Способ сооружения и эксплуатации комплекса земляных амбаров- накопителей отходов бурения и пластового флюида

 

Изобретение относится к охране окружающей природной среды при строительстве нефтегазовых скважин на суше. В период, предшествующий началу эксплуатации амбара-накопителя, отходы бурения (ОБ) в виде буровых сточных вод (БСВ) в период максимального испарения влаги частично откачивают насосом. Обрабатывают их коагулянтом и флокулянтом с одновременным введением высокодисперсного порошкообразного материала. Выпускают образовавшуюся жидкость в емкость с открытым верхом. Эта емкость находится на дне находящегося в режиме ожидания эксплуатации порожнего амбара-накопителя пластового флюида. После заполнения амбара-накопителя на глубину 0,10 - 0,30 м прекращают выпуск жидкости. Отстаивают жидкость с гравитационным отделением образующегося осадка. В результате формируется дополнительный кольматационный слой противофильтрационного экрана (ПФЭ). Выдерживают амбар до испарения из него жидкости. Повторяют цикл не ранее 48 ч после загущения дополнительного кольматационного слоя ПФЭ. Прекращают выпуск в амбар обработанных БСВ за 15 - 20 суток до бурения интервалов, в которых возможны нефтегазоводопроявления. Технический результат - повышение защитных свойств противофильтрационного экрана земляного амбара-накопителя пластового флюида, поддержание его работоспособности в период, предшествующий началу его эксплуатации, при одновременной утилизации ОБ нефтегазовых скважин в виде БСВ и многотоннажных промышленных отходов цементного производства в виде цементной пыли. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к охране окружающей природной среды при строительстве нефтяных и газовых скважин, в частности, к сооружению и эксплуатации земляных амбаров-накопителей отходов, сопутствующих буровым работам.

Известен способ сооружения отстойно-поглотительного котлована в водопроницаемом грунте, включающий отрывку котлована, нанесение на его стенки и дно изолирующего экрана из глинистой пасты перед последующим заполнением отходами бурения (см. а.с. СССР N 1188185, кл. C 09 K 7/02, 1983).

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного способа, относится то, что в известном способе противофильтрационный экран из глинистой пасты не обеспечивает защиту подземных вод от загрязнения жидкими отходами бурения, накапливаемыми в котловане, отрытом в проницаемом грунте.

Известен способ сооружения и эксплуатации комплекса земляных амбаров-накопителей отходов бурения и пластового флюида, включающий отрывку котлованов в минеральном грунте, гидроизоляцию их на альтернативной основе металлическими листами, синтетической пленкой, железобетонными плитами, деревянными щитами с битумным покрытием, композициями на основе глины, извести, цемента и последующее их заполнение (см. Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше: РД39-133-94. М.: НПО "Буровая техника" - 1994.- 118.).

К недостаткам известного способа относится то, что для гидроизоляции используются дорогостоящие метизы и другие строительные материалы, которые впоследствии захороняются в котлованах вместе с промышленными отходами.

Наиболее близким способом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является способ сооружения и эксплуатации комплекса земляных амбаров-накопителей отходов бурения и пластового флюида, включающий отрывку котлованов в минеральном грунте, гидроизоляцию их глиной с учетом результатов инженерно-геологических изысканий и последующее их заполнение (см. СТО 09- 0147428-037-89. Технологические мероприятия по сооружению и эксплуатации систем сбора и хранения отходов бурения. Грозный: СевКавНИПИнефть.- 1990.-68 с.).

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного способа относится то, что отрывка и гидроизоляция обоих видов земляных амбаров осуществляются до начала бурения скважины одновременно, а эксплуатация амбара для сбора пластового флюида начинается только при возможных нефтегазоводопроявлениях и на заключительном этапе строительства скважины - ее освоении, т.е. тогда, когда противофильтрационный глинистый экран, подвергнувшийся интенсивному отрицательному метеорологическому воздействию, в т.ч. выветриванию и солнечной радиации, а также разрушению поверхности побегами и корневой системой растений растрескался и потерял сплошность. Таким образом, защитные свойства противофильтрационного экрана земляного амбара для сбора пластового флюида к началу его эксплуатации крайне низки и не обеспечивают необходимую защиту грунтовых вод от загрязнения.

