СТО Газпром 2-3.2-532-2011

 

Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-3.2-532-2011

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-3.2-532-2011

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 


СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


НОРМАТИВЫ ОБРАЗОВАНИЯ

И СПОСОБЫ ОБЕЗВРЕЖИВАНИЯ И УТИЛИЗАЦИИ ОТХОДОВ ПРОИЗВОДСТВА ПРИ БУРЕНИИ

И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН


СТО Газпром 2-3.2-532-2011


Издание официальное


 


ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


Москва 2012

Предисловие


  1. РАЗРАБОТАН


  2. ВНЕСЕН


  3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью «Научноисследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


Управлением энергосбережения и экологии Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»


распоряжением ОАО «Газпром» от 31 декабря 2010 г. № 539

 


© ОАО «Газпром», 2010

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2012



Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»


II

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины, определения, сокращения и обозначения 3

  4. Общие положения 10

  5. Специфика проведения работ и образования отходов производства при бурении

    и капитальном ремонте скважин в различных газодобывающих регионах 11

    1. Условия (специфика) проведения работ при бурении и капитальном ремонте

      скважин в различных газодобывающих регионах 11

    2. Характеристика источников образования отходов производства при бурении

      и капитальном ремонте скважин 13

  6. Физико-химические и экологические показатели отходов производства

    при бурении и капитальном ремонте скважин 16

    1. Характеристика основных видов отходов производства при бурении

      и капитальном ремонте скважин 16

    2. Компонентный состав отходов производства при бурении и капитальном

      ремонте скважин 18

    3. Физико-химические показатели отходов производства при строительстве

      скважин 20

    4. Физико-химические показатели отходов производства при капитальном

      ремонте скважин 21

    5. Экологические показатели отходов производства при бурении и капитальном

      ремонте скважин 22

  7. Нормативы образования отходов производства при бурении и капитальном

    ремонте скважин 31

    1. Нормирование образования отходов 31

    2. Расчет нормативов образования отходов производства при строительстве

      скважин 31

    3. Нормативы образования отходов вспомогательных производств при бурении

      скважин 38

    4. Нормативы образования отходов с применением ресурсосберегающих

      технологий очистки буровых сточных вод и отработанного бурового раствора 39

    5. Нормативы образования отходов производства при капитальном ремонте

      скважин 41

      III

    6. Показатели потерь объемов технологических жидкостей на скважинах 47

    7. Определение массы исходных и отработанных технологических жидкостей 48

  8. Способы обезвреживания и утилизации отходов производства при бурении

    и капитальном ремонте скважин 49

    1. Способы обезвреживания и утилизации отходов производства при бурении

      и отработанных технологических жидкостей при капитальном ремонте скважин 49

    2. Экологически эффективные технологии размещения, обезвреживания

      и утилизации отходов производства при бурении и капитальном ремонте

      скважин 58

      Приложение А (справочное) Условия строительства скважин в различных регионах газодобычи 68

      Приложение Б (справочное) Состав отходов при добыче нефти и газа 74

      Приложение В (справочное) Объемы образования отходов бурения 75

      Приложение Г (справочное) Компонентный состав и токсико-экологические

      показатели отходов бурения 77

      Приложение Д (справочное) Пример расчета нормативов образования отходов производства при бурении при внедрении ресурсосберегающих технологий (способ 1) и отсутствии ресурсосберегающих

      технологий (способ 2) 78

      Приложение Е (справочное) Плотность отдельных типов буровых растворов

      и технологических жидкостей для ремонта скважин 82

      Библиография 85


      IV

      Введение

      Настоящий стандарт разработан с целью совершенствования системы обращения с отходами производства при бурении и капитальном ремонте скважин и минимизации их воздействия на объекты окружающей среды на газовых и газоконденсатных месторождениях ОАО «Газпром».

      Разработка настоящего стандарта проводилась по договору от 4 сентября 2009 г.

      № 1600-0850-09-1, этап 4 «Разработка нормативов образования и способов обезвреживания и утилизации отходов производства при бурении и капитальном ремонте скважин».

      При разработке настоящего стандарта был использован опыт практической и исследовательской деятельности ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ОАО «СевКавНИПИгаз», ООО «Газпром бурение», ООО «ТюменНИИгипрогаз» в области обращения с отходами производства при бурении скважин; проведен анализ анкетного опроса дочерних обществ ОАО «Газпром» по вопросам образования, обезвреживания и утилизации отходов производства при бурении и капитальном ремонте скважин на газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях ОАО «Газпром».

      Авторский коллектив в составе: Акопова Г.С., Власенко Н.Л., Стрекалова Л.В., Толстова Н.С., Митяева Л.А. (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), Прокопенко П.А. (ОАО «СевКавНИПИгаз»), Тригубова Е.А., Бородай А.В., Мнацаканов В.А. (ООО «Газпром бурение»).



      V

      СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


      image

      НОРМАТИВЫ ОБРАЗОВАНИЯ И СПОСОБЫ ОБЕЗВРЕЖИВАНИЯ И УТИЛИЗАЦИИ ОТХОДОВ ПРОИЗВОДСТВА ПРИ БУРЕНИИ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН


      image


      Дата введения – 2011-10-10


      1. Область применения


        1. Настоящий стандарт устанавливает требования для расчета нормативов образования отходов производства при бурении и капитальном ремонте скважин на суше в разных газодобывающих регионах и в зависимости от применяемой технологии очистки отходов.

        2. Настоящий стандарт устанавливает требования и расчеты по технологии и организации работ по обезвреживанию, утилизации и захоронению отходов производства при бурении и капитальном ремонте скважин применительно к проведению буровых и ремонтных работ в различных газодобывающих регионах.

        3. Положения настоящего стандарта обязательны для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром» при планировании и реализации мероприятий по обращению с отходами производства при бурении и капитальном ремонте скважин и организации работ по совершенствованию расчетов нормативов их образования.


      2. Нормативные ссылки


        В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

        ГОСТ 17.5.1.01-83 Охрана природы. Рекультивация земель. Термины и определения ГОСТ 10354-82 Пленка полиэтиленовая. Технические условия

        ГОСТ 25151-82 Водоснабжение. Термины и определения

        ГОСТ 25916-83 Ресурсы материальные вторичные. Термины и определения

        ГОСТ 30772-2001 Ресурсосбережение. Обращение с отходами. Термины и определения ГОСТ 9179-77 Известь строительная. Технические условия

        ГОСТ Р 51769-2001 Ресурсосбережение. Обращение с отходами. Документирование и регулирование деятельности по обращению с отходами производства и потребления. Основные положения

        ГОСТ Р 52108-2003 Ресурсосбережение. Обращение с отходами. Основные положения


        image

        Издание официальное


        1

        СТО Газпром 2-1.19-049-2006 Документы нормативные для проектирования строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Подготовка сточных вод к закачке в поглощающий горизонт и экологический мониторинг при подземном захоронении сточных вод на нефтегазовых месторождениях ОАО «Газпром» севера Западной Сибири

        СТО Газпром 2-1.19-107-2007 Документы нормативные для проектирования строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Руководство по сбору, утилизации и ликвидации отходов бурения при строительстве скважин на месторождениях Тюменской области

        СТО Газпром 2-1.19-182-2007 Документы нормативные для проектирования строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Руководство по составлению проектов утилизации промышленных сточных вод при эксплуатации ПХГ в пористых пластах

        СТО Газпром 2-1.19-183-2007 Документы нормативные для проектирования строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Охрана окружающей среды. Термины и определения

        СТО Газпром 2-1.19-214-2008 Документы нормативные для проектирования строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Охрана окружающей среды на предприятиях ОАО «Газпром». Производственный экологический контроль и мониторинг. Термины и определения

        СТО Газпром 2-1.19-225-2008 Документы нормативные для проектирования строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Руководство по захоронению промстоков, образующихся при эксплуатации ПХГ

        СТО Газпром 2-3.2-036-2005 Документы нормативные для проектирования строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методические указания по учету геокриологических условий при выборе конструкций эксплуатационных скважин

        СТО Газпром 2-3.2-198-2008 Документы нормативные для проектирования строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Руководство по технологии очистки буровых растворов при строительстве скважин на месторождениях Тюменской области

        СТО Газпром 2-3.3-044-2005 Документы нормативные для проектирования строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Компоновки подземного и устьевого оборудования газовых и газоконденсатных скважин месторождений полуострова Ямал

        СТО Газпром 2-3.3-119-2007 Документы нормативные для проектирования строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Руководство по технологии гидроразрыва сложнопостроенных газоконденсатных объектов месторождений севера Западной Сибири

        СТО Газпром 3.0-2-011-2008 Система норм и нормативов расхода ресурсов, использования оборудования и формирования производственных запасов ОАО «Газпром». Нормы расхода и потребность в материально-технических и топливно-энергетических ресурсах на строительство скважин


        2

        СТО Газпром 12-2005 Каталог отходов производства и потребления дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром»

        СТО Газпром 16-2005 Регламент по проектированию крепи добывающих скважин и их конструкций с учетом свойств мерзлых пород

        СТО Газпром 17-2005 Требования к производству работ и организации строительства скважин в водоохранных зонах на месторождениях Крайнего Севера

        СТО Газпром 18-2005 Гидрогеоэкологический контроль на специализированных полигонах размещения жидких отходов производства в газовой отрасли

        СТО Газпром РД 2.1-129-2005 Инструкция по определению токсичности отходов бурения экспресс-методом

        СТО Газпром РД 2.1-140-2005 Единые правила ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Газпром»

        СТО Газпром РД 39-1.13-087-2003 Методические рекомендации по обоснованию выбора поглощающих горизонтов и проектированию закачки сточных вод на объектах ОАО «Газпром» в Западной Сибири

        Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


      3. Термины, определения, сокращения и обозначения


        3.1.1 биологический этап рекультивации земель (биологическая рекультивация): Этап рекультивации земель, включающий комплекс агротехнических и фитомелиоративных мероприятий по восстановлению плодородия нарушенных земель.

        [ГОСТ 17.5.1.01-83, пункт 53]

        1. В настоящем стандарте применены термины в соответствии с Федеральными законами [1], [2], ГОСТ 17.5.1.01, ГОСТ 25151, ГОСТ 25916, ГОСТ 30772, СТО Газпром 12, СТО Газпром 2-1.19-183, СТО Газпром 2-1.19-214, а также следующие термины с соответствующими определениями:


          3.1.2 биотестирование: Определение токсичности с помощью тест-объектов, в качестве которых используются живые организмы.

          [СТО Газпром РД 2.1-129-2005, пункт 3.5]


          3


          3.1.3 буровой раствор: Многокомпонентная, жидкая, дисперсионная система, применяемая для проводки скважин.

          [СТО Газпром 2-3.2-198-2008, пункт 3.1]


          3.1.4 буровые сточные воды: Воды, образующиеся при обмыве и промывке технической водой оборудования буровой установки, а также талые и дождевые воды, скапливающиеся на территории под блоками технологического оборудования буровой установки.

          [СТО Газпром 17-2005, пункт 3.11]


          3.1.5 буровой шлам: Измельченная породоразрушающим инструментом и вынесенная на поверхность буровым раствором порода, удаленная из системы циркуляции средствами очистки.

          [СТО Газпром 17-2005, пункт 3.1.3]

          3.1.6 бурение: Процесс сооружения горной выработки цилиндрической формы путем разрушения горных пород на забое с удалением продуктов разрушения.

          3.1.7 вид отхода: Совокупность отходов, которые имеют общие признаки в соответствии с системой классификации отходов.

          [СТО Газпром 12-2005, пункт 3.1.6]

          3.1.9 захоронение опасных отходов: Изоляция опасных отходов, не подлежащих дальнейшему использованию, размещением в назначенном месте для специального хранения в течение неограниченного срока с исключением (предотвращением) опасного воздействия захороненных отходов на окружающую, природную среды и незащищенных людей, находящихся на допускаемом нормативами расстоянии от места захоронения.

          [ГОСТ 30772-2001, пункт 6.33]

          3.1.8 деградация почвы: Cовокупность природных и антропогенных процессов, приводящих к изменению функций почв, количественному и качественному ухудшению их состава и свойств, снижению природно-хозяйственной значимости земель.


          3.1.10 капитальный ремонт скважин: Комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, установкой и извлечением подземного оборудования (за исключением работ, выполняемых с применением канатной техники), ликвидацией аварий, осложнений и консервацией и ликвидацией скважин, а также связанных с требующими предварительного глушения (блокирования) продуктивных пластов (для газовых скважин), установки противовыбросового оборудования. К капитальному ремонту относятся все виды работ, производимые с применением колтюбинговых, стационарных и мобильных подъемных установок.

          [СТО Газпром РД 2.1-140-2005]



          4


          3.1.11 класс опасности для окружающей природной среды: Показатель, характеризующий отнесение исследованного образца к определенной категории, характеризующейся заданным интервалом токсикологических свойств, отражающих его влияние на объекты окружающей среды.

          [СТО Газпром РД 2.1-129-2005, пункт 3.7]


          3.1.12 класс опасности (токсичности) отходов: Числовая характеристика отходов, определяющая вид и степень его опасности (токсичности).

          [ГОСТ 30772-2001, пункт 5.1]


          3.1.13 коллоидная фаза: Твердая фаза, состоящая из частиц глинистых минералов и горной породы размером менее 5 мкм.

          [СТО Газпром 2-3.2-198-2008, пункт 3.3]


          3.1.14 компонент отхода: Любая составная часть отхода, для которой можно сформировать показатели, применяемые для оценки опасности отхода для окружающей природной среды.

          [СТО Газпром 12-2005, пункт 3.1.7]


          3.1.15 концентрация компонента отхода: Содержание компонента отхода в единице массы отхода.

          [СТО Газпром 12-2005, пункт 3.1.8]


          3.1.16 ликвидация отходов: Деятельность, связанная с комплексом документированных организационно-технологических процедур по утилизации обезвреживаемых отходов для получения вторичного сырья, полезной продукции и/или уничтожения и захоронения не используемых в настоящее время опасных и других отходов.

          [СТО Газпром 2-1.19-107-2007, пункт 3.1.7]


          3.1.17 лимит размещения отходов: Предельное количество отходов конкретного вида, разрешенное уполномоченными органами для размещения определенным способом в определенном месте (территория, емкость и т.п.) на установленный срок физическому и/или юридическому лицу.

          [ГОСТ 30772-2001, пункт 5.3]

          3.1.18 наработка бурового раствора: Обогащение бурового раствора мелкодисперсной фазой разбуриваемых горных пород (как правило, глинистых).

          3.1.19 норматив образования отходов: Установленное количество отходов конкретного вида при производстве единицы продукции.

          [Федеральный закон [2], статья 1]


          5


          3.1.20 обезвреживание отходов: Обработка отходов, в том числе сжигание и обеззараживание отходов на специализированных установках, в целях предотвращения вредного воздействия отходов на здоровье человека и окружающую среду.

          [Федеральный закон [2], статья 1]


          3.1.21 оборотная вода: Вода многократного использования в технологическом и вспомогательном процессах, а также для охлаждения продукции и оборудования и после очистки и охлаждения снова подаваемая для тех же целей.

          [ГОСТ 25151-82, приложение, пункт 6]


          3.1.22 обращение с отходами: Деятельность по сбору, накоплению, использованию, обезвреживанию, транспортированию, размещению отходов.

          [Федеральный закон [2], статья 1]


          3.1.23 опасные отходы: Отходы, которые cодержат вредные вещества, обладающие опасными свойствами (токсичностью, взрывоопасностью, пожароопасностью, высокой реакционной способностью) или содержащие возбудителей инфекционных болезней, либо которые могут представлять непосредственную или потенциальную опасность для окружающей природной среды и здоровья человека самостоятельно или при вступлении в контакт с другими веществами.

          [СТО Газпром 12-2005, пункт 3.1.5]


          3.1.24 отработанный буровой раствор: Буровой раствор, исключаемый из технологического процесса как выполнивший свои первоначальные функции.

          [СТО Газпром 2-3.2-198-2008, пункт 3.4]

          3.1.26 отходы производства и потребления: Остатки сырья, материалов, полуфабрикатов, иных изделий или продуктов, которые образовались в процессе производства или потребления, а также товары (продукция), утратившие свои потребительские свойства.

          [Федеральный закон [2], статья 1]

          3.1.25 отходы бурения: Буровой шлам, отработанный буровой раствор, буровые сточные воды, отходы крепления обсадных колонн, образовавшиеся в процессе строительства скважины.


          3.1.27 охрана окружающей среды: Деятельность органов государственной власти Российской Федерации, органов государственной власти субъектов Российской Федерации, органов местного самоуправления, общественных и иных некоммерческих объединений, юридических и физических лиц, направленная на сохранение и восстановление природной сре-

          ды, рациональное использование и воспроизводство природных ресурсов, предотвращение


          6


          негативного воздействия хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду и ликвидацию ее последствий.

          [Федеральный закон [1], статья 1]


          3.1.28 паспорт отходов: Документ, удостоверяющий принадлежность отходов к отходам соответствующего вида и класса опасности, содержащий сведения об их составе.

          [Федеральный закон [2], статья 1]


          3.1.29 переработка отходов: Деятельность, связанная с выполнением технологических процессов по обращению с отходами для обеспечения повторного использования в народном хозяйстве полученных сырья, энергии, изделий и материалов.

          Примечание – Цель реализации технологических операций с отходами – превращение их во вторичное сырье, энергию, продукцию с потребительскими свойствами.

          [ГОСТ 30772-2001, пункт 5.33]


          3.1.30 показатель степени опасности компонента отхода: Интегральный показатель, характеризующий степень опасности компонента отхода при воздействии его на окружающую природную среду, рассчитывается как соотношение концентраций компонентов отхода с коэффициентом его степени опасности для окружающей среды.

          [СТО Газпром 12-2005, пункт 3.1.9]


          3.1.31 пульпа: Продукт очистки бурового раствора пескоилоотделителем, представляющий собой смесь твердой и жидкой фаз бурового раствора.

          [СТО Газпром 2-3.2-198-2008, пункт 3.6]


          3.1.32 размещение отходов: Деятельность, связанная с завершением комплекса операций по осуществлению хранения и/или захоронения отходов.

          [ГОСТ 30772-2001, пункт 5.30]


          3.1.33 регенерация утяжелителя: Процесс извлечения утяжелителя из бурового раствора для повторного использования.

          [СТО Газпром 2-3.2-198-2008, пункт 3.7]


          3.1.34 рекультивация земель: Комплекс работ, направленных на восстановление продуктивности и народно-хозяйственной ценности нарушенных земель, а также на улучшение условий окружающей среды в соответствии с интересами общества.

          [ГОСТ 17.5.1.01-83, пункт 4]


          3.1.35 сбор отходов: Прием или поступление отходов от физических и юридических лиц в целях дальнейшего использования, обезвреживания, транспортирования, размещения таких отходов.

          [Федеральный закон [2], статья 1]


          7


          3.1.36 система очистки бурового раствора: Комплекс оборудования, предназначенного для проведения последовательной очистки бурового раствора от бурового шлама.

          [СТО Газпром 2-3.2-198-2008, пункт 3.8]


          3.1.37 сточные воды: Воды, сброс которых в водные объекты осуществляется после их использования или сток которых осуществляется с загрязненной территории.

          [СТО Газпром 2-1.19-214-2008, подпункт 3.6.11]

          3.1.39 технический этап рекультивации земель (техническая рекультивация): Этап рекультивации земель, включающий их подготовку для последующего целевого использования в народном хозяйстве.

          Примечание – К техническому этапу относятся: планировка, формирование откосов, снятие, транспортирование и нанесение почв и плодородных пород на рекультивируемые земли, при необходимости коренная мелиорация, строительство дорог, специальных гидротехнических сооружений и др.

