ОДНОВРЕМЕННО РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ МНОГОПЛАСТОВЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ОДНОВРЕМЕННО РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ МНОГОПЛАСТОВЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Деряев Аннагулы Реджепович

АННОТАЦИЯ

Решать вопрос о совместной эксплуатации пластов с использованием технологии одновременной раздельной эксплуатации (ОРЭ) желательно на первых стадиях разработки, что позволяет экономить значительные средства на бурение скважин. Кроме того, одновременно-раздельную эксплуатацию нескольких объектов одной скважиной необходимо планировать уже на стадии обоснования в проектных документах на разработку месторождения, где должно быть предусмотрено равномерное разбуривание месторождения (залежи), рациональное и эффективное использование утвержденных запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов, - недопущение выборочной отработки, приводящей к потерям балансовых запасов, обоснованное выделение эксплуатационных объектов для самостоятельной разработки.

Большинство нефтегазовых месторождений Юго-Западного Туркменистана, в частности Готурдепе, Северный Готурдепе, Барсагельмез и Корпедже имеют многопластовое строение, то есть углеводороды расположены на разных горизонтах, каждый из которых имеет свою характеристику (пластовое давление, проницаемость, давление насыщения, обводненность).

Традиционная схема эксплуатации таких месторождений предусматривает разработку сетки вертикальных скважин для каждого эксплуатационного объекта, что приводит к увеличению капитальных затрат на бурение скважин и снижению рентабельности получаемой продукции.

Соответственно, при добыче углеводородного сырья основной статьей затрат является строительство новых эксплуатационных скважин. Решать проблему снижения затрат на строительство приходится практически сразу с вводом скважин в бурение. Наиболее простым способом является объединение нескольких нефтенасыщенных горизонтов в несколько объектов разработки.

При ОРЭ двух горизонтов пласты разделяются друг от друга пакером. В скважину спускаются один или два ряда насосно-компрессорных труб, которые спускают параллельно или концентрично. Промысловый опыт эксплуатации двух пластов одной скважиной методом ОРЭ указывает на его высокую эффективность. В среднем на 30% сокращаются капитальные вложения и эксплуатационные затраты в сопоставлении с затратами на бурение и эксплуатацию месторождений самостоятельными сетками на каждый пласт.

Ключевые слова: кондуктор, шахтовое направление, выброс, сброс, профиль притока, призабойная зона, сепарация, изотерма, товарный газ, радиоактивное заражение, природные ресурсы.

Одновременная раздельная эксплуатация в мировой практике разработки многопластовых месторождений осуществляется различными способами, которые определяются конструкцией скважин, характером разобщения пластов, видами технологических операций контроля и регулирования разработки эксплуатационных объектов.

В зависимости от режимов эксплуатации пластов схемы оборудования для одновременной раздельной эксплуатаций могут быть представлены следующими комбинациями: фонтан-фонтан, газлифт-газлифт, насос-насос, закачка-закачка, фонтан-насос, насос-фонтан, фонтан-газлифт, газлифт-фонтан и т.д.

При этом, первый указывается режим эксплуатации нижнего пласта, а вторым верхнего.

Независимо от комбинаций одновременная раздельная эксплуатация может осуществляться оперативным или стационарным способами.

Способ, при котором для осуществления одновременной раздельной эксплуатации в скважинах обычной конструкции временно устанавливается специальное оборудование для дифференцированного воздействия на пласты, называется оперативным.

Этот способ позволяет в любой период работы скважины переводить ее на одновременную раздельную эксплуатацию и затем при необходимости возвращать обратно на совместную эксплуатацию продуктивных пластов.

Продукция скважин при оперативном способе ОРЭ отбирается, по однорядному или многорядному лифтам. При многорядном лифте колонны насосно-компрессорных труб спускаются параллельными концентрическими рядами. При отборе жидкости по однорядному лифту регулирование режимов эксплуатации отдельных пластов достигается применением специальных съемных или стационарных забойных штуцеров. При многорядном лифте наличие отдельного канала для эксплуатации каждого пласта обеспечивает сравнительно простое регулирование режима работы скважины и раздельную транспортировку жидкости на поверхность, но это значительно увеличивает стоимость подземного оборудования скважин и трудоемкость работ по текущему ремонту скважин.

При стационарной одновременной раздельной эксплуатации дифференцированное воздействие на пласты осуществляется либо проводкой скважин специальной конструкции, либо стационарной установкой специального оборудования.

