PREIMGAS (Преимущества использования природного газа), страница 3

Определение природного фона осуществляется на основе содержательного анализа геолого-гидрогеологических и ландшафтно-климатических условий. при определении фона в целях изучения загрязнения подземных вод обязателен учет геохимических свойств компонентов-загрязнителей, поэтому в отчетных документов по загрязнению необходим такого рода раздел. При выполнении содержательного анализа с большой степенью точности фоновые характеристики оказываются высокодостоверными. Точность изучения геолого-гидрогеологических и других условий формирования определяемых показателей достигается соблюдением правил обработки и интерпретации фактических данных. Так, изучение загрязнения подземных вод требует построение ряда гидрогеохимических карт, базовой среди которых является так называемая “общая” гидрогеохимическая карта, отражающая модель, соответствующую естественным условиям формирования химического состава подземных вод.

Основное правило построения изолиний концентраций компонентов в подземных водах естественного формирования (или границ участков вод с различным содержанием компонентов) - следование гидрогеодинамическим условиям, характеризующим направление изменения содержания компонентов в подземном потоке; отсюда - повторяемость изолиниями концентраций компонентов гидроизогипс (гидроизопьез). в естественных условиях концентрации компонентов в подземных водах в направлении потока, как правило, увеличиваются, что объясняется их поступлением в воды из пород. При достижении насыщения вод слаборастворимыми компонентами содержание последних в потоке практически не изменяется. Конкретные значения концентрации компонентов в потоке подземных вод и появляются участки с аномально повышенными концентрациями по сравнению с естественными условиями. Для уточнения количественной оценки фона применяются статистические методы определения фоновых значений исследуемых показателей.

Для однородных объектов фон устанавливается на основе одномерных статистических моделей (методы гистограмм, видов распределения) путем комплексной интерпретации гистограмм и регрессионной зависимостей. в этом случае фон является среднестатистической (единой) величиной для подземных вод всей исследуемой территории, зависящей от геохимических свойств компонентов.

Для неоднородных объектов фон оценивается статистико-генетическим методом и тренд-анализом. при этом учитываются факторы фонового состояния исследуемого компонента. В итоге фоновые величины различны для вод каждого опробованного водопункта.

Построенная по результатам определения фона статистико-генетическим методом карта является более точной, детальной и содержит сведения о размещении источников техногенного возбуждения и направлении его распространения.

Подземное захоронение сточных вод в газовой промышленности.

На предприятиях газовой промышленности часть сточных вод не поддается биологической очистке из-за высокого солесодержания , большой загрязненности химреагентами и нефтепродуктами. В целях обезвреживания неочищаемых промстоков широко практикуется подземное захоронение их в глубокие поглощающие горизонты. Применение этого эффективного метода защиты окружающей Среды от загрязнения обусловлено геологическим строением нефтегазоносных районов и технологическими особенностями предприятий газовой промышленности.

Газовые месторождения характеризуются геологической изученностью и наличием многочисленных разведочных скважин. Это позволяет выбрать необходимый поглощающий горизонт и использовать соответствующие скважины для закачки промстоков на начальной стадии разработки месторождения. Добыча газа сопровождается снижением пластового давления как в самой залежи, так и в подстилающей и оконтуривающей ее водонапорной системе. Использование зоны депрессионной воронки в водонапорной системе разрабатываемого газового месторождения для захоронения сточных вод дает возможность заканчивать значительные объемы стоков без опасения роста пластового давления. На месторождениях с глубокозалегающими залежами, под которыми отсутствуют хорошие коллекторы (Астраханское, Карачаганакское), промстоки захораниваются в непродуктивные поглощающие горизонты.

Существенной особенностью захоронения стоков в газовой промышленности является сравнительно небольшой их объем. Образующиеся на предприятиях отрасли промстоки можно классифицировать по количеству следующим образом:

малое - до 50м³/сут (до 15-20 тыс. м³/год);

среднее - от 50 до 300 м/сут (от 15-20 до 100 тыс. м/год);

значительное - от 300 до 1000 м/сут (от 100 до 365 тыс. м/год);

большое - от 1000 до 4000 м/сут (365 тыс. м/год) до 1,5 млн. м/год);

очень большое - от 4000 до 10000 м/сут (от 1,5до 3,5-4,0 млн. м/ год).

Для отдельных предприятий характерны, в основном, малые и средние, редко - значительные количества промстоков. Крупные газовые комплексы характеризуются большим количеством промстоков, которое складывается из тех же малых, средних и редко - значительных объемов сточных вод множества предприятий, расположенных далеко друг от друга. Стоки каждого предприятия захороняются вблизи от него, что исключает гидродинамическое воздействие между ними.