К недостаткам известного способа относится также то, что возведение в сооружаемых при бурении нефтегазовой скважины двух видов земляных амбаров, предназначенных для сбора отходов бурения (ОБ) в виде выбуренной породы бурового шлама (БШ), отработанного бурового раствора (ОБР) и буровых сточных вод (БСВ), а также для сбора пластового флюида (высокоминерализованной пластовой воды и углеводородного сырья при нефтегазоводопроявлениях и освоении скважины), в значительной части отличающихся по генезису, токсичности и фильтрационным свойствам, одного типа противофильтрационного экрана из природной глины не обеспечивает необходимую защиту грунтовых вод от загрязнения. С увеличением минерализации растворов NaCl и CaCl₂ коэффициент проницаемости глин возрастает. Основной прирост наблюдается в области концентраций до 10-30 г/л (см. Гольдберг В.М., Скворцов Н.П. Проницаемость и фильтрация в глинах - М.: Недра, 1986.- 160 с.). Следовательно, амбар для сбора пластового флюида и углеводородного сырья требует более надежной гидроизоляции.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Строительство нефтегазовых скважин неизбежно сопровождается накоплением на дневной поверхности отходов бурения, которые аккумулируют, как правило, в земляных шламовых амбарах, сооруженных непосредственно на территории буровой площадки. Загрязняющая способность отходов бурения обусловлена токсичностью химических реагентов, используемых для обработки бурового раствора, который насосами подается на забой скважины и выносит выбуренную породу на поверхность. В результате промывки технической водой очистных устройств (вибросита, пескоотделителя, илоотделителя), желобной системы, гидравлических коробок буровых насосов (при их ремонте, замене пары "поршень-втулка" и уплотнительных элементов) и разбавления остатков бурового раствора образуются буровые сточные воды. Присутствие мелкодисперсных и коллоидных глинистых частиц в ОБР и БСВ при их сбросе в земляной шламовый амбар и седиментации позволяет усилить защитные свойства противофильтрационного экрана, что безусловно является положительным явлением. Соотношение объемов ОБР и БСВ составляет примерно как 1:2.

Накопление на территории земельного отвода, предоставленного во временное краткосрочное пользование на период строительства скважины, жидких отходов бурения помимо необходимости исключения загрязнения грунтовых вод создает проблему экологически безопасной ликвидации земляных шламовых амбаров после окончания строительства скважины и обусловливает платежи за складирование отходов, размер которых достигает 100 тыс. деноминированных рублей.

Сброс пластового флюида по линии дросселирования противовыбросового оборудования в порожний земляной амбар, находящийся при бурении в режиме ожидания возможных нефтегазоводопроявлений и освоения скважины, с разрушенным противофильтрационным экраном вследствие отрицательного метеорологического воздействия и роста корневой системы растений вызовет загрязнение грунтовых вод.

Задача, на решение которой направлено заявляемое изобретение, состоит в повышении защитных свойств противофильтрационного экрана земляного амбара-накопителя пластового флюида, поддержании его работоспособности в период, предшествующий началу его эксплуатации, при одновременной утилизации отходов бурения нефтегазовых скважин в виде буровых сточных вод и многотоннажных промышленных отходов, цементного производства в виде цементной пыли.

Указанный технический результат при осуществлении изобретения достигается тем, что в известном способе сооружения и эксплуатации комплекса земляных амбаров-накопителей отходов бурения и пластового флюида, включающем отрывку котлованов в минеральном грунте, гидроизоляцию полости котлованов глиной с учетом результатов инженерно-геологических изысканий и последующее их заполнение жидкими отходами бурения, особенность заключается в том, что до начала эксплуатации амбара-накопителя пластового флюида из амбара-накопителя отходов бурения в период максимального испарения влаги частично откачивают буровую сточную воду, обрабатывают ее коагулянтом и флокулянтом с одновременным введением высокодисперсного порошкообразного материала, выпускают образовавшуюся жидкость в емкость с открытым верхом, установленную на дне находящегося в режиме ожидания эксплуатации порожнего амбара-накопителя пластового флюида до заполнения его на глубину 0,10-0,30 м, прекращают выпуск жидкости, отстаивают ее с гравитационным отделением образующегося осадка, формирующим дополнительный кольматационный слой глинистого противофильтрационного экрана, выдерживают земляной амбар-накопитель пластового флюида до испарения из него жидкости, повторяют цикл не ранее 48 часов после загущения дополнительного кольматационного слоя, прекращают выпуск обработанных сточных вод за 15-20 суток до бурения интервалов, в которых геолого-техническим нарядом прогнозируются нефтегазоводопроявления, а также до начала освоения скважины. Выпуск обработанных сточных вод в порожний амбар-накопитель пластового флюида немедленно прекращают при возникновении непрогнозируемого нефтегазоводопроявления. Кроме того, особенность способа заключается в том, что в качестве высокодисперсного порошкообразного материала используют многотоннажный промышленный отход в виде цементной пыли в количестве 3-18% от массы обрабатываемой сточной воды.