Существуют различные варианты стационарного оснащения скважин для ОРЭ, из которых наибольшее применение в практике эксплуатации многопластовых месторождений получили следующие.

В необсаженном стволе предназначенной для ОРЭ скважины цементируются параллельно размещенные колонны насосно-компрессорных или обсадных труб. Число колонн может быть равно количеству эксплуатируемых пластов. В этом случае зацементированные трубы выполняют роль обсадных и подъемных колонн. Создаются как бы отдельные скважины малого диаметра на каждый пласт, что упрощает регулирование отборов из отдельных пластов. При выполнении профилактических работ в одном из пластов другие не загрязняются и не требуют глушения, а подземные работы значительно облегчаются из-за отсутствия пакеров и другого специального оборудования. Эксплуатация двух и более пластов в таких многоствольных скважинах может найти применение в районах с осложненными почвенно-климатическими условиями, с геологическим разрезом, в котором возможно бурение скважин большого диаметра.

При комбинированном варианте стационарной одновременной раздельной эксплуатации в необсаженной трубами скважине цементируются две колонны насосно-компрессорных труб. Одна из них перфорируется на один пласт, а другая - на два пласта.

Во второй колонне устанавливается подьемная колонна труб уменьшенного диаметра с разобщающим пакером для раздельного отбора по центральному и затрубному пространству.

Довольно широко за рубежом применяется вариант, который можно назвать полустационарным. В этом варианте ОРЭ осуществляется спуском в скважину увеличенного диаметра специального оборудования для длительной непрерывной эксплуатации нескольких пластов. В последующем, э зависимости от заданных технологических параметров эксплуатации - это оборудование устанавливается на очередные выше- или нижележащие пласты. Из скважин продукция извлекается селективно, т.е. вначале она добывается из двух или более объектов, а другие вводятся в эксплуатацию позже, в зависимости от параметров эксплуатации и принятой очередности разработки. Скважины оснащаются набором специального подземного оборудования: посадочными ниппелями, циркуляционными клапанами, одно- и двухканальными пакерами стационарного типа и др. Для обслуживания скважин применяется специальный малогабаритный инструмент, спуск и подъем которого осуществляется на канате или закачиванием. Для уменьшения трудоемкости подземных операций может применяться дистанционно управляемое оборудование.

Областью применения данного варианта одновременной раздельной эксплуатации являются, прежде всего, морские глубоководные скважины, в том числе и с подводным устьем, а также скважины, расположенные в труднодоступных, тяжелых для обслуживания районах.

При выборе того или иного способа (варианта) одновременной раздельной эксплуатации пластов следует рассматривать в совокупности их технологические особенности и специфику месторождения для того, чтобы наиболее эффективно обеспечить разобщение пластов, заданные темпы отбора нефти или закачки воды, глубинные исследования и ремонтно-профилактические работы.

Окончательная оценка целесообразности применения того или иного способа принимается после проведения технико-экономического обоснования, которое проводится в зависимости от целой и задач, решение которых предполагается осуществить с помощью одновременной раздельной эксплуатации.

Глубина бурения эксплуатационных скважин на площади Корпедже, в зависимости от расположения скважин на структуре, в среднем составляет: на горизонт НК-7 - 3300м, горизонт НК-9 -3800м.

Бурение скважин планируется роторным способом. Все проектные скважины - вертикальные.

Выбор и обоснование конструкции скважин осуществляется в соответствии с интервалами совместимости разреза скважин по горно- геологическим условиям бурения на основе прогнозных кривых пластовых давлений и давлений разрыва пород (совмещенный график давлений), а также с учетом требований «Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности», «Регламента расчета промежуточных колонн при бурении скважин на площадях Западной Туркмении» и геолого-технической информации по ранее пробуренным скважинам на площади Корпедже [1, 2].

