- •Введение
- •1. Геологическая часть
- •1.1 Общие сведения о месторождении
- •1.2 Характеристика геологического строения
- •1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика
- •1.4 Тектоника
- •1.5 Нефтегазоносность
- •1.6 Характеристика энергетического состояния месторождения
- •2. Технико-технологическая часть
- •2.1 История проектирования и разработки месторождения
- •2.2 Текущее состояние разработки нефтегазового месторождения «Кумколь»
- •2.3 Объемы добычи нефти и газа
- •2.4 Состояние фонда скважин месторождения Кумколь
- •2.5 Требования и рекомендации к системе ппд, качеству воды, используемой для заводнения
- •2.6 Требования и рекомендации к системе сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Кумколь
- •2.7 Исследования скважин и пластов
- •2.7.1 Методика проведения полевых работ
- •3. Специальная часть
- •3.1Увеличение производительности скважины с применением гидравлического разрыва пласта
- •3.1.1 Цель гидравлического разрыва
- •3.1.2 Нарушение проницаемости продуктивного пласта
- •3.1.3 Жидкости разрыва
- •3.1.4 Проппанты и расклинивание трещин разрыва
- •3.1.5 Типы проппантов
- •3.1.5 Критерии выбора скважин для проведения грп
- •3.2 Технология проведения грп
- •3.2.1 Обычные грп
- •3.2.2 Мощные грп
- •3.3 Мини-грп
- •3.4 Расчет гидроразрыва пласта на месторождений Кумколь
- •4. Охрана труда и безопасность жизнедеятельности
- •4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов
- •4.2 Производственная санитария
- •4.3 Техника безопасности
- •4.4 Гидравлический разрыв пласта
- •4.4.1 Производство работ по гидравлическому разрыву пластов
- •4.5 Пожарная безопасность
- •5. Охрана окружающей среды
- •5.1 Источники и виды воздействия предприятия на атмосферный воздух
- •5.2 Анализ расчетов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
- •5.3 Мероприятия по охране атмосферного воздуха
- •5.4 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения
- •5.4.1 Поверхностные воды
- •5.4.2 Подземные воды
- •5.4.3 Водопотребление и водоотведение
- •5.4.4 Характеристика загрязнения подземных вод
- •5.4.5 Мероприятия по охране подземных вод
- •5.5 Отходы
- •5.6 Оценка воздействия на почвенно-растительный покров
- •5.6.1 Мероприятия по охране почвенно-растительного покрова
- •5.7 Мероприятия по охране животного мира
- •6.Экономическая часть
- •6.1 Особенности организации труда и заработной платы
- •6.2 Анализ техннко - экономических показателен разработки месторождения Кумколь
- •6.3 Анализ эксплуатационных затрат
- •6.4 Анализ себестоимости единицы продукции
- •6.5 Анализ капитальных вложений
- •6.6 Расчет экономической эффективности от внедрения мероприятий грп
- •Заключение
- •Список литературы
- •Содержание
- •1. Геологическая часть 11
- •2. Технико-технологическая часть 25
- •3. Специальная часть 41
- •4. Охрана труда и безопасность жизнедеятельности 55
- •5. Охрана окружающей среды 63
- •6.Экономическая часть 71
5.4 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения
5.4.1 Поверхностные воды
Поверхностные водные источники на территории месторождения Кумколь отсутствуют.
5.4.2 Подземные воды
В гидрогеологическом отношении территория месторождения Кумколь входит в состав Арыскумского артезианского бассейна 2-го порядка Тургайской системы артезианских бассейнов.
5.4.3 Водопотребление и водоотведение
Для удовлетворения производственных нужд, а также для поддержания пластового давления на месторождении Кумколь, путем закачки воды в пласт используется подземная вода альбсеноманского горизонта из водозаборных скважин и очищенные сточные воды, поступающие с площадки ЦППС и станции биологической очистки. Водозабор состоит из 14 скважин (2-13, 15, 16), с глубиной спуска насосов 66-102 м, расположенных в 1 ряд, в том числе 3 наблюдательных (4, 6 и 16). В работе находятся 8 скважин. Суточный дебит скважины находится в пределах 748-1542 м3/сут, а среднесуточная производительность составляет 1088-1243 м3/сут.