          [ГОСТ 17.5.1.01-83, пункт 41]

          3.1.38 строительство скважины: Процесс сооружения горной выработки цилиндрической формы путем разрушения горных пород на забое. Включает бурение скважины, крепление стенок скважины обсадными трубами и цементирование заколонного пространства, освоение (испытание) скважины.


          3.1.40 технология очистки бурового раствора: Процесс удаления из бурового раствора твердых частиц выбуренной породы.

          [СТО Газпром 2-3.2-198-2008, пункт 3.9]


          3.1.41 токсичность: Проявление вредного воздействия разнообразных химических соединений и их смесей на тест-объекты, которые могут быть представлены различными экозвеньями природной среды.

          [СТО Газпром РД 2.1-129-2005, пункт 3.1]


          3.1.42 утилизация отходов: Деятельность, связанная с использованием отходов на этапах их технологического цикла и/или обеспечением повторного (вторичного) использования или переработки списанных изделий.

          [СТО Газпром 2-1.19-107-2007, пункт 3.1.6]


          3.1.43 федеральный классификационный каталог отходов: Перечень образующихся в Российской Федерации отходов, систематизированных по совокупности приоритетных признаков: происхождению, агрегатному и физическому состоянию, опасным свойствам, степени вредного воздействия на окружающую среду.



          8


          3.1.44 фугат: Продукт очистки бурового раствора центрифугой, представляющий собой обезвоженную твердую фазу бурового раствора.

          [СТО Газпром 2-3.2-198-2008, пункт 3.10]

          3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения и обозначения: АВПД – аномально высокое пластовое давление;

          АСПО – асфальтено-смолистые и парафиновые отложения; АМСР – алюмометилсиликонат натрия раствор;

          АНПД – аномально низкое пластовое давление; БР – буровой раствор;

          БСВ – буровые сточные воды; БУ – буровая установка;

          БШ – буровой шлам;

          ГБР – глинистый буровой раствор;

          ГДПЭ – блок-сополимер окиси этилена и пропилена; ГИС – геофизическое исследование скважин;

          ГКМ – газоконденсатное месторождение; ГНВП – газонефтеводопроявление;

          ГПП – гидропескоструйная перфорация; ГСМ – горюче-смазочные материалы; ЗВ – загрязняющие вещества;

          КМОЭЦ – карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза; КМЦ – карбоксиметилцеллюлоза;

          КРС – капитальный ремонт скважин;

          КССБ – конденсированная сульфитспиртовая барда; ММП – многолетнемерзлые породы;

          НГКМ – нефтегазоконденсатное месторождение; НКТ – насосно-компрессорная труба;

          ОБ – отходы бурения;

          ОБР – отработанный буровой раствор;

          ОБУВ – ориентировочный безопасный уровень воздействия; ОДУ – ориентировочный допустимый уровень;

          ОС – окружающая среда; ПАА – полиакриламид;

          ПАВ – поверхностно-активные вещества;


          9

          ПАЦ – полианионная целлюлоза;

          ПБС – порошок бентонитовый группы С; ПБВ – порошок бентонитовый группы В; ПВС – поливиниловый спирт;

          ПДК – предельно допустимая концентрация; ПОЖ – пенообразующая жидкость;

          ПХГ – подземное хранилище газа; СВ – сточные воды;

          СМЭГ – смазочная добавка – композиция модифицированных природных высших жирных кислот;

          ССБ – сульфитно-спиртовая барда; СПАВ – синтетические ПАВ; ТПФН – триполифосфат натрия; УЩР – углещелочной раствор;

          УВ – углеводороды;

          ФГУ ЦЭКА – Федеральное государственное учреждение «Центр экологического контроля и анализа»;

          ФККО – Федеральный классификационный каталог отходов; ФХЛС – феррохромлигносульфонат;

          pH – водородный показатель кислотности (щелочности) среды.


      4. Общие положения


        1. Требования в области охраны ОС при обращении с отходами производства и потребления, обязательность учета и нормирования отходов производства и потребления определены Федеральными законами [1] и [2].

        2. Нормирование отходов производства при бурении и КРС на газовых и газоконденсатных месторождениях ОАО «Газпром» выполняется для ограничения их поступления в ОС и установления нормативов образования отходов.

        3. Нормативы образования отходов производства при бурении и КРС являются основанием для проектирования объектов их размещения на территории буровой, разработки способов обезвреживания, утилизации, вторичного использования при строительстве скважины или кустовой площадки скважин и ремонтных работах.

        4. Расчет нормативов образования отходов производства при бурении и КРС проведен с учетом информационного массива данных по технологическому процессу образования


          10

          отходов производства при бурении и КРС на газовых и газоконденсатных месторождениях ОАО «Газпром».

        5. Нормативы образования отходов производства при бурении и КРС, приведенные в настоящем стандарте, должны периодически уточняться и пересматриваться при совершенствовании технологий, применяемых при строительстве и КРС.


      5. Специфика проведения работ и образования отходов производства

        при бурении и капитальном ремонте скважин в различных газодобывающих регионах


        1. Условия (специфика) проведения работ при бурении и капитальном ремонте скважин в различных газодобывающих регионах

          1. Образование отходов производства в процессе строительства скважин и КРС происходит на стадиях:

            • бурения;

            • крепления;

            • освоения;

            • испытания скважин;

            • ремонтных работ.

          2. На состав и свойства отходов производства при строительстве скважин и КРС влияют следующие условия и факторы:

            • горно-геологические (плотность пород, тип горных пород: глинистые, песчаные, соляные и др.);

            • климато-географические (регион газодобычи);

            • общие технологические условия (давление, температура углеводородного сырья);

            • специфика месторождения (по составу углеводородного сырья: природный газ, газовый конденсат, нефть);

            • тип и конструкция скважины (наклонно направленные, горизонтальные, субгоризонтальные и др.);

            • опасные свойства пород;

            • компонентный состав исходного БР (наличие химреагентов определенной номенклатуры и определенной концентрации).

              Условия строительства скважин в различных газодобывающих регионах ОАО «Газпром» представлены в таблице А.1 (приложение А).


              11

          3. В зависимости от горно-геологических, природно-климатических, почвенноландшафтных и других условий газодобывающих регионов различают экологические требования к строительству скважин.

            Экологические особенности строительства скважин в условиях Крайнего Севера в большей степени обусловлены геологическими факторами:

            • литологическая неоднородность пород;

            • высокая глинистость разреза;

            • наличие льдосцементированных пород и отложений с АВПД;

            • большая мощность и высокая пористость коллекторов;

            • наличие высококоллоидальных глин и малоразбухающих аргиллитов и алевролитов. Технологию строительства скважин в зонах распространения ММП определяют мерз-

              лотными и климатическими условиями данного региона и в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.2-036, СТО Газпром 2-3.3-044, СТО Газпром 16.

              Экологические требования к строительству скважин в других природно-климатических условиях, отличных от условий Крайнего Севера, определены РД 39-133-94 [3] и ВРД 39-1.13-057-2002 [4].

              При строительстве скважин в водоохранных зонах необходимо руководствоваться законодательными актами Российской Федерации и требованиями СТО Газпром 17.

              Специфические особенности газодобывающих регионов (геологический разрез, свойства пород, состав компонентов БР и др.) в разных климато-географических зонах на примере газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области, Оренбургского НГКМ и Астраханского ГКМ представлены в таблице 5.1.


              Таблица 5.1 – Специфические особенности газодобывающих регионов


              Специфические особенности газодобывающего региона

              Газоконденсатные месторождения севера Тюменской области


              Оренбургское НГКМ


              Астраханское ГКМ


              Геологический разрез месторождений


              ММП с высокой льдистостью пород, глины, алевролиты, аргиллиты, песчаники


              Суглинки, песчаники, глины, доломиты, соли с прослоями повышенной радиоактивности, ангидриты, известняки

              Пески кварцевые, мелкозернистые, известняки, глины, суглинки известковые, песчаники, алевриты. Сульфатно-галогенные отложения. Аргиллиты, известняки, доломиты

              Вода из артезианских скважин или естественных источников, применяемая для бурения скважин


              Пресная


              Пресная, слабоминерализованная


              Минерализованная


              12

              Окончание таблицы 5.1


              Специфические особенности газодобывающего региона

              Газоконденсатные месторождения севера Тюменской области


              Оренбургское НГКМ


              Астраханское ГКМ


              Основные компоненты БР


              Глинопорошки,

              Na-КМЦ, ПАЦ, полиакрилаты, лигносульфонаты, смолополимер, твердые и жидкие смазочные добавки, кольматанты и наполнители различного состава и дисперсности, пеногасители и другие специальные реагенты

              Баритовые утяжелители, полимерные реагенты КМОЭЦ-2, Na-КМЦ,

              ПАЦ-В, Сульфацелл-2, биополимер Биоксан, крахмальный реагент

              «Фито-РК», смазочные добавки: порошкообразный графит, Микан-40С, солеустойчивые смазочные добавки на масляной основе СМЭГ, в том числе СМЭГ-3 и СМЭГ-5;

              кольматанты: асбест, Микан-3Ф, Целлотон-Ф (ЦФ), пеногаситель Пентакс

              Полимерные реагенты (ПАЦ-В, ПАЦ-Н, КМЦ-9В, КМЦ-9С, КМОЭЦ СК-2 и СК-1,

              Сульфацелл-2); ПБС, биополимер Биоксан, полигликоль MC-Glyc, крахмальный реагент «Фито-РК», смазочные добавки: порошкообразный графит, смазочные добавки на масляной основе СМЭГ-5 и СМЭГ-3; лигносульфонаты ФХЛС и КССБ, кольматант Микан-3Ф, пеногаситель Пентакс

              Класс опасности для окружающей среды ОБ


              IV, V


              IV


              III, IV



          4. Виды БУ, технологии очистки БР, используемые при бурении скважин в разных газодобывающих регионах, представлены в таблице А.2 (приложение А). По данным таблицы А.2 (приложение А), бурение скважин выполняют разными типами БУ с последовательной трехи четырехступенчатой очисткой БР.

        1. Характеристика источников образования отходов производства при бурении и капитальном ремонте скважин

          1. Источниками образования отходов производства при строительстве и КРС явля-

            ются технологические процессы основного и вспомогательного производств.

            Источниками образования отходов основного производства являются операции:

            • по строительству ствола скважины;

            • сбору, обезвреживанию, утилизации, захоронению отходов;

            • креплению скважин;

            • испытанию (освоению) скважин;

            • глушению скважин, блокированию призабойной зоны;

            • кислотной обработке скважин;

            • удалению песчаных пробок;

            • ликвидации отложения солей, АСПО;

            • удалению воды из призабойной зоны скважин;

            • подготовительным и другим работам.


13

Источники образования отходов вспомогательного производства: жизнедеятельность персонала, энерго-, паро-, водоснабжение, замена осветительных приборов и др.

Виды деятельности с отходами производства при строительстве и КРС и объекты, связанные с размещением, обезвреживанием и транспортировкой отходов:

  • накопление/складирование (специальные емкости (контейнеры), шламонакопители, амбары);

  • использование в оборотной системе водоснабжения, повторное использование БР;

  • хранение или захоронение (специально выделенные площадки – полигоны, карьеры);

  • очистка и обезвреживание (установки циркуляционной системы, площадки по обезвреживанию отходов различными способами);

  • транспортирование (транспортные средства для перевозки отходов бурения).

        1. Перечень источников поступления отходов производства при строительстве скважин в окружающую среду зависит от этапов выполняемых работ.

          Источники образования отходов производства при строительстве скважин представлены в таблице 5.2 в соответствии с видами работ, приведенными в РД 39-133-94 [3] для различных этапов строительства скважин.


          Таблица 5.2 – Источники образования отходов производства при строительстве скважин


          Вид работ

          Технологические объекты – источники поступления отходов в окружающую среду


          Подготовительные работы при строительстве скважин: планировка буровой площадки, транспортировка и складирование оборудования, сооружение амбаров, проведение монтажных работ и строительство складов для хранения химреагентов и ГСМ

          Скважина; кустовая площадка скважин;

          строительные площадки зданий, линейных коммуникаций; склады ГСМ;

          склады для хранения химических реагентов; блок приготовления БР;

          шламовые амбары; установки очистки стоков;

          стоянки автотранспортной и строительной техники; газофакельные установки


          Углубление (бурение) скважин

          Скважина; кустовая площадка скважин; БУ, строительная техника;

          блок приготовления БР; циркуляционная система; желобная система шламовые амбары; емкости ГСМ; котельные;

          склады для хранения химических реагентов


          Крепление скважин, испытание скважин, освоение скважин

          Скважина; кустовая площадка скважин; БУ, строительная техника;

          блок приготовления БР; емкости ГСМ и БР; шламовые амбары;

          склады для хранения химических реагентов; пункты проживания буровой бригады


          14

        2. На этапе бурения и освоения скважин, проведения КРС основными формами антропогенной нагрузки на ОС являются сбросы и выбросы ЗВ, образование и накопление промышленных отходов, масштаб воздействия которых определяется:

  • принятыми проектными решениями по строительству скважин;

  • геолого-техническим планом ремонта скважин;

  • расположением площадки бурения и КРС в экосистемах в зависимости от их ценностей и устойчивости;

  • содержанием и качеством работ по обезвреживанию и утилизации отходов производства при бурении скважин;

  • комплексом рекультивационных работ.

        1. Влияние отходов строительства скважин на ОС определяется следующими факторами:

  • компонентами БР;

  • типом БУ и системы очистки ОБР и БСВ;

  • конструкцией скважины;

  • применяемой схемой размещения отходов (безамбарная или амбарная);

  • продолжительностью строительства скважины;

  • природно-климатическими условиями района;

  • ситуационной и инженерно-геологической характеристикой района;

  • гидрогеологической характеристикой и состоянием почв.

        1. Основными источниками загрязнения атмосферы при строительстве скважин в процессе эксплуатации автодорожного транспорта, строительной и дорожной техники, БУ, котлоагрегатов и операциях по испытанию (освоению), ликвидации, консервации скважин являются:

  • ЗВ в составе отходящих газов дизелей БУ;

  • ЗВ в составе отходящих газов двигателей внутреннего сгорания работающей на площадке техники;

  • дегазаторы БР;

  • эмиссии и испарения летучих ЗВ с открытых поверхностей емкостей БР, порошкообразных материалов.

        1. Источниками геомеханических нарушений земельных участков являются следующие технологические процессы:

  • снятие и складирование плодородного слоя почвы при подготовке территории буровой;

  • устройство насыпной площади под буровую, в особенности при кустовом строительстве скважин;


    15

  • устройство земляных котлованов (шламовых амбаров) для сбора и хранения отходов строительства скважин;

  • сооружение технологических площадок под оборудование буровой для прокладки технологических коммуникаций, необходимых для бурения скважины;

  • засыпка шламовых амбаров при их ликвидации;

  • техническая рекультивация.

        1. Источниками загрязнения геологической среды (подземные воды) и гидросферы являются:

  • фильтрация и утечки жидких отходов из шламовых амбаров;

  • поглощение БР при бурении;

  • выбросы пластового флюида на дневную поверхность;

  • нарушение герметичности зацементированного заколонного пространства;

  • затопление территории буровой вследствие паводка в период весеннего половодья или интенсивного таяния снегов при возможном разливе содержимого шламовых амбаров.


    1. Физико-химические и экологические показатели отходов производства при бурении и капитальном ремонте скважин


      1. Характеристика основных видов отходов производства при бурении и капитальном ремонте скважин

        1. Основными видами отходов производства при бурении и КРС являются БСВ, ОБР и БШ.

          В общем объеме БСВ содержатся воды:

  • от охлаждения штоков шламовых насосов;

  • мытья рабочей площадки буровой вышки;

  • очистки БР от выбуренной породы;

  • обмыва и промывки технической водой оборудования БУ;

  • поверхностные (ливневые) СВ.

    БСВ скапливаются на территории под блоками технологического оборудования и устройств БУ:

  • дизельным блоком;

  • блоком очистки БР;

  • узлом приготовления и утяжеления растворов;

  • блоком химических реагентов;

  • блоком емкостей с запасным БР;

  • насосной группы.


    16

    БШ состоит из вынесенной на поверхность БР измельченной породы, удаленной из системы циркуляции средствами очистки.

    ОБР включает использованные в процессе бурения технологические жидкости с наибольшим объемом отработанной буровой промывочной жидкости, полученной на момент окончания бурения скважины. В процессе бурения может образовываться избыток отработанной промывочной жидкости за счет наработки в глинистых отложениях, при замене разных типов промывочной жидкости и других факторов.

    Классификационные признаки

    Виды классификационных признаков

    Группы и виды отходов


    Технологический процесс (операция)


    Бурение скважин

    ОБР

    БШ

    БСВ

    ОБ, полученные при использовании пресных БР на водной основе, не содержащие химические реагенты

    ОБ, полученные при использовании пресных БР на водной основе, содержащие опасные химические реагенты

    ОБ, полученные при использовании минерализованных БР на водной основе

    ОБ, полученные при использовании БР на нефтяной основе

    Испытание скважин

    Отработанные технологические жидкости. Пластовые флюиды

    Освоение скважин

    Отработанные технологические жидкости. Пластовые флюиды

    Крепление скважин

    Цементные отходы крепления скважин


    Технологический процесс

    Кислотная обработка призабойной зоны.

    Удаление песчаных пробок.

    Изоляция водопритоков и крепление призабойной зоны.

    Блокирование призабойной зоны. Глушение скважин.

    Ликвидация солей и АСПО. ГПП


    Отработанные технологические жидкости. Абразивный материал.

    Глинистый материал


    Агрегатное

    и физическое состояние


    Твердое

    БШ (коллоидная фаза и фугат)

    Цементные отходы крепления скважин с баритовой добавкой

    Жидкое

    БСВ

    ОБР

    Шлам

    ОБ газовых скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях

        1. Классификация отходов производства при бурении скважин приведена в таблице 6.1. Таблица 6.1 – Классификация отходов производства при бурении скважин


    17

    Окончание таблицы 6.1


    Классификационные признаки

    Виды классификационных признаков

    Группы и виды отходов


    Опасные свойства


    Токсичность

    ОБ, полученные при использовании буровых растворов на водной основе, содержащие опасные химические реагенты


    Пожароопасность

    ОБ, полученные при использовании нефтесодержащих эмульсионных БР, содержащие эмульгированную нефть в количестве 10 % и более

    ОБ, полученные при использовании БР на нефтяной основе


    Класс опасности для ОС


    III класс опасности (умеренно опасные)

    ОБ, полученные при использовании нефтесодержащих эмульсионных БР, содержащие эмульгированную нефть в количестве 10 % и более

    ОБ, полученные при использовании БР на нефтяной основе


    IV класс опасности (малоопасные)

    ОБ, полученные при использовании БР на водной основе, содержащие опасные химические реагенты

    ОБ, полученные при использовании минерализованных БР на водной основе

    ОБ, полученные при использовании нефтесодержащих эмульсионных БР, содержащие эмульгированную нефть в количестве менее 10 %


    V класс опасности (практически не опасные)

    ОБ, полученные при использовании пресных БР на водной основе, не содержащие химические реагенты

    Отходы крепления газовых скважин (цементные с баритовой добавкой)


      1. Компонентный состав отходов производства при бурении и капитальном ремонте скважин

        1. Отходы производства при бурении и КРС – неоднородные по химическому составу, сложные поликомпонентные смеси веществ, обладающие разнообразными физикохимическими и токсикологическими свойствами.

        2. От состава и свойств материалов и химреагентов, применяемых в технологиях бурения и КРС, зависит степень опасности отходов.

        3. Применение БР разрешается при наличии установленных значений ПДК на все компоненты, входящие в их состав.

        4. В процессе углубления скважины исходный компонентный состав БР изменяется в зависимости от разбуриваемого горизонта, природных качеств пород и пластовых вод, что приводит к изменению токсичности БР.