Проведенный заявителем анализ уровня техники, включающий поиск по патентным и научно-техническим источникам информации, и выявление источников, содержащих сведения об аналогах заявленного изобретения, позволил установить отсутствие источника, характеризующегося признаками, тождественными всем существенным признакам заявляемого изобретения. Определение из перечня выявленных аналогов прототипа, как наиболее близкого по совокупности признаков аналога, позволил установить совокупность существенных по отношению к усматриваемому заявителем техническому результату отличительных признаков в заявленном способе, изложенных в формуле изобретения.

Следовательно, заявленное изобретение соответствует условию "новизна".

Для проверки соответствия заявленного изобретения условию "изобретательский уровень" заявитель провел дополнительный поиск известных решений, чтобы выявить признаки, совпадающие с отличительными от прототипа признаками заявленного способа. Результаты поиска показали, что заявленное изобретение не вытекает для специалиста явным образом из известного уровня техники, поскольку из уровня техники, определенного заявителем, не выявлено влияния предусматриваемых существенными признаками заявленного изобретения преобразований для достижения технического результата. В частности, заявленным изобретением не предусматриваются следующие преобразования: дополнение известного средства какой-либо известной частью (частями), присоединяемой (присоединяемыми) к нему по известным правилам, для достижения технического результата, в отношении которого установлено влияние именно такого дополнения; замена какой-либо части (частей) известного средства другой известной частью для достижения технического результата, в отношении которого установлено влияние именно такой замены; исключение какой-либо части (элемента, действия) средства с одновременным исключением обусловленной ее наличием функции и достижением при этом обычного для такого исключения результата; увеличение количества однотипных элементов действий, для усиления технического результата, обусловленного наличием в средстве именно таких элементов, действий; выполнение известного средства или его части (частей) из известного материала для достижения технического результата, обусловленного известными свойствами этого материала; создания средства, состоящего из известных частей, выбор которых и связь между которыми осуществлены на основании известных правил, рекомендаций и достигаемый при этом технический результат обусловлен только известными свойствами частей этого средства и связей между ними.

Описываемое изобретение не основано на изменении количественного признака (признаков), представлении таких признаков во взаимосвязи либо изменении ее вида. Имеется в виду случай, когда известен факт влияния каждого из указанных признаков на технический результат, и новые значения этих признаков или взаимосвязь могли быть получены исходя из известных зависимостей, закономерностей.

Следовательно, заявленное изобретение соответствует условию "изобретательский уровень".