Конструкция эксплуатационных скважин глубиной 3300м на продуктивный горизонт НК-7 имеет следующий вид:

- шахтное направление из труб Ø530мм и длиной 7м для предотвраще­ния размыва устья и обвязки устья скважины с желобной системой для циркуляции бурового раствора;

- удлиненное направление из труб Ø 426мм и длиной 30м для перекрытия верхней неустойчивой части разреза и установки противовыбросового оборудования, для эффективного управления скважиной при дальнейшем углублении под кондуктор и возможных газопроявлениях на малых глубинах;

- кондуктор из труб Ø324мм и длиной 700м для перекрытия неустойчивых песчано-глинистых четвертичных отложений и эффективного управления скважиной при возможных флюидопроявлениях, с помощью противовыбросового оборудования в процессе бурения под промежуточную колонну;

- промежуточная колонна из труб Ø245мм и длиной 2000м для уменьшения интервала открытого ствола скважины при бурении под эксплуатационную колонну, предотвращения поглощений бурового раствора плотностью 1,70 г/см³ и эффективного управления скважиной с помощью противовыбросового оборудования в процессе бурения под эксплуатационную колонну;

- эксплуатационная колонна из труб диаметром Ø140мм спускается на проектную глубину с целью эксплуатации продуктивного горизонта.

Подъем цемента за всеми колоннами производится до устья.

Бурение скважин на горизонт НК-9 планируется по конструкции, разработанной в проекте на строительство эксплуатационных скважин на площади Корпедже (горизонт НК -9), с корректировкой проектных данных в зависимости от местоположения скважин на структуре и глубины вскрытия проектного горизонта НК-9 [3, 4, 5].

Конструкция эксплуатационных скважин глубиной 3700м на продуктивный горизонт НК-9 имеет следующий вид:

- шахтное направление из труб Ø 720мм спускается на глубину 10м для предотвращения размыва устья и обвязки устья скважины с желобной системой для циркуляции бурового раствора;

- удлиненное направление из труб Ø 530мм спускается на глубину 30м для перекрытия верхней неустойчивой части разреза, состоящей из рыхлых, песчано-глинистых отложений, предохранения устья скважины от размыва, а также перекрытия зоны возможного газонасыщения на малых глубинах;

- кондуктор из труб Ø426мм спускается на глубину 550м в водонапорные горизонты для перекрытия верхней неустойчивой части разреза чет­вертичных отложений, изоляции ствола скважины от гидростатически свя­занных с поверхностью вод, вторичной загазованности пород из-за дрениро­ванности, а также установки противовыбросового оборудования для эффек­тивного управления скважиной при возможных нефтегазоводопроявлениях в процессе бурения под первую промежуточную колонну;

- первая промежуточная колонна из труб Ø 324мм спускается на глу­бину 2000м для перекрытия четвертичных отложений, апшеронского и акчагыльского ярусов, части верхнего отдела красноцветной толщи, в которых возможны обвалы ствола и поглощения бурового раствора в процессе провод­ки скважины, а также обеспечивает успешную проводку скважины до глуби­ны спуска II промежуточной колонны и эффективное управление скважиной при возможных газонефтеводопроявлениях с помощью противовыбросового оборудования;

- вторая промежуточная колонна из труб Ø245мм спускается на глубину 3600м, обеспечивает успешную проводку скважины до глубины спуска эксплуатационной колонны, а также эффективное управление скважиной при проявлениях, при вскрытии высоконапорных газоконденсатных горизон­тов с помощью противовыбросового оборудования.

Башмак Ø245 мм второй промежуточной колонны устанавливается в глинистой пачке между горизонтами НК-8 и НК-9. Глубина установки башмака корректируется по данным каротажа;

-эксплуатационная колонна из труб диаметром Ø168мм спускается на проектную глубину 3760м, обеспечивает необходимые условия опробования продуктивных пластов и проведение ремонтно-изоляционных работ. Окончательная глубина спуска эксплуатационной колонны корректируется по дан­ным ГИС.

Подъем цемента за всеми колоннами производится до устья.

Бурение скважин под кондуктор проектируется осуществлять на нефтеэмульсионном гуматно-лигносульфонатном буровом растворе, под промежуточные и эксплуатационную колонны - на полимерном, ингибирован­ном цементом буровом растворе АЛКАР-3 по рецептуре института "Небитгазылмытаслама" [6, 7].

В процессе бурения эксплуатационных скважин отбор керна, как правило, не проектируется. Отбор отдельных образцов керна может быть заплани­рован с целью изучения их фильтрационных свойств и разработки мероприя­тий по их эффективному (без загрязнения) вскрытию.

Отдельные исследования пластов в процессе бурения и другими способами могут быть запланированы и выполнены с целью уточнения пластовых давлений, давлений гидроразрыва породи насыщения пород.

Для проводки скважин планируется использование глинистых растворов на водной основе, утяжеленных баритом и обработанных хромлигносульфонатными реагентами и ингибированные цементом.