          Состав отходов при добыче нефти и газа, включающий ОБ, на примере месторождений на территории Ямало-Ненецкого автономного округа (далее – ЯНАО) приведен в таблице Б.1 (приложение Б).


          18

          Данные об объемах или массе образования отходов при строительстве разведочных и эксплуатационных скважин на ГКМ и НГКМ ОАО «Газпром» представлены в таблице 6.2.


          Таблица 6.2 – Объем образования отходов по их видам при строительстве разведочных и эксплуатационных скважин из расчета на одну типовую эксплуатационную и/или разведочную скважину


          Объект

          Единица измерения

          Объем отходов бурения

          (БШ + ОБР + БСВ)


          Объем ОБР


          Объем БШ


          Объем БСВ

          VОБ

          %

          VОБР

          %

          VБШ

          %

          VБСВ

          %

          Оренбургское НГКМ

          Разведочная скважина

          м3

          3274

          100

          830

          25

          628

          19

          1816

          55

          т

          4328

          100

          887

          20

          1570

          36

          1871

          43

          Эксплуатационная скважина

          м3

          1803

          100

          357

          19

          194

          10

          1252

          69

          т

          2157

          100

          382

          17,7

          485

          22

          1290

          59

          Астраханское ГКМ

          Эксплуатационная скважина

          м3

          1035

          100

          350

          33

          650

          62

          35

          3

          т

          1443

          100

          430

          29

          975

          67

          38

          2

          Краснодарский край (Восточноприбрежное месторождение, Восточнобеликовская и Крупская площади)

          Эксплуатационная скважина

          м3

          990

          100

          370

          37

          545

          55

          75

          7

          т

          1541

          100

          592

          38

          872

          56

          77

          5

          ЯНАО (Западно-Печорокожвинское месторождение)

          Разведочная скважина

          м3

          854

          100

          152

          17

          383

          44

          304

          35

          т

          1318

          100

          207

          15

          777

          58

          333

          25

          ЯНАО (Бованенковское НГКМ)

          Эксплуатационная скважина

          м3

          1005

          100

          413

          41

          123

          12

          468

          46

          т

          1258

          100

          516

          41

          250

          19

          491

          39

          ЯНАО (Уренгойское НГКМ)

          Эксплуатационная валанжинская скважина

          т

          1641

          100

          1098,5

          69

          438

          25

          104

          6

          м3

          1192

          100

          887

          74

          210

          17

          94

          8

          Эксплуатационная ачимовская скважина

          т

          3694

          100

          2669

          72

          830

          22

          194

          5

          м3

          2491

          100

          1922

          77

          392

          15

          177

          7

          Эксплуатационная сеноманская скважина

          т

          460

          100

          253

          55

          164

          35

          41

          9

          м3

          376

          100

          254

          67

          84

          22

          38

          10

          Разведочная кважина

          т

          3402

          100

          2459

          72

          764

          22

          178

          5

          м3

          2294

          100

          1770

          77

          361

          15

          162

          7


          Статистика по общим объемам образования отходов при строительстве скважин на месторождениях ОАО «Газпром» по годам представлена в таблице В.1 (приложение В).


          19

        5. В таблице 6.3 представлены виды отходов, образующихся при строительстве скважин, в зависимости от состава БР, приготавливаемого:

  • на водной основе, не содержащей химреагенты;

  • водной основе, содержащей химреагенты;

  • при использовании минерализованных БР на водной основе;

  • использовании БР на нефтяной основе.


    Таблица 6.3 – Виды отходов производства при бурении при совместном размещении в шламовых амбарах в соответствии с СТО Газпром 12


    Виды отходов бурения, размещаемых в шламовых амбарах

    Код вида отходов (коды отходов, утвержденные экспертными заключениями ФГУ ЦЭКА и рекомендованные для согласования и внесения их в проекты новых приложений к ФККО)


    Наименование вида отходов


    Отходы бурения газовых скважин на газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях (БШ, ОБР, БСВ)


    341 001 01 04 99 5*

    ОБ, полученные при использовании пресных БР на водной основе, не содержащие химические реагенты


    341 001 02 04 00 4*

    ОБ, полученные при использовании пресных БР на водной основе, содержащие опасные химические реагенты

    341 002 00 04 00 4*

    ОБ, полученные при использовании минерализованных БР на водной основе


    341 003 01 04 03 4*

    ОБ, полученные при использовании нефтесодержащих эмульсионных БР, содержащие эмульгированную нефть в количестве менее 10 %


    341 003 02 04 00 3*

    ОБ, полученные при использовании нефтесодержащих эмульсионных БР, содержащие эмульгированную нефть в количестве 10 % и более

    341 004 00 04 03 3*

    ОБ, полученные при использовании БР на нефтяной основе

    * Класс опасности отхода V подтверждают результатами биотестирования.


      1. Физико-химические показатели отходов производства при строительстве скважин

        1. БСВ – жидкие отходы строительства скважин – представляют собой коллоиднодисперсную систему. В их составе содержатся:

  • вода;

  • минеральные и органические вещества. В дисперсном составе БСВ содержатся:

  • фракции размером от 10 до 20 мкм (от 79 % до 81 %);

  • грубодисперсные фракции (от 19 % до 21 %).



    20

        1. Физико-химические показатели БСВ изменяются в пределах:

  • взвешенные вещества – 2500–2800 мг/л;

  • химическое потребление кислорода – 1200–10200 мг/л;

  • нефть и нефтепродукты – 25–1100 мг/л;

  • сухой остаток – 2500–35000 мг/л;

  • сульфат-ион – 200–2900 мг/л;

    хлорид-ион – 270–19000 мг/л.

        1. Состав и свойства ОБР характеризуются показателями:

  • плотность;

  • рН;

  • содержание нефтепродуктов;

  • содержание токсичных солей, тяжелых металлов: хром, свинец, никель, кадмий.

    Пример состава ОБР класса опасности IV для ООО «Газпром добыча Уренгой» приведен в таблице Б.1 (приложение Б).

        1. Состав и свойства БШ определяются литологическим составом разбуриваемых пород, в связи с чем минералогический состав БШ существенно изменяется по мере углубления скважины.

    Химический состав БШ зависит как от его минерального состава, так и свойств промывочной жидкости.

    Гранулометрический состав БШ определяется:

  • механическими свойствами породы;

  • режимом бурения;

  • свойствами применяемых БР;

  • эффективностью очистки БР;

  • принятыми проектными решениями, в том числе типом и диаметром породоразрушающего инструмента. Состав БШ для ООО «Газпром добыча Уренгой» приведен в таблице Б.1 (приложение Б).

      1. Физико-химические показатели отходов производства при капитальном ремонте скважин

        1. Классификацию отработанных технологических жидкостей КРС необходимо проводить:

  • по принадлежности к видам выполняемых работ по ремонту скважин;

  • с учетом токсико-экологических показателей исходных технологических жидкостей КРС.


    21

        1. В зависимости от вида выполняемых работ при КРС необходимый набор применяемых реагентов включает реагенты:

  • для изоляции водопритоков и крепления призабойной зоны скважин;

  • обработки призабойной зоны скважин с целью интенсификации притока флюидов;

  • глушения скважин;

  • борьбы с отложениями солей в призабойной зоне и на оборудовании;

  • ликвидации АСПО;

  • общего назначения.

        1. Токсичность технологических жидкостей определяется присутствием в их составе:

  • водорастворимых солей в концентрациях от 5 % до 10 %, дисперсий неорганических (глина, мел), гуматов (УЩР) (классы опасности IV, V);

  • органических кислот в концентрациях от 8 % до 12 % (классы опасности III, IV);

  • полимеров и полимердисперсных составов (класс опасности IV);

  • сложных спиртов, эфиров, формалина, смол (класс опасности III);

  • ионогенных и неионогенных, катионных и анионных ПАВ (класс опасности III);

  • эмульсионных жидкостей, включающих нефть, нефтепродукты, гидрофобизаторы (класс опасности III).

      1. В таблице 6.4 приведены токсико-экологические показатели химических реагентов, используемых для приготовления БР и технологических жидкостей, в соответствии с ГН 2.2.5.2308-07 [5], ГН 2.2.5.1313-03 [6], ГН 2.1.6.1983-05 [7], Порядком[8], ГН 2.1.5.2280-07 [9], ГН 2.1.5.2307-07 [10].

        Данные ранжированы по степени опасности для ОС химреагентов в соответствии с пределами опасности компонентов отходов, приведенными в ГН 2.1.5.2307-07 [10], с выделением четырех групп веществ.

    1. Экологические показатели отходов производства при бурении и капитальном ремонте скважин

      1. Основными экологическими показателями отходов производства при строительстве и КРС являются токсичность и класс опасности для ОС.

      2. Классы опасности отходов производства при строительстве скважин при совместном размещении в шламовых амбарах представлены в таблице 6.3 в соответствии с ФККО [11]. Данные по токсичности исходных БР, отходов производства при бурении скважин и КРС и их компонентов приведены в таблицах 6.5, 6.6 и таблице Г.1 (приложение Г).

      3. Исходные БР соответствуют III (опасные) – V (практически не опасные) классам опасности в зависимости от их реагентного состава в соответствии с таблицей 6.5. Класс опасности отхода для ОС определяется в соответствии с Критериями [12].


        22


        СТО Газпром 2-3.2-532-2011

        23

        Таблица 6.4 – Условные группы веществ, входящих в состав отходов, по степени опасности для окружающей среды


        Свойства веществ в составе БР

        Группы веществ в составе отходов

        Опасность для ОС

        высокоопасные

        умеренно опасные

        малоопасные

        неопасные

        Класс опасности

        I, II

        II, III

        (для воздуха и воды)

        III, IV (для воздуха и воды)

        Нет

        ПДК


        Очень низкие


        Низкие


        Низкие


        Элементы в концентрациях, не превышающих фоновые в основных типах почв: C, P, Si, Fe, Na, K, Ca, Mg

        Вода

        Воздух

        Почва

        10–15 мг/кг

        Более 20 мг/кг

        Токсичность LD50

        Менее 100 мг/кг

        В пределах 5000 мг/кг

        Более 5000 мг/кг

        Нет

        Способность к биоразложению

        Низкая

        Слабая

        Обладают способностью к биоразложению

        Обладают способностью к биоразложению


        Компоненты в составе БР

        Хроматы, гипан, H2SO4, HCl, H2S,

        акрилонитрил, кар-

        бонат, Cr, ДК-дрилл, Ni, Pb, сайпан, метас, Т-66, каустическая сода

        ГКЖ, известь, сульфонол, ингибитор коррозии Нефтехим 1, Cu, Zn, сайдрил, CaCl2, сополимер М-14 ВВ, нефть, газоконденсат, смазка Экос Б-3, NaCl, Cl, ФХЛС

        Окзил, KCl, ОП-10, BaSO4, триполифосфат натрия, лигносульфонат, Fe, сульфаты, финнфикс (цекол 1000, цекол 4000, Вальдон Б), поливиниловый спирт, сульфитспиртовая барда, сополимер 1, полиэтиленгликоль, ГДПЭ-064, ГДПЭ-067, ГДПЭ-106 (блоксополимер), КМЦ, КССБ

        Природные компоненты в составе БР: клетчатка, крахмал, белки, аминокислоты, амиды, глинопорошки немодифицированные, торфяная крошка, кора деревьев, крахмал, песок


        СТО Газпром 2-3.2-532-2011

        24

        Таблица 6.5 – Класс опасности БР



        Объект


        Состав


        Тестобъект


        Кратность разбавления

        Ингибирующая концентрация раствора (смертность тест-объектов > 50 %)

        Класс опасности

        по биотестированию

        для ОС

        Буровые растворы

        ООО «Газпром добыча Краснодар», Крупская площадь, скважина № 1

        Глинопорошок ПБВ, барит, сода каустическая, сода кальцинированная, КМЦТС, окзил, пентакс (пеногаситель), СМЭТ (смазочная добавка)

        А*

        15,5

        6,45


        IV


        IV

        Б**

        4,76

        21

        ООО «Газпром трансгаз Саратов», Степновское ПХГ, скважина № 136

        Глина бентонитовая, КМЦ, сода каустическая, сода кальцинированная, ФХЛС, смазка ФК-1

        А

        100 % выживаемость тест-культуры в исходном растворе

        V


        IV

        Б

        2,8

        34,6

        IV

        ООО «Газпром трансгаз Саратов», Песчано-Уметское ПХГ, скважина № 131

        Глина бентонитовая, КМЦ, КССБ, сода каустическая, ФХЛС, минеральная смазка

        А

        5,0

        20,0


        IV


        IV

        Б

        10

        10

        ДАО филиал «Газпром добыча Краснодар», Песчаная площадь, скважина № 3

        Глинопорошок ПБВ, ФХЛС, УЩР, сода кальцинированная, сода каустическая, смазка ФК-1

        А

        17,2

        5,8


        IV


        IV

        Б

        3,1

        32,4

        Лабораторный образец

        Глина бентонитовая, известь, ФХЛС, КМЦ, сода каустическая

        А

        5,62

        17,78

        IV

        IV

        Б

        50

        2

        *А – дафнии.

        **Б – водоросли.


        СТО Газпром 2-3.2-532-2011

        25

        Таблица 6.6 – Класс опасности ОБР, ОБ и технологических жидкостей КРС



        Объект

        Состав исходного БР

        и технологической жидкости

        Тестобъекты

        Кратность разбавления

        Ингибирующая концентрация раствора (смертность тест-объектов > 50 %)

        Класс опасности ОБР

        по биотестированию

        для ОС

        1 Отработанные БР

        ООО «Газпром добы-

        ча Краснодар», скважина

        № 11, Песчаная площадь

        Глинопорошок ПБВ, УЩР, КМЦ, ФХЛС, АМСР, сода каустическая, сода кальцинированная, ФК-1 (смазка), пентакс (пеногаситель)

        А*

        19,0

        5,2


        IV


        IV

        Б**

        27,0

        3,7

        ООО «Газпром добы-

        ча Краснодар», скважина

        № 23, Прибрежная площадь

        Глинопорошок ПБВ, КМЦ, ФХЛС, УЩР, АМСР, сода каустическая, сода кальцинированная, барит, ФК-1 (смазка), пентакс (пеногаситель)

        А

        7,1

        14,1


        IV


        IV

        Б

        4,8

        21,0


        ООО «Газпром добы-

        ча Астрахань», скважина

        № 540

        Глинопорошок, хлористый натрий, лигносульфонат, барит, КМЦ-600, сода каустическая, крахмал, сода кальцинированная, полицелл СК 2 М, пентосил, ЖС-7 (нейтрализатор сероводорода), минеральная смазка, графит


        А


        2,0


        50,0


        IV


        III


        Б


        163,9


        0,6


        III

        ООО «Газпром транс-

        газ Ставрополь», скважина № 1, Кармалиновская площадь


        Глина бентонитовая, КМЦ, NaCO3, УЩР, Полицелл УФ

        А

        3,9

        25,7


        IV


        IV

        Б

        12,0

        8,31

        ООО «Газпром трансгаз Саратов», скважина

        № 136, Степновское ПХГ

        Глина бентонитовая, КМЦ, сода каустическая, сода кальцинированная, ФХЛС, ФК-1 (смазка)

        А

        1,2

        83,1

        IV


        IV

        Б

        100 % выживаемость тест-культур в исходном растворе

        V

        2 БШ

        ООО «Газпром добы-

        ча Краснодар», скважина

        № 23, Прибрежная площадь

        БШ, глинопорошок ПБВ, КМЦ, ФХЛС, УЩР, АМСР, сода каустическая, сода кальцинированная, барит, ФК-1 (смазка), пентакс (пеногаситель)

        А


        100 % выживаемость тест-культур в исходном растворе


        V


        V

        Б


        СТО Газпром 2-3.2-532-2011

        26

        Продолжение таблицы 6.6



        Объект

        Состав исходного БР

        и технологической жидкости

        Тестобъекты

        Кратность разбавления

        Ингибирующая концентрация раствора (смертность тест-объектов > 50 %)

        Класс опасности ОБР

        по биотестированию

        для ОС


        ООО «Газпром добы-

        ча Астрахань», скважина

        № 540

        БШ, глинопорошок, хлористый натрий (300 кг/м3), лигносульфонат, барит,

        КМЦ-600, сода каустическая, крахмал, сода кальцинированная, Полицелл СК 2 М, пентосил, ЖС-7 (нейтрализатор сероводорода), минеральная смазка, графит


        А


        23,0


        4,3


        IV


        IV


        Б


        23,4


        4,2

        Лабораторный образец

        Глина бентонитовая, известь, ФХЛС, КМЦ, сода каустическая

        А

        100 % выживаемость тест-культур в исходном растворе

        V

        V

        Б

        ООО «Газпром транс-

        газ Ставрополь», скважина № 1, Кармалиновская площадь


        БШ, глина бентонитовая, КМЦ, сода кальцинированная, УЩР, Полицелл УФ

        А

        4,8

        20,4


        IV


        IV

        Б

        1,6

        61,7

        ООО «Газпром трансгаз Саратов», скважина

        № 136, Степновское ПХГ

        БШ, глина бентонитовая, КМЦ, сода каустическая, сода кальцинированная, ФХЛС, ФК-1 (смазка)

        А

        100 % выживаемость тест-культур в исходном растворе


        V


        V

        Б

        3 БСВ

        ООО «Газпром добы-

        ча Краснодар», Крупская площадь, скважина № 1

        Глинопорошок ПБВ, барит, сода каустическая, сода кальцинированная, КМЦ-ТС, окзил, пентакс (пеногаситель), СМЭТ (смазочная добавка)

        А

        10,7

        9,3


        IV


        IV

        Б

        60,6

        1,6

        ООО «Газпром добы-

        ча Краснодар», скважина

        № 11, Песчаная площадь

        Глинопорошок ПБВ, УЩР, КМЦ, ФХЛС, АМСР, сода каустическая, сода кальцинированная, ФК-1 (смазка), пентакс (пеногаситель)


        А

        Высокая мутность фильтрата. Эксперимент с неразбавленным раствором невозможен


        IV


        IV

        Б

        5,0

        19,9

        ООО «Газпром добы-

        ча Краснодар», скважина

        № 23, Прибрежная площадь

        Глинопорошок ПБВ, КМЦ, ФХЛС, УЩР, АМСР, сода каустическая, сода кальцинированная, барит, ФК-1 (смазка), пентакс (пеногаситель)

        А

        25,1

        3,9


        IV


        IV

        Б

        1,02

        98,0


        СТО Газпром 2-3.2-532-2011

        27

        Продолжение таблицы 6.6



        Объект

        Состав исходного БР

        и технологической жидкости

        Тестобъекты

        Кратность разбавления

        Ингибирующая концентрация раствора (смертность тест-объектов > 50 %)

        Класс опасности ОБР

        по биотестированию

        для ОС

        ООО «Газпром транс-

        газ Ставрополь», скважина № 1, Кармалиновская площадь


        Глина бентонитовая, КМЦ, Na2CO3, УЩР, Полицелл УФ

        А

        4,4

        22,4


        IV


        IV

        Б

        3,3

        30,2


        ООО «Газпром добы-

        ча Астрахань», скважина

        № 540

        Хлористый натрий, лигносульфонат, барит, КМЦ-600, сода каустическая, крахмал, сода кальцинированная, Полицелл СК 2 М, пентосил, ЖС-7 (нейтрализатор сероводорода), минеральная смазка, графит


        А


        14,4


        6,9


        IV


        IV

        Б

        19,9

        5,01

        4 Технологические жидкости для глушения скважин


        Лабораторный образец

        КССБ – 50 кг/м3, CaCl2 – 150 кг/м3, газоконденсат – 200 л/м3, наполнитель Полицелл-ЦФ-70 – 100 кг/м3.