Основным принципом организации контроля за захоронением промстоков является его комплексирование с контролем за разработкой месторождения и мониторинга верхних водоносных горизонтов. При таком подходе пьезометрические, геофизические и гидронаблюдательные скважины одновременно с их основными функциями дают информацию и о надежности локализации захороняемых промстоков.

Подготовка стоков перед закачкой производится для обеспечения стабильного приема поглощающим горизонтом необходимых объемов сточных вод в течении длительного времени при оптимальных давлениях нагнетения. Поэтому степень очистки стоков перед закачкой диктуется поглощающей способностью пласта-коллектора. Несмотря на подготовку стоков к закачке, в процессе эксплуатации нагнетательных скважин происходит постепенное засорение призабойной зоны, что приводит к снижению приемистости и росту устьевого давления. Поэтому в скважинах проводятся работы по восстановлению приемистости. В карбонатных коллекторах приемистость восстанавливается довольно просто с помощью солянокислотных и спиртно-солянокислотных обработок. В терригенных породах для восстановления приемистости применяют промывку скважины, обработку различными кислотами (соляной, фтористо- водородной, уксусной), гидравлический разрыв пласта давлением пороховых газов, повторную перфорацию, торпедирование.

В газовой промышленности имеется многолетний опыт эксплуатации крупных систем подземного захоронения стоков (ПАС). Наиболее значительные объемы стоков захороняются под разрабатываемые залежи в зону депрессивной воронки в водонапорной системе на Оренбургском газохимическом комплексе, на месторождениях тюменского Севера, на Вуктыльском ГКМ.

На Оренбургском газохимическом комплексе промстоки образуются на УКПГ газопромыслового управления (ОГПУ), на газоперерабатывающем (ОГПЗ) и гелиевом (ОГЗ) заводах, а также при размыве подземных емкостей в толще соли для хранения жидкой и сжиженной продукции. Газопромысловые стоки имеют плотность от 1005 до 1175 кг/м, минерализацию 12-265 г/л, pH 3,25-9,1. Заводские стоки характеризуются плотностью около 1000 кг/м, минерализацией 3,1-2,10 г/л, pH 4,4-12,0. Те и другие содержат сероводород от 20 до 765 мг/л, метанол - 0,9-18,0 %, нефтепродукты - до 600 мл/г, железо - до 41,3 мг/л, механические примеси 100-15200 мг/л. Строительные рассолы от размыва подземных емкостей в солях имеют плотность 1100-1220 кг/м и минерализацию - 100-300 г/л.

Захоронение стоков производится с 1974 г. в поглощающий горизонт карбонатных визейско - башкирских отложений на сотни метров глубже разрабатываемой залежи за контуром газоносности на полигонах ОГПЗ, ОГЗ и ОГПУ, а также внутри контура газоносности на восьми УПКГ. На полигонах перед закачкой стоки проходят подготовку - очистку от мехпримесей и нефтепродуктов. На УКПГ стоки захороняются без подготовки.

Все скважины, пробуренные для целей ПЗС (а их более 30), имеют однотипную конструкцию: кондуктор диаметром 324 или 426 мм до глубины 57-200 м для закрепления стенок скважин в неустойчивых неоген-четвертичных и верхнепермских отложений и изоляции самого верхнего водоносного горизонта; первая техническая колонна диаметром 273 или 324 мм до глубины 672-907 м для перекрытия надсолевых верхнепермских терригенных пород и изоляции приуроченных к ним водоносных горизонтов; вторая техническая колонна диаметром 219 или 244,5 мм или техническая колонна диаметром 244,5 мв скважинах, расположенных в контуре месторождения, до глубины, соответственно 1720-1919 и 1319-1561 м для перекрытия надсолевого и соленосного комплексов пород; эксплуатационная колонна диаметром 168 или 177,8 мм до кровли поглощающего визейско-башкирского комплекса - до глубины 2060-2706 м. Ниже - необсаженный (открытый) ствол протяженностью от 105-375 до 500-646 м. Пространство между НКТ диаметром 114,3 мм и эксплуатационной колонной изолировано пакером, под которым имеется “хвостовик” НКТ. Низ НКТ находится выше пробуренного забоя на 54-315 м.