С целью достижения наибольшего технологического эффекта производится регулировка фильтрационных и реологических свойств раствора. Для «скрытия продуктивного объекта буровой раствор подвергается специальной обработке с целью уменьшения его водоотдачи и придания фильтрату свойств, предупреждающих загрязнение пласта.

Защита пласта от загрязнения при вторичном вскрытии достигается перфорацией колонны в условиях заданной депрессии на пласт с помощью перфораторов ПКО -86 (на буровом растворе) или «Пауржет», «Энержет» (на воде), с последующим плавным (во избежание разрушений приствольной зоны) запуском объекта в работу по технологии института "Небитгазылмытаслама" [8].

Для сооружения скважин требуются буровые установки нормального ряда БУ-5000 на дизельном приводе - «Уралмаш-ЗД» и дизель-электрическом -«ZJ 70 DS».

Буровые станки, кроме оборудования, входящего в комплект, должны быть оснащены также комплектными противовыбросовыми установками и дополнительным оборудованием для приготовления, очистки и хранения утяжеленных буровых растворов в условиях пустыни.

При бурении используются жесткие компоновки низа бурильных ко­лонн согласно регламента, разработанного лабораторией технологии бурения института "Небитгазылмытаслама". Рекомендуемые компоновки предотвра­щают искривление ствола скважины. Их применение не требует проведения дополнительных шаблонировок и проработок ствола скважин перед спус­ком обсадных колонн.

Для проходки стволов скважин рекомендуется применять высокопроизводительные 3-х шарошечные долота серии МС-ЦГАУ, МС-ЦГВУ и С-ЦГВУ. Регулировка режимных параметров производится в соответствии с техниче­ским проектом или геолого-техническим нарядом (ГТН).

С целью изучения характера изменения нефтегазонасьпценности пластов и для наиболее полного извлечения запасов в процессе разработки нефтегазо­вых залежей необходимо осуществлять комплексные гидрогазодинамические, промыслово-геофизические и лабораторные исследования [9, 10 11].

Контроль за разработкой нефтегазовых залежей, состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования должен включать следующий ми­нимум исследований по действующим добывающим скважинам:

- систематические и периодические контрольные измерения и опреде­ления пластовых, забойных и устьевых давлений. Забойное давление должно измеряться в виде разовых исследований по всем новым добы­вающим скважинам и после выхода их из ремонта, а также системати­чески - в действующих скважинах не реже двух раз в год. Определе­ние пластового давления должно осуществляться в виде разовых ис­следований по всем скважинам, вскрывшим продуктивные пласты (в том числе и в законтурной области), после выхода их из бурения или проведения ремонтных работ и систематически в действующих добы­вающих скважинах не реже одного раза в полугодие; исследования методом установившихся отборов должны проводиться как разовые по всем новым скважинам, а также по действующим скважинам до и после ремонтов, геолого-технических мероприятий (ГТМ) связанных с изменением со­стояния призабойной зоны, так и систематически по действующим добывающим скважинам не реже одного раза в два года;

- исследования скважин методом восстановления давления производит­ся в виде разовых исследований по всем новым добывающим, а также скважинам, вышедшим из ремонта и систематически по действующим добывающим скважинам не реже одного раза в два года.

Кроме того, осуществляется контроль динамики изменения текущей и накопленной добычи нефти, воды и газа по залежи в целом, по отдельным пластам, участкам, отдельным скважинам. По скважинам, вскрывающим многопластовые объекты, исследования методом восстановления давления должны производиться одновременно с исследованиями профиля притока геофизической службой:

- изучение профилей притока должны осуществляться как разовые иссле­дования по всем новым добывающим скважинам и после ГТМ, связан­ных с воздействием на призабойную зону, так и систематически по до­бывающим скважинам, оборудованным для производства глубинных измерений не реже одного раза в год.

Эти исследования могут производиться в сочетании с исследованиями методом установившихся отборов и восстановления давления, так и самостоятельно:

• контроль за положением ВНК, ГНК и ГВК измерения нефтегазонасыщенности должны осуществляться с помощью комплекса геофизиче­ских методов по наблюдательным скважинам, скважинам опорной сети не реже одного раза в полугодие, а также по добывающим скважинам процессе ГТМ;
• определение источников и интервалов обводнения, вскрытых перфора­цией производится, как в процессе изучения профилей притока, так и самостоятельно при обводнении продукции скважин;
• определение температуры по стволу работающей скважины произво­дится выборочно по отдельным скважинам не реже одного раза в год;
• определение пластовой и забойной температуры производится в процес­се измерения забойного и пластового давления не реже одного раза в полугодие;
• обследование состояния эксплуатационных колонн должно проводиться по фонду добывающих скважин в процессе ремонта, ГТМ и подозрении на образование дефекта. При исследовании выявляются места повреж­дения колонн, состояние цементного кольца и местоположение заколонных перетоков;
• ревизию газлифтных клапанов и определение места ввода газа в подъ­емник рекомендуется проводить после спуска лифта и в случае резкого снижения дебита скважины;
• отбор глубинных проб нефти и их последующий анализ должны осуще­ствляться по специально выделенным опорным скважинам, общее коли­чество которых должно составлять не менее 5% от всего фонда добы­вающих скважин;
• отбор устьевых проб нефти, газа и конденсата для определения физико­ химических свойств в поверхностных условиях рекомендуется осуществлять один раз в год по скважинам опорной сети.

Анализ геолого-промысловых материалов показывает, что в эксплуатационном фонде имеется ряд скважин с гидродинамическим несовершенством по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта. При составлении проекта разработки газоконденсатных залежей месторождения с целью увеличения продуктивности скважин рекомендуется определить объекты дострела и перестр­ела продуктивного горизонта в газовой среде усиленными зарядами [12, 13].

Для увеличения продуктивности низкодебитных скважин рекоменду­ется проведение глинокислотных обработок призабойной зоны пласта и гидроразрыва пласта.

На основе полученных положительных результатов использования способа одновременной эксплуатации скважин месторождения Корпедже по трубному и затрубному пространству также рекомендуется продолжить его внедрение в малодебитных скважинах [14,15].

В настоящее время капитальный ремонт скважин осуществляется с применением глинистого раствора различной плотности. Во избежание загрязнения призабойной зоны рекомендуется проведение испытания на скважинах облегченного полимерно-углеводородного раствора, разработанного Научно-исследовательским институтом природного газа ГК "Туркменгаз", обеспечивающего сохранение па­раметров призабойной зоны.

Комплексное внедрение вышеуказанных мероприятий позволит поддерживать добычу газа по месторождению Корпедже на проектном уровне.

По простаивающему и бездействующему фонду нефтяных скважин и по фонду скважин, находящихся в освоении после бурения, рекомендуется производство работ по их восстановлению, освоению и вводу в действие: возвра­ты скважин на выше- и нижележащие горизонты, водоизоляционные работы на основе проведения комплекса геофизических исследований скважин (ГИС), обследование эксплуатационных ко­лонн, извлечение аварийных НКТ и пакеров. Все работы на скважинах произ­водить с учетом материалов ГИС, проводимого в процессе ремонта. При ре­монтах необходимо применять новые технологии (технология "Сликлайн", гибкие НКТ и др.) [16].

Сроки производства ремонтных работ будут определяться многими факторами как геологическими (выработанность эксплуатируемого объекта, отсутствие близкорасположенных скважин на возвратном объекте, результаты опробования его на данном участке и др.), так и техническими (состояние скважины, наличие необходимого обустройства и др.) Поэтому прогнозиро­вать их по конкретным скважинам на перспективу не представляется возмож­ным. Возможность и целесообразность производства работ, и сроки их выпол­нения будут определяться в процессе эксплуатации месторождения конкретно по каждой скважине.

Расчеты добычи конденсата по годам разработки являются методологически не до конца решенной задачей [17]. Инструкциями [18] и правилами разработки газоконденсат­ных месторождений предусматривается определение величины коэффициента извлече­ния конденсата из пласта на данный период разработки месторождения.

Для этого используют кривые дифференциальной конденсации, полученные экспери­ментально или расчетным путем.

Получают изотермы конденсации при температуре, соответствующей температуре пласта. Наиболее достоверными такие изотермы получаются в результате совмещения экспериментального и расчетного методов, что выполнено в работах [19] для всех объектов разработки месторождения Корпедже. Полученные изотермы кон­денсации дают возможность определить потенциальное содержание стабильного конден­сата в пластовом газе на любой прогнозируемый период разработки любого пласта и рас­считать добычу конденсата за любой рассматриваемый интервал времени.