        Блокирующая жидкость

        А

        15,2

        6,6


        IV


        IV

        Б

        96,1

        1,0


        Лабораторный образец

        Газовый конденсат – 280 л/м3, эмультал – 20 л/м3, CaCl2 – 150 кг/м3.

        Жидкость глушения (обратная эмульсия)

        А

        4,5

        21,8

        IV


        III

        Б

        434,8

        0,2

        III


        Лабораторный образец

        ФХЛС – 30 кг/м3, CaCl2 – 300 кг/м3, биополимер – 2 кг/м3.

        Жидкость глушения (биополимерный р-р)

        А

        99,0

        1,01

        IV


        III

        Б

        151,5

        0,6

        III

        5 Технологические жидкости для удаления воды с забоя и интенсификации притока флюидов

        Сульфонол ПАВ

        1 % раствор

        А

        22,0

        4,5

        IV

        IV

        Б

        35,6

        2,8

        ОП-10 ПАВ

        1 % раствор

        А

        751,8

        0,1

        III

        III

        Б

        7,1

        14,1

        IV

        Неонол ПАВ

        1 % раствор

        А

        684,0

        0,1

        III

        III

        Б

        63,3

        1,5

        IV

        Блоксополимер-106 ПАВ

        1 % раствор

        А

        232,6

        0,4

        III

        III

        Б

        144,9

        0,6


        СТО Газпром 2-3.2-532-2011

        28

        Окончание таблицы 6.6



        Объект

        Состав исходного БР

        и технологической жидкости

        Тестобъекты

        Кратность разбавления

        Ингибирующая концентрация раствора (смертность тест-объектов > 50 %)

        Класс опасности ОБР

        по биотестированию

        для ОС

        ТЭАС-М ПАВ

        1 % раствор

        А

        63,3

        1,5

        IV

        IV

        Б

        30,2

        3,3

        Твердый ПАВ (стержень) 1 % раствор

        Неонол АФ 9-12 – 40 %, КССБ – 37 %, КМЦ – 23 %

        А

        2,3

        42,6

        IV

        IV

        Б

        21,6

        7,9

        6 Технологические жидкости для кислотной обработки призабойной зоны

        Лабораторный образец

        HCl – 12 %, сульфонол – 0,5 %. Пенокислотный раствор

        А*

        212,8

        0,4

        III

        III

        Лабораторный образец

        HCl – 12 %, ОП-10 – 0,5 %, СН3СООН – 5 %.

        Раствор для кислотной ванны

        А

        222,2

        0,4

        III

        III

        ООО «Газпром добы-

        ча Астрахань», скважина

        № 722

        Общее содержание солей – 284,7 г/л; Cl – 127,6 г/л; SO 2– – 0,97 г/л.

        4

        Отработанная технологическая жидкость

        (рапа) для промывки скважины


        140,8


        0,7


        III


        III

        7 Технологические жидкости для очистки забоя от механических примесей


        Лабораторный образец

        NaCl, плот. 1026 кг/м3 (18 %)

        А

        25,1

        3,98


        IV


        IV

        Б**

        64,5

        1,55


        Лабораторный образец

        СaCl2, плот. 1,007 кг/м3 (16 %)

        А

        38,0

        2,63


        IV


        IV

        Б

        58,8

        1,7


        Лабораторный образец

        ПАВ Неонол АФ9-12 – 1 %, КМЦ 700 – 0,5 %, вода.

        ПОЖ для летних условий

        А

        263,1

        0,38


        III


        III

        Б

        909,1

        0,11


        Лабораторный образец

        ПАВ ОП-10 – 1 %, CaCl2 – 20 %, вода.

        ПОЖ для зимних условий

        А

        416,6

        0,24


        III


        III

        Б

        103,1

        0,97

        *А – дафнии.

        **Б – водоросли.

        Глинистые БР имеют самый низкий (V) класс опасности; обработанные КМЦ, ФХЛС БР – IV класс опасности.

        Снижение токсичности и класса опасности исходных БР должно осуществляться за счет подбора реагентного состава, обеспечивающего получение растворов с хорошими реологическими показателями и низкой степенью воздействия на объекты ОС.

      4. ОБР, сформированные при разбуривании незасоленных или слабозасоленных пород на объектах Краснодарского, Ставропольского краев и Саратовской области «щадящими» (по составу) БР, относятся к IV классу опасности в соответствии с таблицей 6.6 (позиция 1, ОБР). Кратность разбавления, при которой отмечается гибель более 50 % тест-объектов, находится в пределах от 1,2 до 27,0. 100 % выживаемость тест-объектов соответствует V классу опасности ОБР. Исходными для биотестирования растворами являются вытяжки из ОБР в соотношении ОБР:вода – 1:10.

        При использовании ОБР на строящихся скважинах осуществляется периодический контроль его геологических, физико-химических и экологических параметров.

      5. БШ соответствует V классу опасности (практически не опасен для окружающей среды) при 100 % выживаемости тест-культур в течение 96 ч экспозиции в образцах исходных водных вытяжек из БШ в соответствии с таблицей 6.6 (позиция 2. БШ). 50 % смертность тесткультур в образцах при разбавлении исходных водных вытяжек от 1,7 до 24 определяет IV класс опасности БШ.

        При разбуривании пород БР, включающими глину бентонитовую и небольшие концентрации КМЦ, УЩР, ФХЛС, извести, кальцинированной соды (2 кг/м3), образовавшийся БШ соответствует IV, V классам опасности для большинства объектов бурения (кроме объектов ООО «Газпром добыча Астрахань») в соответствии с таблицей 6.6 (позиция 2. БШ). БШ при использовании БР со сложным поликомпонентным составом соответствует IV классу опасности. БШ IV класса опасности перед захоронением в отвержденном состоянии в амбарах необходимо подвергать детоксикации в зависимости от содержания специфических загрязнителей. Жидкую фазу ОБ (БШ и ОБР) после обезвреживания, переработки и изоляции закачива-

        ют в поглощающие горизонты в соответствии с СТО Газпром 18.

        БШ III класса опасности подлежит вывозу с рабочей площадки на специализированные полигоны по размещению таких отходов по согласованию с природоохранными органами.

      6. БСВ на объектах строительства скважин соответствуют IV классу опасности, подтвержденному данными биотестирования: кратность разбавления БСВ не более 60 раз, минимальная ингибирующая концентрация 1,6 %, при которой отмечена 50 % смертность тестобъектов в соответствии с таблицей 6.6 (позиция 3. БСВ). БСВ IV класса опасности должны


        29

        проходить дополнительную очистку на строящейся скважине и использоваться повторно в технологическом цикле.

      7. Отработанные технологические жидкости КРС соответствуют III, IV классам опасности в зависимости от их реагентного состава.

Блокирующая жидкость для глушения скважин с набором компонентов соответствует IV классу опасности по обеим тест-культурам с минимальной ингибирующей концентрацией по дафниям – 6,60 %, по водорослям – 1,04 % в соответствии с таблицей 6.6 (позиция 4. Технологические жидкости для глушения скважин).

Жидкость для глушения скважин (обратная эмульсия) с компонентами газового конденсата и хлорида кальция в высоких концентрациях соответствует IV классу опасности по дафниям и III по водорослям. Кратность разбавления, при которой отмечена смертность более 50 % тест-культур, составляет 4,6 % для дафний и 434,8 % для водорослей в соответствии с таблицей 6.6 (позиция 4. Технологические жидкости для глушения скважин).

Жидкость для глушения скважин (биополимерный раствор) с высоким содержанием

CaCl2 (до 300 кг/м3) соответствует IV классу опасности по дафниям, III – по водорослям. Кратность разбавления, при которой отмечена смертность более 50 % по дафниям – 99 раз в соответствии с таблицей 6.6 (позиция 4. Технологические жидкости для глушения скважин).

Технологические жидкости III и IV классов опасности следует хранить в специальных герметичных емкостях.

Запрещается сброс отработанных жидкостей в ОС без дополнительных мероприятий по их очистке и детоксикации.

Пенообразующие жидкости на основе ПАВ для удаления жидкости с забоя и интенсификации притока флюидов соответствуют III и IV классам опасности:

  • ПАВ (блоксополимер-106) – III класс опасности по обеим тест-культурам;

  • сульфонол, ТЭАС-М, твердый ПАВ – IV класс опасности по обеим тест-культурам;

  • ОП-10 и неонол – разные классы опасности для двух тест-культур в соответствии с таблицей 6.6 (позиция 5. Технологические жидкости для очистки забоя от механических примесей). На объектах интенсификации притока флюидов необходимо применять меры по орга-

    низованному сбору ПАВ, их нейтрализации, повторному использованию.

    Технологические жидкости для кислотной обработки призабойной зоны скважин на 50 % – 60 % объемных состоят из соляной кислоты и имеют низкие значения рН (от 0,2 до 1,0); при 100-кратном разбавлении значения рН находятся в пределах 2,1–2,2, что соответствует III классу опасности. Смертность тест-культур наступает при разбавлении их в сотни и тысячи раз в соответствии с таблицей 6.6 (позиция 6. Технологические жидкости для кислотной обработки призабойной зоны).


    30

    Продукты реакции технологических жидкостей для кислотной обработки призабойной зоны с породой пласта, которые извлекают из скважины при продувках во время введения скважины в эксплуатацию, по завершении работ должны быть собраны в герметичные емкости и нейтрализованы. Нейтрализованные продукты (растворы солей соляной и фтороводородной кислот) подлежат захоронению в поглощающий горизонт.


    1. Нормативы образования отходов производства при бурении и капитальном ремонте скважин


      1. Нормирование образования отходов

        Нормирование образования отходов производства и потребления осуществляется на основании требований законодательства Российской Федерации в области охраны ОС и здоровья населения: Федеральным законом [2], ГОСТ Р 51769, ГОСТ Р 52108, ГОСТ 30772. Порядок разработки и утверждения нормативов образования отходов и лимитов на их размещение установлен Порядком [13] и Методическими указаниями [14].

        Расчетная величина норматива образования отходов производства при строительстве скважин и КРС зависит от конкретных условий строительства и ремонта скважин и включает:

  • геологические факторы;

  • конструкцию скважины;

  • использование ресурсосберегающих технологий и другие факторы.


      1. Расчет нормативов образования отходов производства при строительстве скважин

        1. Расчет объема и массы выбуренной породы

          На величину выхода отходов в виде выбуренной породы или БШ оказывает влияние конструкция скважины, под которой понимается совокупность элементов крепи горной выработки, обеспечивающая безаварийное, экономичное строительство канала между флюидонасыщенными пластами и остальной частью геологического разреза и дневной поверхностью. Каждый интервал строительства скважины (направление, кондуктор, промежуточные, эксплуатационная колонны, хвостовик) представляет собой пространство с определенными

          геометрическими параметрами:

  • диаметром ствола;

  • глубиной (для вертикальных скважин);

  • длиной (для наклонно направленных скважин и скважин с горизонтальным окончанием).


    31

    Объем выбуренной породы Vп, м3, в процессе проходки скважины определяют в соответствии с конструкцией скважины по формуле


    image

    V

    п 4

    i

    d 2 li ki,


    (1)


    где di – диаметр интервала ствола скважины, м;

    li – длина интервала ствола скважины, м;

    ki – коэффициент кавернозности породы, соответствующий данному интервалу. Расчет общего объема выбуренной породы на скважину проводят по интервалам буре-

    ния исходя из конструктивных особенностей скважины согласно форме таблицы 7.1.


    Таблица 7.1 – Форма данных для расчета объемов выбуренной породы при бурении скважин


    Глубина скважины, м

    Диаметр скважины, мм

    Интервал бурения, м

    Объем выбуренной породы, м3

    Коэффициент кавернозности


    Массу выбуренной породы mп, т, определяют по формуле


    mп Vп п,

    (2)


    где п – плотность породы, т/м3.

    Данные по плотности выбуренных пород принимают по проектным материалам на строительство скважины или определяют по кривым нормального уплотнения горных пород. Если в пределах разбуриваемого интервала встречаются породы, значительно различающиеся по плотности, то при расчетах объема и массы выбуренной породы необходимо использовать фактические величины, характерные для той или иной породы.

    При проектировании объем БШ Vш, м3, определяют по формуле


    Vш Vп 1,2,

    (3)


    где 1,2 – коэффициент, учитывающий разуплотнение выбуренной породы;

    Vп – объем выбуренной породы, м3.

    Для глин, аргиллитов, солей коэффициент необходимо принимать по фактическим величинам разуплотнения этих пород.


    32

        1. Расчет объема выбуренной породы с учетом ее льдистости

          Объем выбуренной льдосцементированной (песчаной) породы Vпес, м3, определяют по формуле


          image

          V D2 K 2 H (1i),

          пес 4


          (4)


          где i – льдистость породы в условных единицах;

          Н – мощность песчаных пород, м;

          K – кавернозность ствола в песчаниках;

          D – диаметр ствола скважины, м.

          Кавернозность ствола принимается по фактическим данным (в среднем в расчетах принята равной 1,4). Льдистость песчаников колеблется от 35 % – 40 % до 5 % – 10 %; наиболее часто встречающееся значение льдистости – 10 %.

        2. Расчет объема и массы образования фугата

          Фугат как продукт очистки БР центрифугой представляет собой обезвоженную твердую фазу БР.

          Массу фугата Мф, т, от центрифуги определяют по формуле


          Мф  t ф,

          (5)


          где – производительность центрифуги, м3/ч;

          t – время работы центрифуги, ч;

          – содержание твердой части в очищенной жидкости, в долях ед.;

          ф – плотность фугата, т/м3.

          Для расчета объема и массы образования фугата принимают результат определения содержания твердой фазы в образцах ОБР или БСВ в аналитической лаборатории, условно равный 25 % от массы ОБР или БСВ.

          При продолжительности работы центрифуги в течение одного часа и ее производительности 15 м3/ч объем отхода (фугата), рассчитанный по формуле (5), составит 3,75 м3.

          При плотности фугата после центрифугирования, равной 1900 кг/м3, масса отхода (фугата) по формуле (5) составит 7125 кг.


          33

        3. Расчет объема и массы отработанного бурового раствора

    Объем БР VОБР, м3, необходимый для ликвидации возможных газонефтеводопроявлений (не менее двух объемов скважины) в соответствии с ПБ 07-601-03 [15], определяют по формуле


    VОБР 2,0 Vскв,

    (6)


    где Vскв – объем ствола скважины на конец бурения, м3.

    Объем ствола скважины Vскв, м3, определяют по формуле

    m

    V

    L D2 0,785(k D

    )2 L ,

    (7)

    image

    4

    скв

    i 1

    ki вi n i


    где Lki – длина обсадной колонны в обсаженной части ствола, в котором осуществляется циркуляция БР, м;

    Dвi – внутренний диаметр обсадной колонны, спускаемой для крепления i интервала, м;

    k – средний коэффициент кавернозности в интервале бурения (от 1,05 до 1,5);

    Dn – диаметр долота в интервале бурения, м;

    Li – интервал бурения, м.

    При разбуривании глинистых пород происходит увеличение объема БР. Общий объем БР VБРi, м3, применявшегося в процессе бурения i интервала, определяют по формуле

    VБРi Vпi Vнрi ,

    (8)


    где Vпi – потребный объем БР для бурения i интервала, м3;

    Vнpi – объем БР, наработанного в процессе разбуривания глинистых пород, м3. Потребный объем БР для Vпi, м3, для каждого интервала строительства скважины в со-

    ответствии с СТО Газпром 2-3.2-198 определяют по формуле


    Vпi Vскв Vц.с Vпот,

    (9)


    где Vскв – объем БР в стволе скважины, м3;

    Vц.с – объем БР в циркуляционной системе БУ, м3;

    Vпот – потери БР, м3.

    Объем БР в циркуляционной системе Vц.с, м3, берется по фактическим данным буровой.

    Потери БР состоят из потерь на фильтрацию (поглощение) и потерь на устройствах очистки. Объем потерь БР на фильтрацию рассчитывают умножением коэффициента = 1,5 на объем скважины в соответствии с Ведомственными нормами [16].


    34

    Объем потерь БР Vпот, м3, на очистных устройствах в соответствии с Ведомственными нормами [16] определяют по формуле


    Vпот Vскв 1,66,

    (10)


    где Vскв – объем скважин, м3;

     – суммарная степень удаления выбуренной породы очистными устройствами (при использовании четырехступенчатой системы очистки  = 0,6–0,7).

    В условиях применения ресурсосберегающих технологий объем ОБР, уходящего в отход

    VОБРО, м3, представляет собой объем ОБР, накопленный по окончании бурения, VОБРВ, м3, за вычетом объема раствора, повторно используемого VОБРПИ, м3, при бурении. VОБРО, м3, определяют по формуле


    VОБРО VОБРВ VОБРПИ .

    (11)


    При отсутствии ресурсосберегающих технологий объем образующегося ОБР VОБР, м3, определяют по формуле


    VОБР 1,2 Vп k1 0,5Vц,

    (12)



    где k1 – коэффициент, учитывающий потери БР, уходящего со шламом при очистке на виброситах, пескои илоотделителях;

    Vп – полный объем скважины, м3;

    Vц – объем циркуляционной системы БУ, м3. В соответствии с РД 39-3-819-91 [17] k = 1,052.

    При условии повторного использования ОБР и внедрении водооборотной системы во-

    доснабжения расчет ОБР VОБР, м3, сбрасываемого в прискважинный амбар, определяют по формуле, приведенной в РД 51-1-96 [18]:


    VОБР 0,25Vп k1 0,5Vц.с,

    (13)



    где k1 – коэффициент, учитывающий потери БР, уходящего со шламом при очистке и разделении его на виброситах, пескои илоотделителях;

    Vц.с – объем циркуляционной системы, м3.

    Массу отработанного БР mОБР, т, определяют по формуле


    mОБР VОБР ОБР .

    (14)


    35

    Плотность БР принимают по фактическим данным измерения этой величины, достигнутой на конечной стадии бурения. Плотность БР может варьировать в пределах от 1,10 до 2,2 г/см3 (т/м3) и более.

    7.2.4.1 Увеличение массы отработанного бурового раствора при разбуривании глинистых пород

    Увеличение объема ОБР при разбуривании глинистых пород Vнpi, м3, в соответствии с Ведомственными нормами [16] определяют по формуле


    Vнрi Vскв

    Kn p h 100

    image

    (1 ),

    ln


    (15)


    где Кn – коэффициент коллоидальности;

     – суммарная степень удаления выбуренной породы очистными устройствами;

    р – плотность БР, кг/м3 (т/м3);

    h – коэффициент глинистости, характеризующий содержание глин в разрезе (0–1); ln– натуральный логарифм вязкости БР.

    Массу породы, перешедшей в БР при диспергации глины Qт.ф, т, определяют по формуле


    Q (V V

    п (р.о  рi )

    ),


    (16)

    т.ф ц.с ст.н

    image

    п  рi


    где (Vц.с + Vст) – объем БР в циркуляционной системе и скважине, м3;

    п – плотность глинистой породы, т/м3;

    р.о, рi – плотность БР в начале и по окончании бурения, т/м3.

        1. Расчет объема и массы буровых сточных вод

          Общий объем образующихся при строительстве скважин БСВ определяется многими факторами, среди которых приоритетными являются:

  • глубина скважины;

  • продолжительность бурения;

  • наличие осложнений и аварий в процессе бурения.

На объемы образования БСВ влияет принятая система водоснабжения. Чем больше используется на технологические нужды оборотной воды, тем меньше объемы образующихся БСВ; при этом степень загрязнения последних может быть выше.

При отсутствии ресурсосберегающих технологий объем БСВ VБСВ, м3, определяют по формуле, приведенной в РД 39-133-94 [19]:


VБСВ 2 VОБР .

(17)



36

При внедрении оборотной системы водоснабжения расчет объемов БСВ VБСВ, м3, определяют по формуле, приведенной в РД 51-1-96 [18]:


VБСВ 0,25VОБР .