На полигоне ОГПЗ в среднем заканчивается по 300-500 м/сут стоков в скважину; одновременно работает 3-4 скважины; общих расход закачки в среднем 1200 м/сут, или 430-450 тыс. м/год; всего на 01.01.97 г. захоронено 8,8 млн. м стоков. На полигоне ОГПУ, эксплуатировавшимся с 1974 по 1993 г., в последние годы захоронялось 1100-1200 м/сут стоков (по 550-560 м/сут в каждую из двух работающих скважин), что составляло 400-440 тыс. м/год; всего за время эксплуатации захоронено стоков более 8 млн. м. На УПКГ расход закачки колеблется, в среднем, от 115-270 до 1360 м/сут в зависимости от объема стоков.

На ОГПЗ за весь период строительства и эксплуатации подземных емкостей в солях закачено в нагнетательную скважину около 2 млн. м рассолов при расходе закачки до 2200 м/сут.

Закачка стоков на Оренбургском газохимическом комплексе осуществляется при давлениях на устье скважин 3,0-5,5 МПа.

Общее количество стоков, захороненных на 1 января 1997 г. На Оренбургском газохимическом комплексе, составляет 36,5 млн. м.

На Вуктыльском ГКМ захоронение стоков ведется в карбонатные отложения каменноугольного возраста, расположенные ниже газоконденсатной залежи. Для целей ПЗС была переоборудована скв.221, пробуренная в приконтурной зоне месторождения для разведки нефтегазоносности глубоких горизонтов и расположенная в 7 км от головных сооружений, где образуется основной объем подлежащих захоронению стоков (510-580 м/сут). В скв.221 произведена перфорация двух обсадных колонн в интервалах 3737-3764 и 3787-3844 м напротив коллекторов серпуховского яруса. После нескольких СКО была достигнута приемистость, обеспечивающая поглощение всех стоков ВГКМ.

Для обеспечения бесперебойности закачки в 1990 г. была пробурена нагнетательная скв.13 на головных сооружениях, находящихся за контуром газоносности. Глубина ее 4000 м, конструкция следующая: направление диаметром 426 мм до глубины 207 м; техническая колонна диаметром 244,5 мм до глубины 2782 м; эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, спущенная на глубину 3998,5 м, перфорирована в интервалах 3814-3834 м, 3872-3880 м, 3883-3893 м, 3920-3923 м. НКТ диаметром 114,3 мм спущены на глубину 3798,7 м.

Стоки перед закачкой проходят подготовку на очистных сооружениях (песколовки, нефтеловушки). Они имеют плотность 1000-1090 кг/м, минерализацию от 1,5 до 160,0 г/л, pH 4,0-12,0 содержание мехпримесей 15-212 мг/л.

Закачка стоков в скв.221 началась в ноябре 1990 г. Расход закачки в зимний период составлял 200-300 м/сут, давление на насосе 3,0-3,5 МПа. Осенью 1991 г. была начата закачка в скв.13. Весной 1992г. скв.13 работала с приемистостью до 500 м/сут. В скв.221 провели СКО, после чего обе скважины стали эксплуатироваться поочередно.

Месторождения тюменского Севера характеризуются исключительно благоприятными геолого-гидрогеологическими условиями для ПЗСЧ, которые состоят в следующем. На всех месторождениях региона основным объектом разработки является газовая залежь, залегающая в интервале глубин 850-1300 м в массивном резервуаре песчаных сеноманских отложений. Она подстилается мощной водонапорной системой песчаных отложений покурской свиты.

Подземное захоронение стоков осуществляется внутри контура газоносности под разрабатываемую сеноманскую газовую залежь в водонапорную систему песчаных пород покурской свиты на глубину 990-1600 м (чаще 1100-1400 м). Высокие коллекторские свойства песчаных пород обеспечивают высокую приемистость скважин, составляющую при опытных нагнетаниях от 600 до 2400 м/сут технической воды при устьевых давлениях 0,2-0,6 МПа. Рабочие расходы закачки стоков не превышают 240 м/сут на скважину, рабочие устьевые давления составляют 0,2-0,3 МПа.

Конструкция нагнетательных скважин состоит из кондуктора диаметром 244,5 мм, спущенного на глубину 400-550 м и перекрывающего толщу многолетнемерзлых пород, и эксплуатационной колонны диаметром 168 мм (иногда 219 или 146 мм), спущенной до забоя и перекрывающую газовую залежь. Эксплуатационная колонна перфорирована на 20-100 м ниже первоначального ГВК. Длина интервалов перфорации от 8-10 до 35-40 м в разных скважинах.