основу для снижения энергозатрат и повышения технико-экономических показателей при добыче нефти.

Применение технических средств и технологий для предупреждения и снижения интенсивности образования АСПО на скважинном оборудовании и в системах сбора обеспечивает увеличение межремонтного периода работы скважин, снижает вероятность сбоев и аварий в системах, уменьшает энергозатраты на добычу и промысловую транспортировку скважинной продукции.

Проектирование технологических режимов и эксплуатация скважин и нефтегазопромысловых систем с применением научнотехнических достижений и передовых технологий является необходимым условием оптимизации технологических процессов, снижения энергозатрат и негативного воздействия на недра и окружающую среду при эксплуатации нефтяных месторождений.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Рациональное использование нефтяного газа: от анализа проблемы до реализации проектов / Н.Н. Андреева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 9.

2.Андронова И.В. О перспективе энергосбережения в нефтяной отрасли // Нефть и газ. – 2006. – № 2.

3.Внутрипромысловый транспорт газожидкостной смеси на месторождении Белый Тигр / Ф.И. Бадиков [и др.]// Нефтяное хозяйство. – 2000. – № 5.

104

4.Базив В.Ф. Об отборе жидкости при разработке нефтяных месторождений с заводнением // Нефтяное хозяйство. – 2007. –

№9.

5.Балаба В.И. Деформационная устойчивость ствола в интервале глинистых пород как фактор обеспечения качества скважины // Бурение. Спец. приложение к журналу «Нефть и капитал». – 2001. – № 2.

6.Балаба В.И., Дунюшкин И.И., Павленко В.П. Безопасность технологических процессов добычи нефти и газа: учеб. пособие. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2008. – 477 с.

7.Определение оптимальных эксплуатационных параметров системы нефтяной пласт – скважина – насос / В.Г. Белов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2004. – №7.

8.Берлин А.В. Результаты лабораторных исследований фи- зико-химического воздействия в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. – 1998. – № 3.

9.Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов. Понятия, определения, термины: учеб. пособие для вузов / Ю.И. Брашн [и др.]. – М.: Недра-Бизнесцентр,

2004. – 399 с.

10.Васильев В.В. Использование результатов оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин для оптимизации заводнения // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 6.

11.Васильев В.В., Тонков Л.Е. Оценка применимости циклического заводнения на поздней стадии разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 12.

12.Вахитова Р.И. Влияние технологических параметров на энегропотребление УЭЦН // Нефтепромысловое дело. – 2004. –

№12.

13.Габдрахманов Н.Х., Галиуллин Т.С., Галиуллин М.Ф. Техника и технология добычи нефти. Лабораторная установка для определения утечек через зазор между плунжером и цилиндром штангового глубинного насоса // Нефтепромысловое дело. –

2002. – № 8.

105

14.Газизов А.Ш., Газизов А.А. Научно-технические основы энергосберегающих технологий повышения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 3.

15.Горбатиков В.А., Пальянов А.П. Новый подход к проектированию систем ППД // Нефть и газ. – 2000. – № 6.

16.Оптимальные условия применения потокоотклоняющих технологий в нагнетательной скважине при разработке частично заводненного пласта / Н.Ф. Гумаров [и др.] // Нефтепромысло-

вое дело. – 2007. – № 5.

17. Исследование особенностей фильтрации жидкости в карбонатных коллекторах / А.А. Давлетшин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1998. – № 7.

18.Дегтярев В.Н. Применение гелевых разделительных поршней для поддержания пропускной способности трубопроводов // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 11.

19.Повышение нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами с использованием физических методов в поле нестационарного заводнения / В.П. Дыбленко [и др.] // Нефтяное хо-

зяйство. – 2005. – № 4.

20.Методика построения карт зон воздействия нагнетательных скважин / Е.П. Жеребцов [и др.] // Нефтяное хозяйство. –

2001. – № 8.

21.О внесении изменений и дополнений в Закон РФ «О недрах»: Федер. закон РФ от 3 марта 1995 г. № 27-ФЗ.

22.Анализ результатов применения технологии нестационарного воздействия на Родниковом месторождении / Н.П. Захарова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 12.

23.Комплекс технологических решений по повышению на-

дежности промыслового транспорта нефти / В.Н. Зиновьев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 2.

24.Разработка методов эффективной эксплуатации системы нефтесбора НГДУ «Альметьевнефть» / Н.Г. Ибрагимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 9.

25.РД 08-435–02. Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте.

106

26.РД 08-254–98. Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности.

27.Оценка энергетических потерь, возникающих при неконтролируемой закачке воды в пласт через систему поддержания пластового давления / Н.Г. Ибрагимов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2003. – № 12.

28.Иктисамов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений / ВНИИОЭНГ. – М., 2001. – 212 с.

29.Эффективность мероприятий по ограничению водопритоков в скважины Оренбургского НКГМ / П.В. Коваленко [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2006. – №7.

30.О «коварном» законе обводнения и нефтеотдачи карбонатных трещинно-поровых коллекторов / В.И. Колганов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2008. – №1.

31.Кутырев Е.Ф., Сергиенко В.Н., Кутырев А.Е. О концепции разработки заводненных залежей нефти на поздних стадиях (часть 2) // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 10.

32.Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды: учеб. для вузов. – М.: Альянс, 2005. – 319 с.

33.Макаров А.В., Пономарев С.А., Рыгалов В.А. Решение проблемы рационального использования нефтяного газа в Республике Башкортостан // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 4.

34.Матвеев Н.И. Рациональное использование нефтяного газа – одна из приоритетных задач ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 7.