(18)


Массу буровых сточных вод mБСВ, т, определяют по формуле


mБСВ VБСВ БСВ,

(19)


где БСВ – плотность БСВ, которая колеблется в пределах от 1,02 до 1,05 г/см3 (т/м3).

В качестве удельного норматива образования БСВ принимают их объем или массу на строящуюся скважину или на 1 м проходки скважины.

В приложении Д приведен пример расчета образования объемов и массы отходов бурения по типовым скважинам из Альбома [20].

      1. Расчет норматива образования отхода при обмыве тампонажной техники

        Общий объем отходов при обмыве тампонажной техники складывается из объемов затраченной воды на обмыв за минусом потерь воды и переходящих в отход смытых остатков цементного раствора.

        Расход воды Qц.а, м3/с, на промывку цементировочных агрегатов определяют по формуле


        Qц.а K V n,

        (20)



        где K – коэффициент, учитывающий кратность промывки и производительность насоса (применяется согласно проекту с ориентировочными значениями от 5,4 до 5,5);

        V – объем заполнения коммуникаций (паспортные данные), м3;

        n – количество цементировочной техники.

        Потери воды в процессе промывки цементировочных агрегатов принимают равными 5 % от необходимого объема.

        При расчетах количества цементного раствора, переходящего в отход, при промывке цементировочных агрегатов следует принимать коэффициент 0,02 к объему (массе) исходного цементного раствора, израсходованного для цементирования.

        При расчетах массы жидкого отхода его плотность принимают равной от 1,4 до 1,6 г/см3.


        37

      2. Норматив образования технической воды, использованной при опрессовке труб

Норматив образования отхода Vоп, м3 (использованной для опрессовки жидкости), определяют исходя из геометрического объема труб в расчете на полное их заполнение по формуле

 D2

Vоп

image

в L,

4

(21)


где Dв – внутренний диаметр труб, м;

L – длина труб, м;

– отношение длины окружности к диаметру, равное 3,14.

Массу жидкости после опрессовки труб определяют умножением ее объема на фактическую плотность жидкости. Ориентировочно плотность жидкости принимают равной от 1,01 до 1,03.

При опрессовке устья скважины, цементного кольца, определении уровня начала поглощения необходимый объем жидкости определяют по объему геометрического пространства.

    1. Нормативы образования отходов вспомогательных производств при бурении скважин

      Расчет годовых нормативов образования отходов вспомогательных производств при бурении (строительстве) скважин производят на основании данных по общим затратам материалов и установленным удельным величинам выхода отходов в различных производствах в соответствии с Методическими рекомендациями [21], Справочником [22].

      В качестве источников данных по массе материалов, используемых в производственнотехнологических целях, используют статистические сведения, накопленные на предприятии, ведомственные справочные материалы по нормам расхода и потребности в материальнотехнических ресурсах.

      Данные по расходам отдельных материальных ресурсов при строительстве разведочных, поисковых и эксплуатационных скважин на объектах ОАО «Газпром» в качестве примера приведены в таблице 7.2 в соответствии с СТО Газпром 3.0-2-011.


      Таблица 7.2 – Нормы расхода и потребность в материально-технических ресурсах при строительстве скважин

      Наименование материального ресурса

      Единица измерения нормы расхода

      Значение нормы расхода*

      Поисковые и разведочные скважины. Вышкостроение

      Лес в круглом сечении

      м3/БУ

      3,6–60,0 (23,8)

      Кровля мягкая (дорнит)

      т/БУ

      120–3210 (1297,1)

      Прокат черных металлов

      т/БУ

      2,2–12,0 (5,3)

      Электроды

      кг/БУ

      220–900 (472,5)

      Ткань для буровых укрытий

      м2/БУ

      480–1650 (1227,5)

      Дизельное топливо

      т у.т./БУ

      12,9–41,0 (24,4)


      38

      Окончание таблицы 7.2


      Наименование материального ресурса

      Единица измерения нормы расхода

      Значение нормы расхода*

      Бурение

      Дизельное топливо

      т у.т./мпр

      158–868,0 (337,5)

      Смазка для резьбовых соединений

      кг/мпр

      36,3–145,2 (61,0)

      Трубы обсадные

      кг/мпр

      42,3–198,4 (121,4)

      Буровые рукава

      м/тыс. мпр

      8,6–77,0 (30,2)

      Колодки тормозные

      шт./тыс. мпр

      21,4–66,1 (45,6)

      Электроды

      кг/тыс. мпр

      38,0–68,4 (48,3)

      Эксплуатационные скважины. Вышкостроение

      Лес в круглом сечении

      м3/БУ

      3,6–380,3 (79,7)

      Кровля мягкая (дорнит)

      т/БУ

      1405–5050 (2620,0)

      Прокат черных металлов

      т/БУ

      3,9–27,2 (9,7)

      Ткань для буровых укрытий

      м2/БУ

      280–4000 (1908,3)

      Бурение

      Электроды

      кг/БУ

      50–770 (315)

      Дизельное топливо

      т у.т./БУ

      20–74,6 (37,9)

      Дизельное топливо

      кг у.т./мпр

      115,4–135,0 (125,2)

      Обсадные трубы

      кг/мпр

      60,6–144,2 (89,9)

      Смазка для резьбовых соединений

      кг/мпр

      32,8–55,2 (46,9)

      Буровые рукава

      м/тыс. мпр

      7,1–20,9 (10,7)

      Колодки тормозные

      шт./тыс. мпр

      6,5–68,2 (25,3)

      Электроды

      кг/тыс. мпр

      34,3–110,0 (64,2)

      * Значения показателя: приведены минимальные и максимальные значения, в скобках – средние значения.

      Примечание – Сокращенные обозначения единиц измерения нормы расхода:

      • м3/БУ – метров кубических на буровую установку;

      • т/БУ – тонн на буровую установку;

      • м2/БУ – квадратных метров на буровую установку;

      • т у.т./БУ – тонн условного топлива на буровую установку;

      • кг у.т./мпр – килограммов условного топлива на метр проходки;

      • м/тыс. мпр – метров на тысячу метров проходки.


    2. Нормативы образования отходов с применением ресурсосберегающих технологий очистки буровых сточных вод и отработанного бурового раствора

      1. Безамбарная ресурсосберегающая технология размещения отходов бурения Технология характеризуется четырехступенчатой системой очистки БСВ и ОБР, вклю-

        чающей вибрационные сита, пескоотделитель, илоотделитель, центрифугу, что позволяет полностью отделить твердую часть отхода от жидкой и получить твердый отход (фугат) плотностью от 2000 до 2600 кг/м3 и влажностью не более 70 % в соответствии с CТО Газпром 2-3.2-198.


        39

        Выделенную из отхода воду практически полностью используют в оборотном водоснабжении, что определяет общее снижение объемов образования отходов.

        Коэффициент снижения объема отходов зависит:

        • от типа применяемых буровых растворов;

        • степени очистки жидкой части отхода;

        • увеличения объемов БР в процессе его наработки. Пример – При бурении используется БР следующего состава: глинопорошок – 100 кг/м3;

        утяжелитель – 200 кг/м3;

        известь – 30 кг/м3.

        Следовательно, исходный БР содержит 330 кг твердой фазы и 670 кг воды. При условии, что наработка БР увеличивается на 10 % за счет илистой фракции, твердая фаза ОБР увеличится еще на 33 кг и составит 363 кг, а водная составляющая останется прежней ~ 670 кг.

        В системе очистки предусмотрено получение в конечном счете фугата с влажностью 70 %.

        При такой влажности фугата содержание воды в нем составит в соответствии с пропорцией:

        100 кг – 70 кг воды; 363 кг – х.

        image

        х= 36370 = 254,1 кг.

        100


        Остальная вода (670 кг – 254,1 кг = 415,9 кг или 62 % от исходного объема) будет использована в системе оборотного водоснабжения.

        В этом случае коэффициент объема образования жидких отходов будет равен 0,62, и его необходимо вводить в формулу расчета образования объемов БСВ и ОБР без использования ресурсосберегающих технологий.

        В зависимости от типа БР и характера его наработки при бурении глинистых пород принимают для данной технологии очистки коэффициенты снижения объемов образования жидких отходов в пределах от 0,50 до 0,65.

      2. Малоотходная технология

Технология амбарного размещения отходов включает сбор и утилизацию воды, выделяющейся из общего объема отхода в результате отстаивания при внесении (или без внесения) коагулянтов и флокулянтов. По мере самоуплотнения загущенная шламовая масса медленно отдает воду, объем которой составляет не более 20 % – 30 %. Соответственно, коэффициент снижения нормативов образования отходов составляет от 0,2 до 0,3 к объемам, рассчитанным для технологий без ресурсосбережения.


40

    1. Нормативы образования отходов производства при капитальном ремонте скважин

      1. Расчет объемов образования отходов технологических жидкостей

        Решение о возможности повторного использования отработанных технологических жидкостей КРС должны принимать производственно-технологические отделы организации по результатам лабораторных и технических анализов.

        Расчет объемов отработанных технологических жидкостей, образующихся после проведения работ по КРС, выполняют с учетом исходных объемов технологических жидкостей, а также возможных потерь в технологическом цикле.

        В общем виде объем отработанных технологических жидкостей (отходов) Vотх, м3, определяют по формуле


        Vотх Vисх Vпот,

        (22)


        где Vисх – исходный объем жидкости, использованной при проведении работ по КРС, м3;

        Vпот – суммарные потери жидкости в технологическом цикле, м3.

        Ниже приведены методы расчета необходимых объемов технологических жидкостей при выполнении различных операций по КРС.

      2. Определение объема жидкостей для глушения скважины

        Объем рабочей жидкости Vж, м3, необходимый для глушения скважины (кроме пеноэмульсий), определяют по формуле


        в п

        ж КП к п

        (23)

        V (V НКТ V

        V )K з K ,


        НКТ

        где V в

        • внутренний объем эксплуатационной колонны, м3;

          VКП – объем заколонного пространства, м3;

          Vк – объем каверн, образующихся после кислотной обработки, проводки, м3;

          K п

          з – коэффициент, учитывающий запас жидкости на возможные поглощения, равный 2,0; определяют на основании фактических данных по месторождениям в соответствии с

          СТО Газпром РД 2.1-140 и ПБ 08-624-03 [23];

          Kп – коэффициент, учитывающий потери при приготовлении и закачке жидкости для глушения скважины; составляет от 1,03 до 1,08.


          41

          Объем Vж, м3, пеноэмульсий с буферной жидкостью, применяемой в условиях аномально низкого пластового давления, определяют по формуле


          з п

          Vж (V п Vтр V м)K п K ,

          (24)


          где Vп – необходимый объем ПОЖ, м3;

          Vтр – объем буферной жидкости трубного пространства, м3;

          Vм – объем буферной жидкости, закачиваемой в межтрубное пространство, м3.

          Объем рабочей ПОЖ Vп, м3, определяют по формуле в соответствии с Временной инструкцией [24]

          106 (0,5 0,7)P q

          Vп


          где Pпл – пластовое давление, МПа;

          ж – плотность ПОЖ, кг/м3;

          g ж

          image

          пл 1 Vз,

          (25)

          q1 – внутренний объем одного погонного метра эксплуатационной колонны, м3/м;

          Vз – объем зумпфа, м3;

          g – ускорение свободного падения, м/с2.

          Объем буферной жидкости Vм, м3, который должен создавать гидростатическое давление над столбом ПОЖ, равное 0,7–0,5 от величины пластового, в трубном пространстве НКТ для предотвращения упругого расширения и перелива пены определяют по формуле

          106 (0,7 0,5)P q

          Vм

          g б

          image

          пл 2 ,

          (26)


          где q2 – объем одного метра межтрубного пространства, м3/м;

          б – плотность буферной жидкости, кг/м3.

          Объем буферной жидкости Vм, м3, закачиваемой в межтрубное пространство, определяют по формуле

          106 (0,7 0,5)P q

          Vм

          g б

          image

          пл 3 ,

          (27)


          где q3 – объем одного метра межтрубного пространства, м3/м.

      3. Определение объема жидкости для кислотной обработки призабойной зоны Кислотную обработку проводят по разработанным планам и регламентам на выполне-

        ние работ, в которых отражаются:

          • конструктивные особенности скважины;

          • текущее состояние скважины;


            42

          • подготовка скважины к обработке (очистка ствола скважины, ликвидация песчаной пробки, определение гидродинамического состояния скважины);

          • техника и условия закачки кислотного раствора в скважину.

            При кислотной обработке необходимый объем кислоты V, м3, ориентировочно определяют по формуле

            image

            V m D2 H K ,

            4 п


            (28)


            где m – средневзвешенная пористость породы (15 %);

            D – диаметр призабойной зоны, в которую необходимо закачать кислоту, м;

            H – мощность пласта, м;

            Кп – коэффициент поглощения жидкости.

            При отсутствии расчетных величин, указанных в формулах, следует планировать расходы кислотных жидкостей в объемах от 0,4 до 1,0 м3 на 1 м мощности обрабатываемого пласта для слабопроницаемых пород с малыми начальными дебитами скважин и от 1,0 до 2,5 м3 на 1 м мощности обрабатываемого пласта для скважин с высоким начальным дебитом; для трещиноватых коллекторов – до 5 м3 на 1 м мощности обрабатываемого пласта.

            Объем продавочной жидкости Vп, м3, при кислотной обработке под давлением определяют по формуле


            Vп (VНКТ Vобв Vк )1,2,

            (29)


            где VНКТ – объем колонны НКТ, м3;

            Vобв – объем обвязки на устье, м3;

            Vк – объем каверн, образующихся при кислотной обработке, проводке, м3; 1,2 – коэффициент запаса продавочной жидкости.

      4. Определение объема тампонажного раствора

        Определение объема тампонажного раствора проводят в соответствии с РД 39-00147001767-2000 [25].


        43

        Объем тампонажного раствора Vц, м3, и продавочной жидкости Vп, м3, определяют по формулам


        image

        V H D2 V (0,02 C C C );

        ц 4 з 1 2 3

        (30)

        Vп Vз

        image

        V

        з H Vз (C1 C3 ) Vб2,

        (31)

        lз

        где Vз – объем заливочных труб, м3;

        D – осредненный диаметр скважины в интервале установки цементировочного моста;

        С1 – коэффициент потерь тампонажного раствора на стенках труб;

        С2, С3 – коэффициенты потерь тампонажного раствора на смешивание с контактирующими жидкостями соответственно на нижней и верхней границах;

        С1 = С3 = 0 – при применении верхней продавочной пробки;

        H – проектная высота цементного моста, м;

        lз – длина заливочных труб, м;

        Vб2 – объем второй порции буферной жидкости, определяют по формуле

        d 2

        Vб2 Vб1

        image

        1 ,

        2

        D2 d 2

        (32)


        где Vб1 – объем первой порции буферной жидкости, м3, определяемый по формуле


        Vб1 C4 Vз 0,785C5 D2 H ,


        (33)


        где C4, C5 – коэффициенты потерь буферной жидкости при ее движении по заливочным трубам и затрубному пространству;

        d1, d2 – внутренний и наружный диаметры заливочных труб, м. Величины С представлены в таблице 7.3.

        Таблица 7.3 – Значения коэффициентов С1С5

        Показатель

        Обозначения

        Для бурильных труб

        Для насоснокомпрессорных труб

        Потери цементного раствора:

        на стенках труб

        С1

        0,01

        первой границе

        С2

        0,02

        0,01

        второй границе

        С3

        0,02

        0,02

        Потери буферной жидкости:

        в заливочной колонне

        С4

        0,02

        0,02

        кольцевом пространстве

        С5

        0,40

        0,40


        44

      5. Определение объема промывочной жидкости для удаления песчаных пробок

        При расчетах объема промывочной жидкости для ликвидации глинисто-песчаных пробок промывкой скважин необходимо руководствоваться следующим:

          • при промывке водой, раствором соли, жидкостью глушения, углеводородной жидкостью объем рабочей жидкости должен быть не менее трех объемов скважины;

          • промывке аэрированной жидкостью, пенами – не менее двух объемов скважины;

          • замкнутой системе промывки скважины, которую обеспечивает использование колтюбинговой установки или циркуляционная система установки КРС, – полтора объема скважины.

            Объем скважины определяют по формуле расчета геометрического объема.

            При удалении песчаных пробок из скважины выходят отработанные жидкости в объемах исходных за минусом технологических потерь и твердый отход в виде песка и глины, содержащихся в пробке. Объем содержимого пробки Vпг, м3, определяют по формуле

             D2

            Vпг

            image

            h,

            4

            (34)


            где D – диаметр труб, забитых пробкой, м;

            h – высота песчано-глинистой пробки, м.

            Массу промытой песчано-глинистой пробки определяют умножением ее объема на плотность (ориентировочно от 1,8 до 2,0 т/м3).

      6. Определение объема жидкости для освоения скважин пенами

        Освоение скважин производят с целью вызова притока газа после проведения ремонтных работ.

        Существуют следующие способы проведения работ по освоению скважин:

          • замена жидкости большей плотности на меньшую;

          • снижение уровня в скважине с помощью компрессора или подача газа из другой скважины;

          • приготовление пены;

          • замена жидкости глушения на пену.

        В условиях низких пластовых давлений и больших глубин наиболее эффективным является освоение скважин пеной.

        Объем приготавливаемой для освоения скважин пены V, м3, определяют по формуле


        V Vэ Vт Vв,

        (35)


        где Vэ – объем эксплуатационной колонны за вычетом объема труб НКТ;


        45

        Vт – объем трубопроводов обвязки от емкости приготовления пены до скважины;

        Vв – объем пены, остающейся в емкости ее приготовления (от 3 % до 5 % объема приготавливаемой пены).

        Освоение скважин проводят в соответствии с СТО Газпром 2-3.3-119.

      7. Определение объема смолы, цемента или цементно-песчаного раствора для крепления призабойной зоны скважин

        Объем смолы или цементно-песчаного раствора для крепления V, м3, определяют по формуле

        V (D2 D2 )h m,


        (36)

        image

        4 н


        где D – диаметр закрепляемой зоны, м;

        Dн – наружный диаметр эксплуатационной колонны, м;

        h – эффективная толщина пласта, м;

        m – пористость закрепляемой зоны, ед.

        Объем продавочной жидкости Vп, м3, необходимой для продавливания закрепляющего состава в пласт, определяют по формуле


        п ф

        V [d 2 L D2 (L L)],


        (37)

        image

        4 в в


        где dв – внутренний диаметр НКТ, м;

        Dв – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

        L – глубина спуска НКТ, м;

        Lф – глубина скважины до нижних отверстий фильтра, м.

      8. Определение объема технологической жидкости для удаления жидкости из скважин и интенсификации притока флюидов

        Объем скопившейся на забое пластовой жидкости Vж, м3, подлежащей удалению, определяют по формуле


        ж К сж

        V d 2 h ,

        (38)

        image

        4 вЭ


        где hсж – высота столба жидкости в скважине, м, определяемая с помощью методов ГИСконтроля;

        d 2

        вЭК – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.


        46

        Удаление жидкости с помощью твердых стержней пенообразователей требует проведения подготовительных работ:

        • выбора скважины для ввода пенообразователя по текущим данным эксплуатации скважины;

        • определения минерализации и компонентного состава удаляемой воды;

        • проведения лабораторных и стендовых исследований по подбору наиболее эффективного для конкретных условий ПАВ;

        • расчета количества стержней пенообразователя с различной скоростью растворения;

        • остановки скважины;

        • монтажа лубрикатора и ввода через лубрикатор в НКТ последовательно на забой необходимого количества стержней твердого пенообразователя;

        • запуска скважины в шлейф или амбар.