5.4.4 Характеристика загрязнения подземных вод
Воды являются загрязненными, если изменение их свойств (химических, физических и биологических) по сравнению с фоновым состоянием делают эту воду полностью или частично непригодной по хозяйственному назначению.
При эксплуатации месторождения источниками загрязнения подземных вод может являться извлекаемая нефть (утечка сырой нефти при транспортировке, хранении), места образования отходов – технологические резервуары, отстойники; неочищенные или недостаточно очищенные производственные и бытовые сточные воды, а также фильтрационные утечки вредных веществ из емкостей, трубопроводов и других сооружений.
Основными источниками загрязнения подземных вод на месторождении будут являться: системы факельных установок, нефтяные насосы, сепаратор, наземные емкости для хранения нефти.
Следует различать два вида нефтяного загрязнения. К первому относятся загрязнение, возникшее в результате просачивания сырой нефти. Загрязнения второго вида наблюдается при просачивании в водоносные горизонты минерализованных пластовых и сточных вод, содержащих нефть.
Первый этап первого вида загрязнения соответствует просачиванию нефти через зону аэрации, при этом часть нефти поглощается на поверхности отдельных зерен, другая – задерживается в горной породе воздействием капиллярных сил, и наконец третья – может продвигаться под действием силы тяжести. Длительность его зависит от общего количества нефти, поступающей на дневную поверхность, ее физических свойств и фракционного состава, мощности зоны аэрации, литолого–петрографического состава пород.
При нефтяном загрязнении второго вида наблюдается формирование хлоридных натриевых вод, содержащих растворенные нефтяные углеводороды. В зависимости от соотношения плотностей сточных и природных подземных вод, литолого-петрографического состава водоносных пород техногенные аномалии нефтяных углеводородов и ПАВ могут охватывать водоносный пласт на всю его мощность, развиваться в верхней и нижней его части.
5.4.5 Мероприятия по охране подземных вод
1. Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин должна проводится при соответствующем оборудовании скважин, предотвращающем возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.
2. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин не должна производиться с нарушением герметичности эксплуатационных колонн, отсутствием цементного камня за колонной пропусками фланцевых соединений и так далее.
3. Необходимым условием применения химических реагентов при разработке месторождения является изучение геологического строения залежи и гидрогеологических условий. При выборе химического реагента для воздействия на пласт необходимо учитывать их класс опасности, растворимость в воде, летучесть.
4. Необходимо предотвращать возможные утечки и разлив химических реагентов и нефти, возникающие при подготовке скважин и оборудования к проведению основной технологической операции, при исследовании скважин; предотвращать использовании неисправной или непроверенной запорно-регулирующей аппаратуры, механизмов, агрегатов, нарушение ведения основного процесса, негерметичности эксплуатационных колонн.
5. При обводнении эксплуатационных скважин помимо контроля за обводненностью их продукции, проводятся специальные геофизические и гидрогеологические исследования с целью определения места притока воды в скважину через колонну, источника обводнения и глубины его залегания.
6. Если в процессе разработки месторождения появились признаки подземных утечек или межпластовых перетоков нефти, газа и воды, которые могут привести не только к безвозвратным потерям нефти и газа, но и загрязнению водоносных горизонтов, организация обязана установить и ликвидировать причину неуправляемого движения пластовых флюидов.
7. Пластовая вода, добытая вместе с нефтью, подлежит очистке в соответствии с нормами содержания твердых взвешенных веществ и нефтепродуктов в воде используемой, в системе поддержания пластового давления или с целью захоронения закачивается в поглощающие горизонты.
8. 3ахоронение жидких отходов производства, сброс сточных вод регламентируется соответствующими статьями законодательных актов «О недрах и недропользовании» и «Об охране окружающей природной среды».
9. Запрещается размещение на территории промысла нефтешламовых амбаров, содержимое имеющихся шламонакопителей подлежит переработке и утилизации с последующей рекультивацией земли на территории ликвидированных амбаров.
10. Обязательно должен осуществляться контроль через сеть инженерных (наблюдательных) скважин за состоянием подземных вод (по периметру месторождения).