Способ осуществляют следующими действиями в порядке изложения: сооружают на территории буровой площадки комплекс земляных амбаров-накопителей отходов бурения и пластового флюида путем отрывки котлованов в минеральном грунте с учетом результатов инженерно-геологических изысканий; гидроизолируют полости котлованов глиной с учетом результатов инженерно- геологических изысканий; заполняют амбар-накопитель жидкими отходами бурения: до начала эксплуатации амбара-накопителя пластового флюида в период максимального испарения влаги частично откачивают из амбара-накопителя отходов бурения буровую сточную воду; обрабатывают буровую сточную воду коагулянтом и флокулянтом с одновременным введением высокодисперсного порошкообразного материала, в качестве которого используют многотоннажный промышленный отход в виде цементной пыли; выпускают образовавшуюся жидкость в емкость с открытым верхом, установленную на дне порожнего амбара-накопителя пластового флюида до заполнения его на глубину 0,10-0,30 м; прекращают выпуск жидкости; отстаивают жидкость в амбаре-накопителе пластового флюида с гравитационным отделением образующегося осадка, формирующего дополнительный кольматационный слой глинистого противофильтрационного экрана; выдерживают земляной амбар-накопитель до испарения жидкости; выдерживают дополнительный кольматационный слой глинистого противофильтрационного экрана до перехода его в загущенное состояние; повторяют цикл работ не ранее 48 часов после испарения жидкости из амбара-накопителя пластового флюида и загущения дополнительного кольматационного слоя из осадка сточных вод и мелкодисперсного порошкообразного материала; операцию проводят за 15-20 суток до бурения интервалов, в которых геолого-техническим нарядом прогнозируются нефтегазоводопроявления, а также до начала освоения скважины; немедленно прекращают выпуск обработанных сточных вод при возникновении нефтегазоводопроявления.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 изображен план буровой площадки; на фиг. 2 - разрез амбаров по линии А-А (поз 12, 13, 14, 15, 16 не показаны).

На стадии подготовительных работ (до начала бурения скважины) на территории буровой площадки 1 с устьем скважины 2 механизированным способом отрывают в минеральном грунте котлован 3 под земляной амбар-накопитель отходов бурения и котлован 4 под земляной амбар для сбора пластового флюида (на линии дросселирования 5 противовыбросового оборудования, установленного на устье скважины 2).

Глубина котлованов 3 и 4 определяется на основе результатов инженерно-геологических изысканий, выполненных на территории буровой площадки до проведения земляных работ и завоза строительных машин, а также бурового оборудования. Расстояние от дна амбаров до наивысшего уровня грунтовых вод 6, с учетом его сезонных колебаний, должно быть не меньше 2 м.

Полости котлованов 3 и 4 покрывают противофильтрационным экраном 7 и 8 соответственно. В качестве гидроизолирующего материала используют глину, толщина которой, способ ее укладки и уплотнения определяются в зависимости от литологического разреза площадки и необходимости обеспечения коэффициента фильтрации для жидких отходов IV класса опасности по ГОСТ 12.1.007-76^* не более 10^-5 см/с (0,01 м/сут).

В процессе бурения скважины буровой раствор, выходящий на дневной поверхности из сливной воронки (на чертеже не показана) на устье скважины 2, по желобу 9 направляется на блок очистки 10, в котором происходит отделение выбуренной породы, сбрасываемой в земляной амбар 3. Вместе с выбуренной породой в амбар 3 попадает часть бурового раствора, теряемого на очистных устройствах. Буровые сточные воды, образующиеся при промывке технической водой оборудования и рабочих площадок, по системе бетонированных лотков (на чертежах не показаны) также направляются в земляной амбар 3.

В процессе бурения скважины противофильтрационный экран 8 порожнего амбара 4, находящегося в режиме ожидания возможных нефтегазоводопроявлений, из-за отрицательного метеорологического воздействия и разрушения его поверхности побегами и корневой системой растений приходит в негодность.

Для поддержания противофильтрационного экрана 8 амбара 4 в работоспособном состоянии с одновременным усилением его защитных свойств, минимизации объемов отходов бурения, находящихся в амбаре 3, в период максимального испарения влаги насосом 11 типа 9МГр или т.п. откачивают буровую сточную воду из амбара 3 и направляют на блок ее обработки 12. Блок обработки включает гидросмеситель 13, к которому подведены патрубки от емкостей с раствором коагулянта 14, раствором флокулянта 15 и бункера 16 с порошкообразным высокодисперсным кольматирующим материалом.

В качестве коагулянта используют сернокислый алюминий, флокулянта - раствор полиакриламида, порошкообразного материала - многотоннажный промышленный отход в виде цементной пыли.

Обработанную в гидросмесителе 13 указанными реагентами и материалом буровую сточную воду по трубопроводу 17 выпускают в амбар 4. Для предотвращения разрушения противофильтрационного экрана 8 амбара 4 струей воды трубопровод 17 подводится к металлической емкости 18 с открытым верхом, из которой вода равномерным слоем растекается по полости амбара 4. Сброс воды осуществляют до достижения слоя воды в амбаре 4 толщиной 0,1-0,3 м. Верхний и нижний пределы уровня выпускаемой воды в амбар 4 обусловлены необходимостью смачивания всей поверхности дна, которая не всегда бывает строго горизонтальной.