      9. Определение объема реагентов для борьбы с асфальто-смолистыми и парафиновыми отложениями

Для удаления отложений растворитель закачивают в скважину в интервал обработки по затрубному пространству или через НКТ. Объем растворителя составляет от 3 до 30 м3 в зависимости от условий и цели обработки. При обработке призабойной зоны для очистки от парафина расход реагента составляет от 1 до 5 м3 на 1 м толщины обрабатываемого пласта. Продолжительность реагирования – от 3 до 24 ч.

Возможный объем АСПО V, м3, образовавшихся на внутренней поверхности НКТ, определяют по формуле


V   DвНКТ h (DвНКТ d),

(39)


где h – высота загрязненного участка труб, м;

DвНКТ – внутренний диаметр НКТ, м;

d – проходное сечение НКТ в интервале отложения АСПО.

Для определения массы АСПО необходимо перемножить величину объема на плотность отхода.

    1. Показатели потерь объемов технологических жидкостей на скважинах

      Операции с технологическими жидкостями на скважинах, как правило, связаны с потерями определенного их объема, в результате чего выходящие из скважины отработанные технологические жидкости по объемам не совпадают с объемами первоначально приготовленных



      47

      растворов. Это обстоятельство учитывают во многих расчетных формулах введением различных коэффициентов на потери технологических жидкостей с названиями:

      • коэффициент запаса потерь жидкости;

      • коэффициент запаса жидкости на поглощение;

      • коэффициент потерь;

      • коэффициент потерь при приготовлении и закачке жидкости в соответствии с ПБ 8-624-03 [23].

        Величина коэффициентов зависит от технологии выполнения работ, надежности оборудования, свойства пород на месторождении и является величиной региональной, которая определяется на основе статистических исследований по месторождениям.

        Для приближенных расчетов потерь технологических жидкостей при выполнении работ по КРС принимают следующие величины:

      • потери в технологической цепи, возникающие при приготовлении жидкостей, их транспортировании к скважине, закачке в скважину (потери составляют от 5 % до 10 % от общего объема жидкости);

      • потери на поглощение, обусловленные непосредственным контактом технологических жидкостей с породами на забое скважины или утечками при нарушении герметичности скважины.

        Потери зависят от фильтрационной способности пород и составляют:

      • для сильнофильтрующихся грунтов – от 25 % до 50 %;

      • среднеи слабофильтрующихся грунтов – от 10 % до 20 %.


    2. Определение массы исходных и отработанных технологических жидкостей

Массу технологических жидкостей mж, т, определяют по формуле


mж Vж ж,

(40)


где Vж – объем рабочей жидкости, м3;

ж – плотность рабочей жидкости, кг/м3.

Плотность растворов определяют с помощью ареометров, обеспеченных стандартной шкалой плотностей, или с помощью пикнометров – стеклянных узкогорлых колб – путем



48

взвешивания точных объемов дистиллированной воды в пикнометре и такого же объема технологической жидкости в нем. Плотность раствора , кг/м3, определяют по формуле

Рпр Рп

image

 ,

Vп


(41)


где Рпр – масса пикнометра с раствором, г;

Рп – масса пустого пикнометра, г;

Vп – объем пикнометра, см3.

Значения плотности отдельных растворов, применяемых при бурении и КРС, приведены в приложении Е.


  1. Способы обезвреживания и утилизации отходов производства при бурении и капитальном ремонте скважин


    1. Способы обезвреживания и утилизации отходов производства при бурении и отработанных технологических жидкостей при капитальном ремонте скважин

      1. Способы обезвреживания и утилизации отходов производства при бурении скважин Способы обезвреживания и утилизации отходов производства при бурении скважин

        разделяют:

        • на ликвидационные (для решения производственных и санитарно-гигиенических задач);

        • утилизационные (для решения экономических задач – использования вторичных ресурсов);

        • по технологическому принципу: механические, физические, термические, химические, биологические и смешанные, в том числе физико-химические.

          Выбор способа определяют критериями оценки технологических показателей:

        • экологической безопасности сбора, транспортировки, технологии обезвреживания, накопления, хранения, а также экологической безопасности размещения обезвреженных отходов или их компонентов;

        • обеспечения нормативных показателей по выбросам и сбросам ЗВ в ОС за счет наличия систем очистки, утилизации ОБР, БШ и БСВ;

        • эффективности технологических и экономических решений (производительность установок, ресурс работы, коэффициент использования энергоносителей, применяемых в технологии, и др.).

        На месторождениях ОАО «Газпром» в настоящее время применяют традиционную амбарную и безамбарную технологии строительства скважин в соответствии с таблицей 8.1.



        49

        Таблица 8.1 – Использование амбарных и безамбарных технологий строительства скважин на месторождениях ОАО «Газпром»

        Регион

        Амбарная

        Безамбарная

        Оренбургская область

        +

        +

        Республика Коми, Ухта

        +

        +

        ЯНАО (Бованенковское НГКМ)

        +

        Краснодарский край

        +

        Красноярский край

        +

        ЯНАО (Уренгойское НГКМ)

        +

        Астраханская область

        +


      2. Обращение с буровыми сточными водами

        Сбор, обезвреживание и утилизацию технологических отходов производства при бурении скважин следует проводить раздельно для жидкой и твердой фаз отходов.

        Очистку и обезвреживание БСВ и других категорий загрязненных вод следует осуществлять способами, эффективность и возможность применения которых в технологических работах по бурению и КРС подтверждена технико-экономическими показателями.

        При утилизации БСВ следует применять полностью или частично замкнутый цикл водообеспечения БУ, в основе которого – максимально возможное вовлечение БСВ в систему оборотного водоснабжения для технических нужд бурения.

        Качество очищенных БСВ должно соответствовать требованиям, предъявляемым к водам, используемым в соответствующих технологических циклах.

        БСВ используют в оборотном водоснабжении БУ:

        • для промывки механизмов системы очистки и регенерации ОБР;

        • промывки бурильного инструмента при выполнении спуско-подъемных операций;

        • промывки оборудования и рабочих площадок буровой, насосной и желобной систем;

        • охлаждения штоков буровых насосов;

        • приготовления БР;

        • приготовления тампонажных растворов и буферных жидкостей при цементировании скважин;

        • опрессовки обсадных труб.

      3. Параметры очистки буровых сточных вод

        При обращении с БСВ должны применяться эффективные методы очистки до параметров, позволяющих:

        • повторное использование в технологических работах по бурению и КРС;

        • подземное захоронение в поглощающие горизонты.


          50

      4. Выбор метода очистки буровых сточных вод

        Специфика состава БСВ и их объем являются определяющими факторами при выборе методов очистки. Примеси, содержащиеся в воде, условно разделяют на четыре основные группы:

        • взвеси в виде тонкодисперсных суспензий и эмульсий (группа 1);

        • коллоидные и высокомолекулярные соединения (группа 2);

        • растворимые органические соединения и газы (группа 3);

        • растворимые минеральные соли (группа 4).

      5. Очистка буровых сточных вод и других категорий загрязненных вод

        1. Седиментация

          Седиментация – метод удаления из БСВ веществ первой группы, в результате чего происходит осаждение взвешенных частиц под действием сил гравитации. Простое осаждение частиц из БСВ обеспечивает частичное удаление из воды грубодисперсного материала и требует значительных временных затрат.

        2. Фильтрование через пористые среды

          Метод очистки БСВ характеризуется низкой производительностью и громоздкостью.

        3. Извлечение из БСВ твердых частиц с помощью центробежных сил Производительность очистки БСВ значительно увеличивается при использовании ци-

          клонов и центрифуг. Применение гидроциклонов в практике строительства скважин обеспечивает эффективность очистки БСВ до 30 % с отделением достаточно крупных частиц диаметром более 15–20 мкм. Для удаления основной массы загрязнителей, остающейся в растворах, необходимы другие способы очистки.

        4. Физико-химические методы

          Очистку БСВ от коллоидных и высокомолекулярных соединений производят путем введения в растворы химических реагентов, обеспечивающих коагуляцию коллоидальных частиц с образованием хлопьевидной массы, которая затем выпадает в осадок и удаляется с применением специального оборудования: фильтров, тонкослойных отстойников и т.д.

          Очистку БСВ коагулянтами и флокулянтами производят при их значительном загрязнении, когда очистка только коагулянтами не дает достаточного эффекта. Совместное применение коагулянтов и флокулянтов повышает качество очистки.

          Электрокоагуляция как разновидность методов коагуляции основана на действии адсорбционно-активных гидроокисей, генерированных электрическим током. Вследствие универсальности метода, простоты аппаратурного исполнения и высокой производительности следует применять его в практике очистки БСВ группы 3, содержащих нефть и нефтепродукты.


          51

        5. Микробиологическая очистка

          Способ следует применять для очистки нефтезагрязненных БСВ. Очистка основана на способности некоторых микроорганизмов извлекать из воды органические вещества различного генезиса для своей жизнедеятельности.

        6. Мембранный, ионно-обменный, гидротехнический и термический методы Методы следует применять для очистки БСВ группы 4 со значительным содержанием

водорастворимых солей. Методы основаны:

  • мембранный – на применении процессов электродиализа и обратного осмоса;

  • ионного обмена – на извлечении из минерализованных вод катионов и анионов;

  • гидротехнический – на использовании приемов разбавления и испарения вод;

  • термический – на очистке СВ дистилляцией в специальных установках.

        1. Утилизация отработанного бурового раствора и бурового шлама

          1. Направления утилизации отработанного бурового раствора и бурового шлама При выборе способа утилизации и обезвреживания ОБР основными показателями

            являются:

  • степень загрязнения ОБР;

  • агрегатное состояние.

    Способы утилизации и обезвреживания ОБР и БШ по основным направлениям использования – повторное использование в технологическом цикле, использование в качестве строительного материала или вмещающего грунта при засыпке карьерных выработок и дорог, придание твердому остатку ОБР качества плодородного субстрата – представлены в таблице 8.2.

          1. Подземное захоронение отходов бурения в поглощающие горизонты Подземное захоронение ОБР и БШ в поглощающие горизонты выполняют в соответ-

    ствии с СТО Газпром 18 на специализированных полигонах, представляющих собой комплекс наземных и подземных сооружений для обезвреживания, переработки и изоляции от окружающей среды твердых и жидких отходов, образующихся в процессе разведки недр, добычи и производства топлива из углеводородсодержащего жидкого и газового природного сырья.

    Полигоны сооружают в следующих горно-геологических условиях:

  • в водоносных горизонтах, в выработанных газовых (газоконденсатных) нефтяных залежах или непосредственно в эксплуатируемой залежи;

  • изолированном поглощающем горизонте, расположенном над/под залежью или далеко за ее пределами;


52


СТО Газпром 2-3.2-532-2011

53

Таблица 8.2 – Способы утилизации и обезвреживания отходов бурения по основным направлениям использования продукта


Вид ОБ

Способ обезвреживания и утилизации ОБ

Получаемый продукт

Свойства продукта

Применение продукта

Примечание

ОБР

(отработанный глинистый БР с плотностью до 1,20 г/см3)

Регенерация активных компонентов ОБР (бентонитовая глина)


Глинопорошок


Повышает качество цементирования скважин

Цементирование скважин. Приготовление глинистых буровых растворов

ОБР

(с содержанием глины бентонитовой

в концентрации от 3 % до 20 %; утяжелителя (барит) – от

5 % до 50 % и реагентов – регуляторов реологических свойств (УЩР, КМЦ, ССБ)


Вторичное использование в качестве добавки к сырьевой строительной смеси для приготовления кирпича и керамзита (из 1 м3 ОБР получают до 1,4–1,5 м3 керамзита)


Глинистый кирпич и керамзит

Качество кирпича: повышенная трещиностойкость, сниженная температура обжига. Качество керамзита: низкая насыпная плотность, высокая прочность и пористость с преобладанием фракций размером

от 5–10 до 10–20 мм


Строительный материал


ОБР

(допускается содержание нефтепродуктов (дизтоплива)

и утяжелителей)


Связывание состава


Продукт для крепления скважин

Хорошая совместимость с БР. Повышение качества сцепления тампонажного камня

с породами интервала цементирования и обсадной колонной.

Отсутствие усадки повышающего прочность тампонажного камня


Основной тампонажный материал.

Добавка к известным тампонажным материалам

Снижение расхода тампонажных спеццементов. Простота приготовления материалов и использование оборудования буровой для их приготовления. Легкость контроля сроков схватывания путем использования замедлителей


СТО Газпром 2-3.2-532-2011

54

Продолжение таблицы 8.2


Вид ОБ

Способ обезвреживания и утилизации ОБ

Получаемый продукт

Свойства продукта

Применение продукта

Примечание


ОБР

Обезвреживание (детоксикация) с помощью:

  • модифицированного торфа моховой груп-

  • оксида кальция безводного для получения рН водной вытяжки почвогрунта 6,2–6,8 ед.;

  • фосфорсодержащих удобрений

пы с водопоглощающей способностью не менее 600 % масс.;


Искусственный почвогрунт


Почвогрунт обеспечен элементами питания, имеет нормативные показатели ЗВ


Восстановление деградированных земель; пригоден под запашку



ОБР

(глинистые, нетоксичные)


Связывание глинистым комплексом разрозненных частиц почв


Глинистый комплекс

При высыхании ГБР – увеличение содержания водопрочных структурных агрегатов в почвах

Предотвращение эрозионных процессов при нанесении на поверхность песчаных почв



ОБР

(IV класс опасности)


Добавление ОБР при нанесении полимерных, грунтополимерных пен на дно и боковые поверхности амбаров


Гидроизоляционный материал

Улучшение прочностных и гидроизоляционных свойств дна и боковых стенок амбаров. Отсутствие миграции компонентов за пределы амбаров


Создание противофильтрационных экранов.

Применение в соответствии с требованиями СНиП 2.01.28-85 [26]


БШ

Отверждение шламовой массы засыпкой минеральным грунтом, двойным суперфосфатом с карбамидной смолой в соотношении 1:1 при содержании отверждающих компонентов от 5 % до 25 % от массы отхода


Отвержденная масса

Показатель прочности отвержденной массы – 0,43 МПа, при котором ЗВ в массе прочно связываются; нефтепродукты после выдержки отвержденного образца в воде в течение 2, 7 и 14 сут отсутствуют


Рекультивация карьеров, отсыпка дорог


СТО Газпром 2-3.2-532-2011

55

Продолжение таблицы 8.2


Вид ОБ

Способ обезвреживания и утилизации ОБ

Получаемый продукт

Свойства продукта

Применение продукта

Примечание


ОБР и БШ


Обезвоживание смеси ОБР и БШ


Гидроизолирующий материал

Кольматация и прекращение фильтрации жидкой фазы на различных типах грунтов. Отсутствие миграции компонентов ОБ за пределы амбаров


Создание противофильтрационных экранов


ОБР и БШ нетоксичные

Обезвреживание ОБР и БШ их добавкой к удобряющим компостам и мелиорантам


Обезвреженный БШ


Рекультивация шламовых амбаров и территорий буровых



ОБР и БШ

токсичные


Обезвреживание (детоксикация) с помощью ГМК

Получение из БСВ и ОБР ГММ в виде текучего геля, удобного для внесе-

ния в нарушенные земли, а из БШ – мелиоранта в виде раздельнозернистой сыпучей массы


Снижение или устранение токсичности ОБ; улучшение водновоздушного режима почвы; образование агрономически ценных почвенных агрегатов


Применение продукта:

  • для восстановления свойств и функций нарушенного почвенного покрова;

  • защиты почвы от водной и ветровой эрозии


Комплексное решение проблемы утилизации ОБ


ОБ

Совместное захоронение в подземных резервуарах на глубинах, исключающих контакт с земной поверхностью

Промерзание жидких отходов и переход их в твердомерзлое состояние


Применение в условиях распространения многолетнемерзлых осадочных пород значительной мощности


Разработка ООО «Подземгазпром» и ООО «Газпром добыча Надым»


ОБ


Отверждение ОБ с использованием реагента


Гранулированный строительный материал

Выдерживает объемное давление до 5 МПа без заметного разрушения, многократное циклическое замораживание, воздействие агрессивной среды

Для общестроительных земляных работ на производственных или вспомогательных объектах инфраструктуры месторождения рекультивации выработанных карьеров грунта


Установки обезвреживания в мобильном и стационарном исполнении. Разработка ООО «Сервисный центр СБМ»


СТО Газпром 2-3.2-532-2011

56

Окончание таблицы 8.2


Вид ОБ

Способ обезвреживания и утилизации ОБ

Получаемый продукт

Свойства продукта

Применение продукта

Примечание


ОБ

(соленасыщенные, УВ-содержащие БР и БШ)

Капсулирование с добавлением от 10 % до

30 % препарата, изготавливаемого на основе гидрофобизированной извести


Гранулированный мелкодисперсный порошок


Гидрофобный. Безопасный для ОС


Рекультивация карьерных выработок;

подсыпка дорог


ОБ

(УВ-содержащие)

Капсулирование и смешивание на специализированной установке с использованием извести строительной и ПАВ


Мелкодисперсный гранулированный порошок


Гидрофобный. Морозостойкий

Строительство дорог, в качестве первичного полотна, приготовление асфальтобетонной смеси.

Продукт применим в условиях Крайнего Севера

Установки обезвреживания в мобильном и стационарном исполнении. Разработка ООО «Газпром ВНИИГАЗ»


ОБ


Отверждение цементом, песком


Строительный материал


Гидрофобный. Морозостойкий

Сооружение насыпных оснований, дорожных покрытий при обустройстве объектов месторождений. Отсыпка кустовых площадок, укрепление откосов. Строительство амбаров.

Приготовление почвогрунта на основе отвержденного БШ


Разработка ООО НПП

«Союзгазтехнология»


ОБ

(жидкие и твердые)


Обработка ОБ модифицированным отверждающим составом (песок, цемент, сорбент)


Строительный материал


Морозостойкий

Отсыпка кустовых площадок, строительство амбаров.

Подстилающий слой для отсыпки дорог.

Сооружение основания полотна автомобильных дорог без твердого покрытия.

Для выравнивания рельефа местности


Разработка научнопроизводственного объединения ЗАО «ПолигонЛТД» (Санкт-Петербург)

  • гидравлически изолированном от залежи УВ горизонте или имеющем с ней совершенную сообщаемость;

  • терригенном или карбонатном коллекторе.

    В течение всего проектного срока захоронения должны соблюдаться следующие условия:

  • поглощающий горизонт должен быть перекрыт надежной изолирующей покрышкой;

  • поглощающий горизонт должен обладать достаточно высокими фильтрационноемкостными свойствами для приема проектных объемов захораниваемых жидких отходов производства при бурении;

  • жидкие отходы производства при бурении должны быть локализованы в пределах установленных границ горного отвода;

  • взаимодействие жидких отходов производства при бурении скважин с пластовыми водами и породами поглощающего горизонта должно исключать необратимое снижение фильтрационных свойств поглощающего горизонта и нарушение устойчивости призабойной зоны; при установленной несовместимости определяют меры необходимой подготовки жидких отходов производства при бурении перед их захоронением.

        1. Очистка почв и загрязненных территорий микробиологическим и сорбционным методами

          1. Микробиологическая очистка загрязненных территорий от нефтепродуктов

            Для борьбы с загрязнением почв нефтепродуктами и химреагентами, происходящим в процессе бурения за счет сорбции почвами и породами углеводородных компонентов БР, используют:

  • композиции на основе микроорганизмов, входящих в состав отечественных биопрепаратов: «Путидойл» (ЗапСибНиГНи), «Биоприн» (ВНИИСинтезбелок, предприятие «Новые технологии») и «Деворойл» (Институт микробиологии, предприятие «Биохимпром»), переименованный в «Петроклинер»;

  • технологию очистки почв с использованием биореакторов (ферментеров), искусственно вносимых в почву микроорганизмов в свободном или связанном виде в более высоких концентрациях, чем они содержатся в почве, с применением носителей (активированный уголь, цеолит, силикагель);

  • способы очистки от нефтяных загрязнений на основе культуры Pseudomonas и с помощью наиболее известного биопрепарата «Парабан» (США);

  • способ ликвидации углеводородных загрязнений почв и водных объектов, утилизации нефтяных шламов в экстремальных климатических условиях с применением нового препаратабиодеструктора «БИОРОС» (на основе культуры микроорганизмов – дрожжей Candida и бак-


    57

    терий Rhodococcus) для температурного интервала от 5 С до 45 С, выпускаемого ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в соответствии с ТУ 9291-139-31323949-2008 [27].