Фактический удельный выход конденсата, по которому необходимо вести расчет добычи конденсата за рассматриваемый период, должен быть определен в соответствии с соотношением:

где - фактический выход конденсата, г/нм³;

- потенциальное содержание конденсата в пластовом газе на расчетный период, г/нм³;

- содержание углеводородов С5+выше (стабильного конденсата) в товарном газе, подаваемом из УКПГ в газопровод, г/нм³;

- технологические потери конденсата при подготовке на УКПГ, г/нм³. Добыча конденсата за планируемый период должна быть рассчитана по формуле:

(т/год)

где V_г, -объем добычи газа за рассматриваемый период, м³

По данным комплекса исследований составов товарного газа, выходящего из УКПГ Корпедже, среднее содержание в газе углеводородов С5+выше составляет:

При моллекулярных массах этих углеводородов:

в результате пересчета получается величина остаточного содержания стабильного конденсата в товарном газе:

Система сбора газа и конденсата герметична, а подготовка газа на установке низкотемпературной конденсации (УНТС), с точки зрения потерь стабильного конденсата, имеет один потенциальный источник потерь-сброс из от парной колонны установки регенерации ДЭГ-а, циркулирующего в системе сепарации.

За основу определения величины технологических потерь при сбросе паров из от парной колонны в атмосферу приняты данные исследований института и литературные данные по составу паров и содержание в них углеводородов С5+выше.

Установлено, что при фактических режимах работы аппаратов УКПГ в регенерационной колонне выпаривается вода в количестве . При принятом составе паровой фазы, сбрасываемой из испарителя:

ДЭГ - 10%, вода - 70%, конденсат - 2% [20] удельные технологические потери конденсата при регенерации насыщенного ДЭГ а

составляют

 Другие категории потерь конденсата, связанные с эксплуатацией устьевой армату­ры скважин, сборной системы и аппаратов УКПГ, в данной работе не могут быть рассмотрены, так как имеют обычно условно - нормативный характер и могут оце­ниваться в целом по аналогии с нормативом потерь при транспорте нефти на уровне 1%.

Вопросы техники безопасности и охраны окружающей среды рассматриваются как комплекс предусматриваемых технических мероприятий и системы контроля, обеспечивающих предупреждение недопустимых потерь углеводородного сырья и ограничение загрязнения окружающей среды в соответ­ствии с действующими нормативами по предельно допустимым выбросам вредных веществ [21, 22, 23, 24]. В районе расположения разведочных и эксплуатационных скважин, а также промыслового оборудования, нет естественных источников и водоемов пресных вод и на нефтепромыслы подается морская вода. Все загрязненные воды должны быть утилизированы в амбарах и на полях испарения независимо от объема добычи нефти.

При эксплуатации добывающих скважин и нефтегазосборных сооружений комплексная система безопасности и охраны окружающей среды включает:

• контроль за состоянием скважинной арматуры;
• выбор оборудования и трубопроводов, соответствующих заданным условиям эксплуатации с учетом действующих нормативов;
• периодические испытания оборудования на прочность (опрессовки);
• защита от коррозии;
• предотвращение технологических осложнений, создающих аварий­ные ситуации (загидрачивание газовых коммуникаций, отложение парафина и солей в скважинах и системах сбора), с применением специальных веществ - ингибиторов.

При сборе и хранении нефти требование безопасности и сокращения выбросов углеводородов в окружающую среду обеспечиваются на стадии вооружения сборных пунктов с соблюдением строительных норм и правил, необходимое оборудование резервуаров плавающими крышами или дыхательной арматурой с обязательным обвалованием резервуарных парков для локализации аварийных разливов нефти [25, 26, 27].

При осуществлении газлифтного способа добычи нефти, при высоком проявлении нагнетаемого в скважину газа для обеспечения безопасности и защиты окружающей среды предусматривается (кроме выполнения проектирования и строительства основных объектов в полном соответствии с требуемыми технологическими параметрами эксплуатации по действующим СНиПам) сооружение и правильная эксплуатация дополнительного технологического оборудования, обеспечивающего безгидратный режим эксплуатации газораспределительных систем (печи для подогрева газа и установка для ингибирования). В случае сооружения печей для подогрева углеводородов произвести предварительный расчет загрязнения атмосферы продуктами сгорания и оценить необходимость определения ПДК.

Хранение и использование химреагентов предусматривается производить в соответствии с их индивидуальными особенностями и в соответствии с Правилами по технике безопасности в нефтяной промышленности, включая обеспечение работников средствами индивидуальной защиты (СИЗ), проведение инструкций и проведение мониторинга состояния оборудования, используемого для применения химреагентов (ПАВ, метанол и т.д.).