35.Медведский Р.И., Ишин А.В. Увеличение нефтеотдачи путем длительного ограничения закачки воды в пласт до уровня добычи нефти // Нефть и газ. – 2000. – № 6.

36.РД 153-39.0-110–01. Методические указания по геологопромысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений: утв. приказом Минэнерго России от 5.02.2002 г.

№29.

37.РД-153-39.0-109-01. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидро-

107

динамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений.

38.Мирсаетов О.М., Борхович С.Ю., Повышев К.И. Теоретические и экспериментальные методы обоснования энергосберегающих дебитов высокодебитных скважин // Нефтепромысло-

вое дело. – 2006. – № 9.

39.Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учеб. пособие для вузов / РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. – М.: Нефть и газ, 2007. – 826 с.

40.Выбор рационального способа эксплуатации группы добывающих скважин / И.Т. Мищенко [и др.] // Нефтепромысло-

вое дело. – 1994. – № 6.

41.Мищенко И.Т., Лутфуллин А.А. Геолого-физические критерии успешности применения методов увеличения коэффициента охвата пластов // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 4.

42.Разработка нефтяных и газовых месторождений: учеб. пособие / В.А. Мордвинов [и др.]. – Пермь: Изд-во Перм. гос.

техн. ун-та, 2008. – Ч. 2. – 79 с.

43.Мордвинов В.А., Поплыгин В.В. Учет утечек при выборе режима откачки жидкости для низкодебитных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений /

ВНИИОЭНГ. – М., 2007. – № 10.

44.Эффективность мероприятий по предупреждению образования и удалению асфальтеносмолопарафиновых отложений при эксплуатации нефтедобывающих скважин в ООО «ЛУКОЙЛПермь» / В.А. Мордвинов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений / ВНИИОЭНГ. – М., 2008. – №8.

45.Промысловые испытания эмульсионных композиций для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин / Р.Н. Мухаметзянов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений / ВНИИОЭНГ. – М., 1999. – №4.

46.ВНТП 3-85. Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений.

108

47. Нурмухаметов Р.С., Владимиров И.В. Исследование гидродинамического взаимодействия между системой трещин и пористыми блоками при воздействии нагнетательной скважины на трещинно-пористый коллектор // Нефтепромысловое де-

ло. – 2001. – № 1.

48.Панарин А.Т., Валитов Ш.М. Энергетическая составляющая – критерий эффективности разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 12.

49.Пантелеев В.Г., Родионов В.П. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от скорости движения жидкости в поровом пространстве карбонатов башкирского яруса // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 11.

50.ПБ 07-601–03. Правила охраны недр.

51.Правила промышленной безопасности при освоении месторождений нефти на площадях залегания калийных солей: утв. постановлением Госгортехнадзора России 04.02.2002 г.

№8, зарегистр. М-вом юст. РФ 26.02.2002 г. № 3272.

52.Правила разработки нефтяных и газовых месторождений: утв. Коллегией М-ва нефт. промышленности СССР (прото-

кол от 15 окт. 1984 г. № 44, п. IV).

53.ПБ 03-585–03. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов.

54.РД 153-39.4-056–00. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов.

55.РД 153-39-007–96. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений.

56.РД 153-39.0-047–00. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений.

57.Салимов В.Г., Зиякаев З.Н. Влияние обводненности продукции на режим периодической эксплуатации малодебитных скважин // Нефтепромысловое дело. – 2002. – № 4.

58.Повышение эффективности разработки месторождений с применением электромагнитного воздействия / Ф.Л. Саяхов

[и др.] // Нефть и газ. – 1997. – № 4.

109

59.Симонов В.В., Маркова Л.М., Веремеенко А.Л. Оценка состояния трубопроводных систем с применением энергетического анализа // Нефть и газ. – 1998. – № 4.

60.Применение потокорегулирующих технологий для повышения эффективности разработки высокообводненных пластов / В.Е. Ступоченко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2005. – №11.

61.Энергосберегающие технологии в нефтяной промышленности / Ш.Ф. Тахаутдинов [и др.]// Нефтяное хозяйство. –

1998. – № 7.

62. Терегулова Г.Р., Коробейников Н.Ю. Оценка экономической целесообразности оптимизации работы насосного оборудования добывающей скважины // Нефтяное хозяйство. –

2002. – № 1.

63.Ухалов К.А., Кучумов Р.Я. Методология оценки эксплуатационной надежности работыУЭЦН// Нефтьигаз. – 2002. – №4.

64.Об энергосбережении: Федер. закон от 23.11.2009 г. №261.

65.Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Промыслово-геологический контроль разработки месторождений углеводородов: учеб. для вузов / РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. – М.: Нефть и газ, 2002. –

224с.

66.Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД / ВНИИОЭНГ. –

М., 2001.

67.Шагиев Р.Г., Шагиев Р.Р. Значение скин-фактора при выборе скважин дляобработок // Нефтяное хозяйство. – 2002. – №5.

68.Шпилевой В.А., Бурганов Ф.С. О энерго- и ресурсосбережении нефтегазового комплекса // Нефть и газ. – 2003. – № 6.

69.Юсифов С.И., Ахмедов И.З. Оптимизация технологического режима эксплуатации скважин при откачке парафинистой нефти на основе интеллектуальных систем // Нефтяное хозяйст-

во. – 2004. – № 5.

70. Сайт компании «Геостар». – URL: www.gstar.ru/files/ oil-

safety.pdf

71. Сайт Президента РФ. – URL: http: //www.kremlin.ru/ tran-

scripts/4697

72. Электронная библиотека. – URL: http: //www.oilgeogas.com/anotaition/134.htm

110