          1. Использование сорбентов для ликвидации последствий разливов нефтепродуктов При использовании сорбента для ликвидации последствий разливов нефтепродуктов

    определяют способ утилизации отработанного сорбента:

  • сорбенты, требующие утилизации, перерабатывают как отходы класса опасности III;

  • сорбенты, не требующие утилизации (абсорбент, производимый из канадского сфагнового мохового торфа под торговой маркой Spill-sorb|natural sorb, – натуральный органический неядовитый поглотитель, обладающий естественной способностью к биоразложению поглощенных углеводородов, что позволяет оставлять использованный абсорбент на грунте).

      1. Экологически эффективные технологии размещения, обезвреживания и утилизации отходов производства при бурении и капитальном ремонте скважин

        1. Основные направления работ по созданию экологически эффективных технологий Основные направления работ по созданию экологически эффективных малоотходных технологий включают разработку технологических схем и технических средств по утилизации,

          захоронению твердых и жидких отходов производства при бурении и КРС.

        2. Амбарная технология бурения и утилизации отходов производства при бурении и капитальном ремонте скважин

          Технология предназначена для применения на территориях, не представляющих особой экологической значимости (бросовые земли; площади земель с низким плодородием; лесные территории, не покрытые лесом; пустынные и полупустынные территории с песчаными почвами и песками).

          Технология включает:

  • строительство амбаров (накопителей) для сбора ОБ с обязательным обеспечением их надежным гидроизоляционным покрытием для предотвращения фильтрации растворов;

  • очистку БСВ и ОБР до нормативов, позволяющих повторно их использовать, закачивать в пласт;

  • утилизацию БШ и осадка БСВ и ОБР в качестве строительных материалов, плодородного субстрата, закрепления подвижных песков, получения глинопорошка и др.;

  • отверждение (консолидацию) БШ и осадка БСВ и ОБР;

  • захоронение отвержденной массы в накопителях;

  • рекультивацию земель в соответствии со спецификой почвенно-климатической зоны территории.

Схема очистки БР при амбарном способе размещения представлена на рисунке 8.1.



58


image

СТО Газпром 2-3.2-532-2011

59

Рисунок 8.1 – Схема очистки бурового раствора при амбарном способе размещения отходов производства при бурении

Места расположения шламовых амбаров на рабочей площадке бурения, их габариты и объемы определяют на стадии проектирования.

При определении объемов амбаров необходимо исходить из возможности:

  • значительной наработки БР при разбуривании глинистых пород;

  • дополнительного наполнения амбаров технологическими растворами, пластовыми водами, флюидами при аварийных ситуациях;

  • нанесения на массу, подлежащую захоронению, потенциально плодородного и плодородного слоев в зависимости от характера почвенного покрова территории.

При строительстве накопителей на всех категориях грунтов при наличии в составе захораниваемых отходов жидкой фазы рекомендуется устройство противофильтрационных экранов в связи с тем, что практика строительства различных амбаров, элементов ирригационных систем показала неизбежность фильтрации растворов и их потерь на глубинную и боковую фильтрацию даже для тяжело глинистых пород.

При сооружении противофильтрационных экранов применяют глинистые породы с коэффициентом фильтрации не более 1·10-7 см/с, плотностью скелета пород в уплотненном состоянии не менее 1,6·103 кг/м3 (1,6 г/см3) или гидроизоляционные материалы по СТО Газпром 17, СТО Газпром 2-1.19-107 (геотекстильные маты BENTOMAT марки АSL 100, дорнит, полиэтиленовая пленка по ГОСТ 10354).

Из шламовых амбаров при совместном или раздельном сборе отходов производства при бурении скважин периодически откачивают отстоявшуюся жидкую фазу и собирают в специальную емкость для обработки ее методами реагентной коагуляции и флокуляции с целью повторного использования воды в системе оборотного водоснабжения, приведенной на рисунке 8.2.


image


image

Рисунок 8.2 – Схема очистки БСВ


60

Разновидностью способа отделения жидкой фазы является расслоение жидкой и твердой частей отходов непосредственно в амбарах. В этом случае в шламовый амбар вводят коагулянт, перемешивают всю массу цементировочным агрегатом и дают отстояться. Далее откачивают жидкую фазу в специальную емкость для дальнейшего использования в технологических целях.

Обезвреживание остающейся в накопителях отходов загущенной фазы осуществляют одним из приемлемых способов:

  • термической обработкой;

  • отмывкой загрязнителей (горячей технической водой);

  • гидрофобизацией массы;

  • консолидацией отходов;

  • добавлением гумоминеральных смесей.

    Консолидация отходов производства при бурении является наиболее приемлемым и экономически выгодным способом. Консолидацию осуществляют введением в загущенную массу при перемешивании специальных вяжущих веществ:

  • портландцемента;

  • жидкого стекла;

  • фосфогипса и других специальных добавок.

    После затвердевания масса отхода приобретает прочностные характеристики, водоустойчивость и удерживает в своем составе загрязнители различной природы.

    Технологическая схема для обработки отходов вяжущими составами должна включать:

  • узел подготовки отходов к обработке;

  • узел подготовки компонентов отверждающей смеси;

  • узел подачи шлама на обработку;

  • узел обработки (смешения) отходов с отвердителями;

  • узел транспорта обработанной массы;

  • накопитель отвержденной массы отходов.

    В технологическом цикле получения отвержденных отходов применяют следующее оборудование:

  • гидровакуумные смесители;

  • центробежные и поршневые насосы;

  • гидравлические и механические перемешиватели;

  • цементировочные агрегаты.

    После отверждения массы отходов амбар подлежит рекультивации в соответствии с рабочим проектом на строительство скважины.


    61

        1. Технология безамбарного бурения (размещения отходов производства при бурении и капитальном ремонте скважин)

          Технология безамбарного бурения обязательна при бурении и ремонте скважин на особо значимых в экологическом плане территориях:

  • водоохранных зон рек;

  • охранных зон природных заказников, заповедников;

  • зарезервированных на перспективу для организации особо охраняемых территорий;

  • водосборов водных источников, имеющих рыбохозяйственное и питьевое значение;

  • сельскохозяйственных угодий с высоким уровнем плодородия почв;

  • лесных земель с ценным породным составом древостоя;

  • участков с близким к поверхности уровнем грунтовых вод.

    Применение технологии при проведении буровых и ремонтных работ предусматривает:

  • отказ от строительства шламовых амбаров в естественных грунтах для сбора ОБ;

  • раздельный сбор отходов при проведении буровых работ по их видам и временное хранение на буровой в специальных контейнерах с последующим вывозом для ликвидации в специализированные организации и установки по переработке отходов или в амбары бурящихся скважин согласно проектным решениям в соответствии с СТО Газпром 2-1.19-107;

  • сбор отходов при проведении ремонтных работ в специальные емкости с последующим вывозом для утилизации, обезвреживания, ликвидации в специализированных организациях и установки по переработке отходов;

  • наличие на буровой при проведении буровых работ системы глубокой очистки БСВ и ОБР;

  • сокращение потребления технической воды за счет максимального использования оборотной системы водоснабжения для технологических нужд;

  • гидроизоляцию места установки блоков БУ (вышечно-лебедочного и насосного блоков, блока обезвоживания и нейтрализации ОБР, блока хранения химреагентов (на ширину блока с добавлением 3 м на каждую сторону), а также мест накопления и хранения отработанных технологических жидкостей КРС;

  • устройство гидроизолированной площадки сбора обезвоженного на центрифуге БШ при проведении буровых работ;

  • применение низкотоксичных и биоразлагаемых БР на основе углеводородов и синтетических жиров, обеспечивающих высокое качество вскрытия продуктивного пласта и промывки призабойной зоны;

  • обваловку при проведении буровых работ площадки бурения по периметру высотой 0,5 м и шириной по верху 0,5 м в соответствии с СТО Газпром 17;


    62

  • вывоз отходов с территории рабочей площадки специально оборудованным транспортом;

  • другие меры, обусловленные спецификой выполнения буровых и ремонтных работ в различных климатических зонах, направленные на минимизацию воздействия образующихся отходов на объекты ОС в соответствии с СТО Газпром 2-1.19-107.

    Основа безамбарной технологии бурения скважин – глубокая очистка БСВ для их повторного использования в технологическом цикле с применением четырехступенчатой очистки БСВ и ОБР:

  • на вибрационных ситах;

  • пескоотделителе;

  • илоотделителе;

  • центрифуге для отделения твердой фазы в соответствии с СТО Газпром 2-3.2-198. Очистку на вибрационных ситах выполняют для первичного разделения массы БСВ пу-

тем отделения непрочно связанной воды от твердой фазы (БШ) за счет действующих сил при встряхивании сит. Для эффективного разделения на ситах шламовой массы подбирают размеры ячей сит в зависимости от характера разбуриваемой породы. Размер ситовых ячей варьируют в диапазоне от 0,160,16 до 0,80,8 мм.

Очистку в пескои илоотделителях выполняют для разделения твердой и жидкой фаз отхода гравитационными силами, создаваемыми в аппаратах при их вращении. От шлама отделяется вода, более прочно связанная с основной массой шлама. Качество очистки в пескои илоотделителях регулируют путем подбора насадок диаметром от 16 до 25 мм и от 8 до 10 мм для пескои илоотделителей соответственно.

Снижение содержания твердой фазы для этого оборудования составляет от 25 % масс. до 40 % масс. Вода, очищенная в пескои илоотделителях, содержащая коллоиды, органические соединения, в большинстве случаев не пригодна для использования в оборотном водоснабжении.

Четвертая ступень очистки – центрифугирование – выполняют для практически полного отделения жидкой фазы отхода от твердой с выведением из раствора дополнительно до 10 % оставшихся коллоидов. После центрифугирования твердая фаза отхода представляет собой массу грунта плотностью от 2000 до 2600 кг/м3 и влажностью 70 %. Эта часть отхода может быть присоединена к БШ, собираемому в специальные контейнеры для дальнейшего вывоза на утилизацию. Схема циркуляции раствора системы безамбарного бурения представлена на рисунке 8.3.

Состав жидкой фазы отхода после центрифугирования определяют в аналитической лаборатории. При соответствии нормативам качества, приведенным в таблице 8.3, очищенную воду направляют в накопительную емкость для использования в технологическом цикле.


63


image

СТО Газпром 2-3.2-532-2011

64

Рисунок 8.3 – Схема циркуляции раствора в системе безамбарного бурения

Таблица 8.3 – Показатели качества воды для технологических нужд


Показатель качества очистки вод

Единица измерения

Значение показателя

Взвешенные вещества, не более

кг/м3 (мг/л)

0,02 (20)

Нефтепродукты, не более

кг/м3 (мг/л)

0,015 (15)

Водородный показатель (рН)

6,5–8,5

Общее солесодержание, не более

кг/м3 (мг/л)

2 (2000)

Хлориды, не более

кг/м3 (мг/л)

0,35 (350)

Сульфаты, не более

кг/м3 (мг/л)

0,5 (500)

Биохимическое потребление кислорода (полное), не более

кг/м3 (мг/л)

0,02 (20)

Химическое потребление кислорода

кг/м3 (мг/л)

0,035 (35)


В противном случае ее направляют на доочистку путем дополнительной обработки коагулянтами и флокулянтами.

Под воздействием коагулянта и флокулянта в очищаемой воде образуется осадок хлопьевидной массы, в котором сосредоточена большая часть загрязнителей, адсорбированных из воды. Отделенную от осадка воду используют для приготовления БР либо закачивают в нагнетательные скважины, либо после соответствующей обработки сбрасывают в гидрографическую сеть.

Для закачки ОБ в глубокозалегающие горизонты поглощаюших скважин используют экологически безопасные технологии утилизации отходов с учетом конкретных геолого-гидрологических, технических и технологических условий, соответствующих требованиям СТО Газпром РД 39-1.13-087, СТО Газпром 18, СТО Газпром 2-1.19-049, СТО Газпром 2-1.19-182, Р Газпром 2-1.19-256-2008 [28], СТО Газпром 2-1.19-225.

Сбор шлама осуществляют в инвентарный металлический контейнер, приведенный на рисунке 8.4, схема а), куда выведены лотки сброса шлама от вибросит, гидроциклонного пескоотделителя и центрифуг.

Осадок утилизируют совместно с БШ.

Наиболее эффективно технологию безамбарного бурения реализуют в комплексе со следующими звеньями:

  • проектирование схем расположения оборудования и систем приготовления и обработки БР для обеспечения практически замкнутого оборота воды и, следовательно, резкого сокращения водопотребления при бурении;

  • создание замкнутой циркуляции БР, исключающей образование технологических излишков БР;

  • утилизация БР и БШ, что исключает необходимость строительства шламовых амбаров на буровых площадках;

  • инженерное обеспечение работы оборудования по контролю содержания твердой фазы и обезвоживанию.


65


image



image image

image

image

image

image

image

image

image

image

а) безамбарная технология бурения; б) амбарная технология бурения

Рисунок 8.4 – Размещение отходов бурения


      1. В таблице 8.4 приведены преимущества безамбарного способа размещения ОБ и КРС по сравнительным особенностям традиционного амбарного и экологически щадящего безамбарного способов.


Таблица 8.4 – Характеристика амбарного и безамбарного способов размещения ОБ и КРС


Параметр оценки способа

Амбарный способ

Безамбарный способ

Возможный экологический риск

Источник негативного воздействия на все экосистемы окружающей среды

Экологически безопасный. Исключение нарушений и снижение воздействия на ОС

Рациональный по обращению с отходами


Применение способа

Не действенный при осуществлении работ по строительству скважин

на землях, имеющих статус

особо охраняемых (водоохранная зона, тундра и др.)


Обязателен при осуществлении работ по строительству скважин в экологически уязвимых районах

Сбор отходов

Соместный сбор отходов; возможен раздельный сбор

Раздельный сбор отходов, многоступенчатая система очистки БР


Сброс


В амбар

Сбор в контейнер с последующим организованным вывозом на автотранспорте, закачка в поглощающие горизонты


66

Окончание таблицы 8.4


Параметр оценки способа

Амбарный способ

Безамбарный способ


Размещение отходов


На территории кустовых площадок в шламовых амбарах

Безамбарный (в санкционированных местах размещения отходов вне рабочей площадки) в соответствии с принятой организационной схемой безамбарного бурения

Очистка загрязненного ОБР

Двух-, четырехступенчатая очистка

Двух-, четырехступенчатая очистка

Повторное водопотребление

Возможно повторное использование

Оборотная система водоснабжения, увеличение емкостного парка

Контроль за соблюдением природоохранных требований очистки


Физико-химический и токсикологический контроль


Физико-химический и токсикологический контроль

Землеотвод

Требуется землеотвод под амбары

Сокращение землеотвода под амбары

Состав отходов в шламовых амбарах

БСВ, БР, БШ (выбуренная порода), технологические жидкости

Количество образования отходов

Максимальные объемы образования отходов бурения

Максимальные объемы образования отходов бурения

Токсичность отходов

Разной степени (слабая сильная)

Разной степени (слабая сильная)

Материальные, технические и временные затраты

Затраты существенные, связанные со строительством, содержанием и рекультивацией амбаров

Затраты за счет перенастройки очистных сооружений при использовании разных типов БР, применяемых при проходке пластов


67


СТО Газпром 2-3.2-532-2011

68

Приложение А

(справочное)


Условия строительства скважин в различных регионах газодобычи


А.1 Условия строительства скважин в различных регионах газодобычи приведены в таблице А.1.

Таблица А.1 – Условия строительства скважин в различных регионах газодобычи


Месторождение; состав УВ-сырья

Климатические условия в регионе ведения буровых работ

Геологические условия: минералогический состав и тип пород, плотность пород (кг/см3)


Тип скважины

Опасные свойства пород. Наличие агрессивных сред


Оренбургское НГКМ: разведка газоконденсатной залежи


Климат – резко континентальный

Суглинки – 2100, песчаники – 2100–2300, глины – 2200–2300, доломиты – 2300,

соли с прослоями повышенной радиоактивности – 2300,

ангидриты – 2600–2680, известняки – 2600


Вертикальные, условногоризонтальные


H2S – 2 % – 6 %, CO2 – 1 % – 3 %,

радиоактивность, АВПД,

соленосные отложения

Краснодарский край


Восточнобеликовская и Крупская площади: природный газ, газоконденсат


Климат – умеренноконтинентальный

Пески, супеси – менее 2100, глины – 2670–2930, песчаники – 2600–2740, алевролиты – 2650–2830, мергель – 2700–2830, известняки – 2780–2810


Горизонтальнонаклонные и вертикальные


H2S, CO2, АВПД,

соленосные отложения

Красноярский край


Ильбокичская площадь: южная часть Сибирской платформы, в нижнем течении реки Ангары – нефть и газ


Климат – резко континентальный

Песчаники – 2000–2940, угли – 1230–1280, алевролиты – 2300–2500, аргиллиты – 2400–2600, доломиты – 2300–2800, известняки – 2600, мергели – 2700,

каменная соль – 2170–2200, долериты – 2950–3000


Вертикальные


АНПД


СТО Газпром 2-3.2-532-2011

69

Продолжение таблицы А.1


Месторождение; состав УВ-сырья

Климатические условия в регионе ведения буровых работ

Геологические условия: минералогический состав и тип пород, плотность пород (кг/см3)


Тип скважины

Опасные свойства пород. Наличие агрессивных сред


Абаканская площадь: южная часть Сибирской платформы, в нижнем течении реки Ангары – природный газ


Климат – резко континентальный

Алевролиты – 2300–2790, песчаники – 2000–3010, аргиллиты – 2400–2600, мергель – 2700, доломиты – 2600, известняки – 2550–2650, каменная соль – 2200, ангидрит – 2600,

доломито-ангидрит – 2700


Вертикальные


АНПД

Салаирская площадь: южная часть Сибирской платформы, в среднем течении реки Подкаменной Тунгуски, в центральной части СреднеСибирского плоскогорья – нефть


Климат – резко континентальный


Алевролиты – 2600, доломиты – 2730–2830, известняки – 2550–2800,

доломито-ангидриты – 2580–2620, мергели – 2700,

долериты – 3020, каменная соль – 2580


Вертикальные


Отсутствуют


Астраханское ГКМ


Климат – резко континентальный

Надсолевой комплекс (К-Q):

пески кварцевые, мелкозернистые, известняки, глины, суглинки известковые, песчаники, алевриты


Вертикальные

Рапонасыщенность пород соленосного комплекса, H2S, АВПД

= 1700–2500.

Соленосный комплекс (P1kg):

сульфатно-галогенные отложения – 2015–2800. Подсолевой продуктивный комплекс: аргиллиты, известняки, доломиты – 2500–2550


Наклонно направленные (боковой ствол)

СО2, возможные осложнения при проходке: осыпи, обвалы, поглощение раствора, кавернообразование, прихваты, ГНВП, рапопроявление


СТО Газпром 2-3.2-532-2011

70

Продолжение таблицы А.1


Месторождение; состав УВ-сырья

Климатические условия в регионе ведения буровых работ

Геологические условия: минералогический состав и тип пород, плотность пород (кг/см3)


Тип скважины

Опасные свойства пород. Наличие агрессивных сред


Уренгойское НГКМ, Ямбургское НГКМ, Заполярное НГКМ, Медвежье ГКМ


Климат – резко континентальный

Четвертичные отложения:

торф, супеси, глины и пески – 1900. Палеогеновые отложения:

пески – 1900,

глины алевролитовые, глины алевритистые, диатомовые, опоковидные – 1800,

пески и песчаники серые с прослоями глин – 2000.