Эксплуатация электроустановок и теплотехнического оборудования предусматривается в соответствии с действующими правилами ТБ и ППТ.

По оценкам, произведенным Нефтегазовым научным и проектным институтом ГК «Туркменнефть», на нефтепромыслах с аналогичной технологией добычи и сбора нефти максимальные концентрации перечисленных выше вредных веществ на границе санитарной зоны (в радиусе 1000м от источника выброса) не превышают предельно допустимых (ПДК), которые устанавливаются для каждого вредного вещества индивидуально по методике Госкомгидромета (ОНД-86).

В связи с этим, выбросы вредных веществ в атмосферу, при соблюдении штатных (безаварийных) технологических режимов эксплуатации нефтегазопромыслового оборудования, могут считаться ориентировочно соответствующими предельно допустимым выбросам (ПДВ) [28].

Детальная оценка выбросов по всем промысловым объектам учтена при составлении экологического паспорта.

Экологический паспорт разрабатывается в соответствии с ГОСТ-ом 17.0.0.04-90 «Система стандартов в области охраны природы и улучшения использования природных ресурсов», в котором уже дается полный технологический цикл данного производства от поставки исходных продуктов до полу­чения готовой продукции [29]. При этом на каждом производстве тщательно про­веряется и вычисляется наличие выбросов, сбросов и твердых отходов и анализируется их влияние на окружающую среду. Весь этот материал описывается и рассчитывается в соответствующих главах экологического паспорта. Здесь же выводится заключение о необходимости расчета норм ПДВ, резуль­таты которых оформляются в виде второго тома, но в перспективе, в случае увеличения объемов добычи нефти за счет миоцено-палеогеновых и мезозойских подстилающих красноцветных отложений, необходимо будет откорректиро­вать все расчеты по выбросам.

В настоящее время на месторождении Корпедже не применяются новые методы воздействия на пласт, выделяющие вредные отходы [30].

В соответствии с Законом «Об углеводородных ресурсах» и «Правилами разработки углеводородных месторождений Туркменистана», разрабатывае­мое месторождение должно иметь согласованный план по охране окружаю­щей среды, который должен содержать следующее:

• полную программу мониторинга воздуха, воды, почвы, флоры и фауны и контроля за отходами;
• план хранения, транспортировки, очистки, обезвреживания и удаления отходов;
• порядок ликвидации участка после окончания работ;
• план охраны атмосферного воздуха.

Согласно ТД8 ИСО 14001. «Системы управления окружающей средой в процессе идентификации важных экологических аспектов, связанных с деятельностью функциональных единиц», следует вести мониторинг:

• выбросов в атмосферу;
• сбросов в воду;
• удаления и очистки сточных вод;
• радиоактивного заражения местности;
• использования сырья и природных ресурсов.

Все законодательные и нормативные акты по охране окружающей среды должны учитываться на стадии разработки проекта обустройства месторождения и проектах по строительству газоперерабатывающих заводов и пройти согласование в Министерстве Охраны Природы Туркменистана.

По окончании бурения дополнительных газовых скважин и ввода в эксплуатацию объектов переработки газа необходимо провести комплексное эко­логическое обследование территории месторождения с целью определения оценки воздействия на окружающую среду.

Список литературы:

1. Деряев А.Р., Гулатаров Х., Мантрова С.В., Рекомендации по буровым растворам для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов на месторождении Северный Готурдепе, Сборник института Нефти и газа, выпуск 8, Ашгабат, Туркменская служба издания 2014.
2. Деряев А.Р. Еседулаев Р., Основы технологии бурения при освоении нефтегазовых пластов методом ОРЭ. Научная монография. Ашгабат: Ылым. 2017. Стр. 147-173.
3. Деряев А.Р. Технологические особенности вскрытия многопластовых продуктивных горизонтов и освоение их для одновременно-раздельной эксплуатации. // сборник статей института “Нефть и газ” выпуск 11 (2015 г.). – стр.183-193
4. А.Р. Деряев., Разработка конструкции скважин для метода одновременно-раздельной эксплуатации нескольких нефтяных пластов. «Наука и техника в Туркменистане». №6. 2013. С 71-77.
5. Методические указания по выбору конструкций нефтяных и газовых скважин, проектируемых для бурения разведочных и эксплуатационных на площадях - Москва Миннефтепром, 1973.
6. И.В. Элияшевский, М.Н. Сторонский, Я.М. Орсуляк. Типовые задачи и расчеты в бурении, – М.: Недра, 1982.
7. А.Г. Калинин. Бурение нефтяных и газовых скважин, - Москва ЦентрЛитНефтеГаз 2008.
8. Пути повышения эффективности буровых работ на месторождениях Западной Туркмении//Тр/СевКавНИПИнефть.- Грозный: 1982. –вып.22. –77с.
9. Азизов, Ф.Х. Опыт применения технологии ОРРНЭО. Установки ОРЗ, ОРД и компоновки для изоляции негерметичной эксплуатационной колонны / Ф.Х. Азизов // Инженерная практика. – 2011. – № 3. – С.101-103.
10. Атнабаев, А.И. Внедрение технологий ОРЭ в ОАО «Белкамнефть» / А.И. Атнабаев, Ю.Н. Петрусевич // Инженерная практика. – 2010. – №1. – С. 44-45.
11. Емельянов, А.В. Скважинные компоновки для одновременной добычи и обработки ПЗП / А.В. Емельянов // Инженерная практика. – 2011. – № 3. – С.58-62.
12. Казанцев, И.Ю. Опыт внедрения технологии одновременно-раздельной эксплуатации на Верхнеколик-Еганском месторождении / И.Ю. Казанцев, А.О. Гордеев, И.А. Вахрушева, А.А. Луценко // Нефтяное хозяйство. – 2010. - № 2. - С. 44-47.
13. Мирзаджанзаде, А.Х. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность / А.Х. Мирзаджанзаде, М.М. Хасанов, Р.Н. Бахтизин. - Москва–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. – 368 с.
14. Николаев, О.С. Скважинное оборудование для ОРЭ: разработка, внедрение, сервис / О.С. Николаев // Инженерная практика. – 2010. – № 1. – С. 78-83.
15. Окунев, В.С. Фальстарт или первый блин комом: сложности в применении технологии ОРЭ на нефтяном фонде / В.С. Окунев// Инженерная практика. – 2011. – № 3. – С. 14-18.
16. Будлов, С. Технологии ОРЭ и «интеллектуализации» скважин снижают риски и улучшают экономику добычи / С. Будлов // Инженерная практика. – 2010. – № 1. – 58-60 с.
17. 17. Жданов Н.В., Халир А.Л. М. Осушка природных газов. - М.: Недра, 1975.
18. 18. Инструкция   по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Зотов Г.А., Алиев Э.С. М., «Недра», 1980.
19. Изучение и моделирование взаимодействия систем газ, конденсат, нефть. Пластовая вода в залежах Юго-Западной Туркмении (договор 18/91). От­чет по теме ДСП (Туркменский Государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности). Руководитель Сапаров А., Таганклычев А., Зелепукин И.Ф., Небит даг,1991.
20. Подсчет запасов нефти, газа и конденсата Корпеджинского месторож­дения (договор 16/93). Отчет по теме ДСП (Балканский научно-исследовательский и проектный институт). Том II. Руководитель Кузьмин А.А., Небитдаг,1995.
21. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. – М: Недра 1977.
22. Басарыгин Ю.М., Булатов В.Ф., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Учеб. Для вузов. – М: Недра - Бизнесцентр, 2001.
23. Алиев З.С., Шеремет В.В Определение производительности горизонтальных скважин, вскывающих газовых и нефтяные пласты. – М: Недра 1995.
24. Х. Гулатаров, Деряев А.Р., Еседулаев Р.Э. Особенности технологии бурения горизонтальных скважин способом электробурения, (Монография), Наука, Ашгабат 2019, Стр. 276-301.
25. Задора Г.И. Оператор по добыче природного газа. – М., «Недра», 1980, с.261.
26. ВП Туркменистана №380, 19.10.2004 С09К 7/02, Жидкость для глушения скважин. А.С. СССР №1406337, Е21В 43/13, Устройство для ремонта скважин.
27. ОП Туркменистана №603 (от 06.06.2014г.), Способ одновременно-раздельной эксплуатации двух продуктивных горизонтов одной скважиной;
28. Оборудование при ОРЭ научно-производственной фирмы Пакер Пакер (каталоги продукции оборудования при ОРЭ научно-производственной фирмы выпуск №4 2007г и выпуск №7 2009г)
29. Требин Ф.А., Макогон Ю.Ф., Басилаев К.С. Добыча природного газа. -Москва: Недра, 1976г.
30. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. - Москва: Недра, 1975г.