После достижения заданного уровня прекращают выпуск обработанной воды в амбар 4, где в результате коагуляции и флокуляции происходит осветление воды с выпадением в осадок глинистых коллоидных частиц и высокодисперсной цементной пыли, образующих дополнительный кольматационный слой противофильтрационного экрана 8.

После испарения осветленной жидкости из амбара 4, не загрязняющего атмосферный воздух, и выдерживания дополнительного кольматационного слоя глинистого противофильтрационного экрана до перехода его в загущенное состояние цикл повторяют не ранее чем через 48 часов.

Выпуск обработанных сточных вод в амбар 4 прекращают за 15-20 суток до бурения интервалов, в которых геолого-техническим нарядом прогнозируются нефтегазоводопроявления, а также до начала освоения скважины.

Выпуск обработанных сточных вод в амбар 4 прекращают немедленно при возникновении непрогнозируемого нефтегазоводопроявления.

Расход утилизируемой цементной пыли для создания дополнительного кольматационного слоя глинистого противофильтрационного экрана 8 составляет от 3 до 18% от массы обрабатываемой сточной воды. Снижение введения цементной пыли (< 3 %) в БСВ не приведет к усилению защитных свойств противофильтрационного экрана 8 амбара 4. Увеличение ввода цементной пыли (> 18 %) затрудняет процесс физико-химической очистки БСВ и вызывает повышенный расход коагулянта и флокулянта.

Реализация предложенного способа помимо указанного выше технического результата обеспечивает минимизацию объемов отходов бурения и снижение размеров платежей за их размещение, а также за складирование многотоннажного промышленного отхода АО "Себряковцемент" в виде цементной пыли.

Таким образом, изложенные сведения свидетельствуют о выполнении при использовании заявленного изобретения (способа) следующей совокупности условий: средство, воплощающее заявленный способ при его осуществлении, предназначено для использования в промышленности, а именно в нефтегазовой отрасли при строительстве скважин на суше: для заявленного способа в том виде, как он охарактеризован в независимом пункте изложенной формулы изобретения, подтверждена возможность его осуществления с помощью описанных в заявке или известных до даты приоритета средств и методов.

Следовательно, заявленное изобретение соответствует условию "промышленная применимость".

Формула изобретения

1. Способ сооружения и эксплуатации комплекса земляных амбаров-накопителей отходов бурения и пластового флюида, включающий отрывку котлованов в минеральном грунте, гидроизоляцию полости котлованов глиной с учетом результатов инженерно-геологических изысканий и последующее их заполнение, отличающийся тем, что до начала эксплуатации амбара-накопителя пластового флюида в период максимального испарения влаги из амбара-накопителя отходов бурения частично откачивают буровую сточную воду, обрабатывают ее коагулянтом и флокулянтом с одновременным введением высокодисперсного порошкообразного материала, выпускают образовавшуюся жидкость в емкость с открытым верхом, установленную на дне находящегося в режиме ожидания эксплуатации порожнего амбара-накопителя пластового флюида до заполнения его на глубину 0,10 - 0,30 м, прекращают выпуск жидкости, отстаивают ее с гравитационным отделением образующегося осадка, формирующим дополнительный кольматационный слой глинистого противофильтрационного экрана, выдерживают земляной амбар-накопитель пластового флюида до испарения из него жидкости, повторяют цикл не ранее 48 ч после загущения дополнительного кольматационного слоя, прекращают выпуск обработанных сточных вод за 15 - 20 суток до бурения интервалов, в которых геолого-техническим нарядом прогнозируются нефтегазоводопроявления, а также до начала освоения скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что выпуск обработанных сточных вод в порожний амбар-накопитель пластового флюида немедленно прекращают при возникновении нефтегазоводопроявления.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве высокодисперсного порошкообразного материала используют многотоннажный промышленный отход в виде цементной пыли в количестве 3 - 18% от массы обрабатываемой сточной воды.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2