Верхний мел:

глины алевритистые – 2200,

алевролиты, алевриты, опоки, опоковидные глины – 1900,

аргиллиты, глины аргиллитоподобные – 2200, пески, песчаники – 2200.

Нижний мел:

глины алевритистые, алевролиты, алевриты, пески, песчаники, аргиллиты, глины аргиллитоподобные – 2300.

Юра:

аргиллиты, глины аргиллитоподобные, песчаники, глины алевритистые, алевролиты, алевриты – 2400


Вертикальные, наклонно направленные с горизонтальным окончанием, субгоризонтальные


Многолетнемерзлые породы – 3–400 м,

АВПД, АНПД

Полуостров Ямал

в нижнем течении рек Се-Яха, Морды-Яха

и Надуй-Яха, Бованенковское НГКМ


Северная климатическая зона с суровыми условиями, избыточно-увлажненная

Сплошное – по площадке и монолитное – по разрезу распространение ММП. Четвертичные отложения – пески, супеси, глины, лед, – 1500–2300.

Тибейсалиновая свита – глины с редкими прослойками песка – 2000 кг/м3


Вертикальные и наклонно направленные


Многолетнемерзлые породы – 0–400 м, АВПД


СТО Газпром 2-3.2-532-2011

71

Окончание таблицы А.1


Месторождение; состав УВ-сырья

Климатические условия в регионе ведения буровых работ

Геологические условия: минералогический состав и тип пород, плотность пород (кг/см3)


Тип скважины

Опасные свойства пород. Наличие агрессивных сред


Ямальский район ЯНАО

Ганькинская свита – глины алевритистые с редкими прослоями алевритов, мергелей, сидеритов – 2100.

Березовская свита – глины алевритистые

с редкими прослоями алевритов и песчаников

– 1900.

Кузнецовская свита – глины плотные аргиллитоподобные – 2100 кг/м3.

Марресалинская свита (Уватская свита) – песчаники, алевролиты с прослоями глин, песчаники и алевролиты мелкозернистые, слабоцементированные – 2000–2200.

Ханты-Мансийская свита – глины песчанистые, плотные, участками сидеритизированные с прослоями песчаников и алевролитов

– 2200.

Танопчинская свита – переслаивание песчаников, алевролитов, аргиллитов. Песчаники и алевролиты мелкозернистые, глинистые. Аргиллиты песчанистые, плотные – 2200–2400


Район строительства:


Климат – умеренно континентальный

Пермская система – 30–670 м.


Вертикальные и наклонно направленные


АВПД

Супеси, пески, суглинки = 1800–2100, гли-

ны, алевролиты, песчаники, известняки

– 2250–2400.

Каменноугольная система 670–1210 м.

восточная часть Северного края, ЗападноПечорокожвинское

Известняки, аргиллиты – 2590–2630.

Песчаники, глины – 320–2630. Девонская система – 1210–3650 м. 1210–1315 м – известняки, доломиты,

месторождение

аргиллиты – 2420–2600;

1315–3275 м известняки, мергели

– 2400–2700,

3275–3650 м – алевролиты, аргиллиты

– 2400–2500

А.2 Виды используемых буровых установок приведены в таблице А.2.


Таблица А.2 – Виды используемых буровых установок на месторождениях ОАО «Газпром»


Регион

Типы буровых установок

Технология очистки БР

Система очистки БР

Тип и конструкция скважины

Бованенковское НГКМ


ЯНАО

Уралмаш 4200/250 ЭК-БМ(Ч)


Четырехступенчатая

Вибросито, пескои илоотделитель, центрифуга

Вертикальные и наклонно направленные

Вуктыльское НГКМ


Республика Коми

Уралмаш 3Д-76 класса БУ-4000


Четырехступенчатая

Вибросито, пескои илоотделитель, центрифуга

Вертикальные и наклонно направленные

Медвежье ГКМ


ЯНАО


БУ Уралмаш 3000 ЭУК

На сеноманские отложения – трех-, иногда четырехступенчатая



Вертикальные, наклонно направленные, с горизонтальным окончанием.

Поисковоразведочные, эксплуатационные скважины


БУ 5000 ЭУК

На ачимовские отложения – четырехступенчатая

Вибросито, вибросито осушающее с гидроциклоном, пескоотделитель, центрифуга


БУ 4200/250

На неокомских отложениях – четырехступенчатая

Вибросито, пескоотделитель, гидроциклонная установка с осушающим виброситом, центрифуга

На сеноманские отложения – трехступенчатая

Вибросито, пескоотделитель, илоотделитель

F 320 УФ ЭК-БМ,

Бентек АС С8

Четырехступенчатая

БУ 75 БРЭ, БУ 1600/100, БУ 3000 ЭУК, БУ 3200/220


Трехступенчатая


Уралмаш 4Э, Уралмаш 3Д

Установки укомплектованы центрифугой

Астраханское ГКМ


Астраханская область

Уралмаш 4Э, БУ-5000ДГУ, Ф-320, Ф-400, UNOC


Трехступенчатая



Вертикальные


72

Окончание таблицы А.2


Регион

Типы буровых установок

Технология очистки БР

Система очистки БР

Тип и конструкция скважины

Оренбургское НГКМ



Ф-500, Ф-320, БУ 5000/320 ДГУ

(разведочные скважины)


Четырехступенчатая

В интервале от 0 до 4200 м: виброси-

то, пескоотделитель, илоотделитель, гидроциклон, центрифуга с ременным приводом, мобильная установка обезвреживания БР фирмы КЕМ-ТRON TECHNOLOGIES.

В интервале от 3900 до 4200 м – вакуумный дегазатор


Разведочные – вертикальные, эксплуатационные – условногоризонтальные



БУ-2500, 2500 ЭП, МБУ-160, БР-125, ЗД-86


Трехступенчатая

В интервале от 0 до 1800 м: виброси-

то, пескоотделитель, илоотделитель, гидроциклон;

в интервале 1240–

1800 м применяется дегазатор.

Наличие систем очистки БР фирмы Derrik


Эксплуатационные скважины


73

Приложение Б

(справочное)


Состав отходов при добыче нефти и газа


Б.1 Состав отходов при добыче нефти и газа на месторождениях ЯНАО приведен в таблице Б.1.


Таблица Б.1 – Состав отходов при добыче нефти и газа (в том числе отходов бурения) на месторождениях ЯНАО

Компоненты отходов

Состав БШ, %

Состав ОБР, %

Вода

24,1

57,6

Нефтепродукты

4,2

14,4

Органическое вещество

7,7

9,7

Графит

5,4

Алюминия оксид

11,63

5,07

Кальция оксид

2,5

1,5

Кремния оксид

37,87

7,26

Железа оксид

5,46

2,81

Титана оксид

0,72

0,34

Марганца оксид

0,063

0,064

Сульфаты

0,18

0,77

Хлориды

0,0088

0,38

Барий

0,027

0,074

Свинец

0,0037

0,01

Мышьяк

0,00084

0,0017

Цинк

0,01

0,017

Медь

0,0042

0,051

Никель

0,0044

0,0059

Кобальт

0,002

0,00074

Бенз(а)пирен

0,0000053

0,0000046

Смесь ксилолов

< 0,000001

< 0,000001


74

Приложение В

(справочное)


Объемы образования отходов бурения


В.1 Статистика по филиалам об общих объемах (м3)/масс. (т/год) образования отходов бурения приведена в таблице В.1 при строительстве и капитальном ремонте для разведочных и эксплуатационных скважин на месторождении.


Таблица В.1 – Статистические данные об объемах образования отходов на месторождениях ОАО «Газпром»



Показатель

Годы

2007

2008

2009

номер скважины

т

номер скважины

т

номер скважины

т

Оренбургское НГКМ

Общая масса отходов (т/год):

1108

1443

2055

разведочная скважина

162

600

162

963

25-Н

1570

эксплуатационная скважина

9044

508

9048

480

12080

485

Масса повторного использования БР на БУ

630

940

977

разведочная скважина

162

290

162

620

25-Н

667

эксплуатационная скважина

9044

340

9048

320

12080

310

Масса ОБР/промывочных жидкостей:

762

982

1269

разведочная скважина

162

380

162

600

25-Н

887

эксплуатационная скважина

9044

382

9048

382

12080

382

Астраханское ГКМ

Общий объем, м3 отходов:

951

904

997

разведочная скважина

-

эксплуатационная скважина

834

951

705

904

87

997

Объем ОБР/промывочных жидкостей:

222

379

разведочная скважина

эксплуатационная скважина

705

222

87

379

Объем БСВ

64

32

29

разведочная скважина

эксплуатационная скважина

834

64

705

32

87

29

Объем БШ

887

650

589

эксплуатационная скважина

834

887

705

650

87

589


75

Окончание таблицы В.1



Показатель

Годы

2007

2008

2009

номер скважины

м3

номер скважины

м3

номер скважины

м3

Краснодарский край (Восточноприбрежное месторождение, Восточнобеликовская и Крупская площади)

Общий объем отходов, м3

4120

разведочная скважина

11 Песчаная

2100

эксплуатационная скважина

23 Прибрежная

2120

Красноярский край (Ильбокичская, Абаканская, Салаирская площади)

Общий объем отходов по скважинам, м3:

1133

1510

1156

разведочная скважина

1133

1510

1156

эксплуатационная скважина

Объем БШ

1133

1510

1156

разведочная скважина

1133

1510

1156

эксплуатационная скважина

ЯНАО (Уренгойское НГКМ)

Общий объем отходов по скважинам, м3

75668

79207

134872

разведочная скважина

22207

14698

19106

эксплуатационная скважина

53461

64510

115767

ЯНАО (Западно-Печорокожвинское месторождение)

Общий объем отходов по скважинам, м3:

Нет данных

854

разведочная скважина

854

эксплуатационная скважина

Объем ОБР промывочных жидкостей:

152

разведочная скважина

152

эксплуатационная скважина

Объем БСВ:

304

разведочная скважина

304

эксплуатационная скважина

Объем БШ:

383

разведочная скважина

эксплуатационная скважина


76


Приложение Г

(справочное)


Компонентный состав и токсико-экологические показатели отходов бурения


Свойства компонентов бурового раствора представлены в таблице Г.1.


СТО Газпром 2-3.2-532-2011

77

мг/м3

ПДКр.з, мг/м3]

Таблица Г.1 – Свойства компонентов БР



Компонент БР

Свойства компонентов БР


ПДКв (ОДУ), мг/л

ПДКр.з (ОБУВ),

ПДК (с.с или м.р) (ОБУВ), мг/м3

Класс опасности в воде

Класс опасности в воздухе рабочей зоны

Класс опасности в атм. воздухе населенных мест


LD50, мг/кг


50, мг/м3

lg [S, мг/л / ПДКв, мг/л]

lg [Снас, мг/м3/


Канцерогенность

ХПК, кг/м3

ПВС

0,5

4

> 5000

Неканц.

0,12

ССБ

12–20

5,0

0,1

4

3

3

Малотокс

Неканц.

СПАВ

0,5

50

0,03

4

4

6

Неканц.

Сульфонол (НП-1)

0,1

3

3

3

ТПФН

3,5

0,5

10,0

4

4

> 5000

Неканц.

ФХЛС

30 1

-

1,0

2

Неканц.

0,14

Хлорид оксиалюминия (Al(OH)2Cl)

0,04

6,0

0,01

2

4

2

Неканц.

Хроматы

0,01

0,05

0,0015

3

1

ПДКпочв (по хрому) = 0,05 мг/кг (хром валовый)

Неканц.

Целлотон

3,7

3

4

3

Неканц.

Приложение Д

(справочное)


Пример расчета нормативов образования отходов производства при бурении при внедрении ресурсосберегающих технологий (способ 1) и отсутствии ресурсосберегающих технологий (способ 2)

Д.1 В таблице Д.1 представлены исходные данные для расчета нормативов, взятые из «Альбома конструкций разведочных и эксплуатационных скважин юга России и ПХГ на 2009 год» на примере скважины 1082 Астраханского ГКМ.


Таблица Д.1 – Исходные данные для расчета объемов образования отходов для скважины 1082 Астраханского ГКМ


Диаметр скважины, м

Глубина скважины, м

Интервал бурения, м

Плотность выбуренной породы, т/м3

Тип БР

Плотность БР, т/м3

0,630

30

30

1,83


Химически обработанный БР

1,16

0,426

350

320

1,95

1,16

0,324

2120

1770

2,4

1,38

0,2508

3860

1740

2,62

1,32

0,1683

3900

40

2,67

1,25


Расчет выполняют по методике, представленной в разделе 7. Д.2 Выбуренная порода

Д.2.1 Объем выбуренной породы Vп, м3, в процессе проходки скважины определяют по формуле


2

Vп 4 di

li ki

0,785(0,6302 30 0,4262 320 0,3242 1770 0,25082 1740 0,16832 40) 287,598,

(Д.1)


где di – диаметр скважины, м;

li – длина интервала ствола скважины, м;

ki – коэффициент кавернозности породы, соответствующий данному интервалу, принят равным 1.

Д.2.2 Массу выбуренной породы mп, т, определяют по формуле

2 2

mп Vп п 0,785[(0,630

30)1,83 (0,426

320)1,95

(0,3242 1770)2,4 (0,25082 1740)2,62 (0,16832 40)2,67] 683,535,

где п – плотность породы, т/м3.

(Д.2)



78

Д.2.3 Объем шлама (при проектировании амбаров) Vш, м3, определяют по формуле


Vш Vп 1,2 287,5981,2 345,1176,

(Д.3)


где 1,2 – коэффициент, учитывающий разуплотнение выбуренной породы.

Д.3 Отработанный буровой раствор Д.3.1 Расчет объема ОБР

Способ 1. При условии повторного использования отработанного БР и внедрении водооборотной системы водоснабжения объем ОБР VОБР, м3, определяют по формуле

VОБР 0,25Vп k1 0,5Vц 0,25287,5981,052 0,5120,00 135,64,

(Д.4)



где k1 – коэффициент, учитывающий потери БР, уходящего со шламом при очистке и разделении его на виброситах, пескои илоотделителях;

Vц – объем циркуляционной системы, м3 (принят равным 120).

Способ 2. При отсутствии ресурсосберегающих технологий расчет объемов образующихся ОБР VОБР, м3, определяют по формуле

VОБР 1,2 Vп k1 0,5Vц 1,2 287,5981,052 0,5120,0 423,064,

(Д.5)



где k1 – коэффициент, учитывающий потери БР, уходящего со шламом при очистке на виброситах, пескои илоотделителе (k = 1,052).

Д.3.2 Масса ОБР

Массу ОБР mОБР, т, определяют по формуле


mОБР VОБР ОБР .

(Д.6)


Плотность БР принимают равной плотности, достигнутой на конечной стадии бурения (в пределах 1,10–1,30 г/см3 (т/м3)). В соответствии с таблицей А.1 плотность принята 1,25 т/м3.

Способ 1. mОБР = 135,64·1,25 = 169,55. Способ 2. mОБР = 423,064·1,25 = 528,83.

Д.4 Буровые сточные воды Д.4.1 Расчет объемов БСВ

Способ 1. При внедрении оборотной системы водоснабжения расчет объемов БСВ

VБСВ, м3, определяют по формуле


VБСВ 0,25VОБР 0,25135,64 33,91.

(Д.7)


79

Способ 2. При отсутствии ресурсосберегающих технологий объем БСВ VБСВ, м3, определяют по формуле


VБСВ 2 VОБР 2 423,064 846,13

(Д.8)


Д.4.2 Массу БСВ mБСВ, т, определяют по формуле


mБСВ VБСВ БСВ,

(Д.9)


где БСВ – плотность БСВ, которая колеблется в пределах 1,02–1,05 г/см3 (т/м3), принята равной 1,02.

Способ 1. mБСВ = 33,91·1,02 = 34,59. Способ 2. mБСВ = 846,13·1,02 = 863,05.

Д.5 Норматив образования отхода N, т/м проходки, определяют по формуле


image

N mотх ,

Lскв


(Д.10)


где mотх – суммарная масса выбуренной породы, ОБР и БСВ, т;

Lскв – глубина скважины (в данном примере глубина скважины составляет 3900 м). Способ 1. При использовании ресурсосберегающих технологий суммарная масса выбу-

ренной породы, ОБР и БСВ, mотх, т, составляет:

mотх = 683,535 + 169,55 + 34,59 = 887,7,

image

N 887,7 0,23.

3900


Способ 2. При отсутствии ресурсосберегающих технологий суммарная масса выбуренной породы, ОБР и БСВ, mотх, т, составляет:

mотх = 683,53 + 528,83 + 863,05 = 2075,4 т,

image

N 2075,4 0,53.

3900


По приведенным методам расчета Д.1–Д.5 составлена таблица нормативов образования отходов бурения для различных регионов газодобычи для эксплуатационных и разведочных скважин с учетом применения ресурсосберегающих технологий (оборотное водоснабжение, повторное использование ОБР) и при их отсутствии, значения которых приведены в таблице Д.2.



80

Таблица Д.2 – Расчетные (проектные) нормативы образования отходов для различных регионов газодобычи



Зона, месторождение, площадь

Расчет по способу 1 (повторное использование ОБР)

Расчет по способу 2 (отсутствие ресурсосберегающих технологий)

масса образования на скважину, т

норматив на 1 м проходки, т/м

масса образования на скважину, т

норматив на 1 м проходки, т/м

Астраханское ГКМ, эксплуатационная скважина 1082

887,7

0,23

2075,4

0,53

Астраханское ГКМ, эксплуатационная скважина 9929

825,4

0,215

1947,8

0,51

Оренбургское НГКМ, многоствольные скважины

422,7

0,26

866,0

0,54

Ново-Татищевская площадь ОГКМ, поисковые скважины 108, 109


431,2


0,11


997,7


0,26

Нижнее Квакчинское ГКМ

364,5

0,15

847,2

0,36

Талдинская площадь, поисковая скважина

156,5

0,16

347

0,36

Восточная зона Оренбургского НГКМ, вертикальные нагнетательные скважины


356,7


0,17


827,4


0,4

Гатчинское ПХГ, поглотительные скважины

145,6

0,35

342,0

0,82

Касимовское ПХГ, скважины 448–450

127,0

0,15

292,6

0,34


81

Приложение Е

(справочное)


Плотность отдельных типов буровых растворов и технологических жидкостей для ремонта скважин

Е.1 Плотность отдельных типов БР и технологических жидкостей для ремонта скважин приведена в таблице Е.1.


Таблица Е.1 – Плотность отдельных типов буровых растворов и технологических жидкостей для ремонта скважин


Наименование. Состав

Плотность, г/см3

Условия применения

БР:

УЩР от 150 до 250 кг/м3,

Na2SiО3 от 5 до 10 кг/м3,

сульфонатриевые соли сланцевых смол от 15 до 25 кг/м3,

крахмал от 5 до 10 кг/м3,

КМЦ-600 (700) от 15 до 20 кг/м3


От 1,1 до 1,2


Применяется при разбуривании карбонатных отложений

БР:

сульфитспиртовая барда от 15 до 25 кг/м3, крахмал от 10 до 20 кг/м3,

КМЦ – 10 кг/м3


От 1,2 до 1,3

Применяется при разбуривании сульфатных пород (ангидрит, гипс)

БР:

глинопорошок бентонитовый от 40 до 60 кг/м3, КМЦ от 1,0 до 7,0 кг/м3,

ФХЛС от 10 до 30 кг/м3, хроматы – 0,2–0,8 кг/м3, графит – 5,0–10 кг/м3,


От 1,06 до 2,2