Подравляю всех посетителей нашего форума с 47 годовщиной провозглашения Дня Охраны Окружающей Среды - Дня Эколога!

Отходы бурения нефтяных и газовых скважин

Отходы производства и потребления, расчеты и нормативы образования отходов, ФККО, расчеты класса опасности отхода, утилизация отходов. Способы захоронения и нейтрализации отходов.

Модератор: Raccoon

Аватара пользователя
DeadLine
Administrator
Сообщения: 10923
Зарегистрирован: 03 май 2006, 06:37
Откуда: Тюмень
Благодарил (а): 350 раз
Поблагодарили: 569 раз
Контактная информация:

Отходы бурения нефтяных и газовых скважин

Сообщение DeadLine » 11 фев 2011, 07:37

"Чем дальше в лес, тем толще партизаны"

Все больше внимания сейчас стали уделять отходам бурения, давайте попробуем систематизировать все имеющиеся данные.

К обсуждению приглашаются коллеги, которые сталкиваются с такими отходами.

Флуд и оффтоп будут жестко пресекаться!

Буровые сточные воды
Отработанный буровой раствор
Буровой шлам
Изображение

Аватара пользователя
sokas
Профи
Сообщения: 749
Зарегистрирован: 07 май 2008, 17:39
Откуда: Тюмень
Благодарил (а): 68 раз
Поблагодарили: 109 раз

Re: Отходы бурения нефтяных и газовых скважин

Сообщение sokas » 11 фев 2011, 09:40

Отходы, образующиеся при ликвидации и рекультивации шламовых амбаров:
- 341 000 00 00 00 0 отходы при добыче нефти и газа (обезвреженный буровой шлам);
- 546 000 00 00 00 0 эмульсия сточных вод с выбуренной породой при бурении эксплуатационных скважин.
Отходы, образующиеся при ликвидации и рекультивации временных шламонакопителей:
- 341 000 00 00 00 0 отходы при добыче нефти и газа (буровой шлам);
- 571 029 00 01 00 0 отходы затвердевшего полиэтилена (загрязненного буровым шламом);
- 546 000 00 00 00 0 эмульсия сточных вод с выбуренной породой при бурении эксплуатационных скважин.
Отходы, образующиеся при безамбарном бурении:
- 341 000 00 00 00 0 отходы при добыче нефти и газа (отходы бурения).
Отходы, образующиеся при строительстве переходо методом ННБ:
- 341 001 01 04 99 5 (согласно СТО ГАЗПРОМ 12-2005) отходы бурения, полученные при использовании пресных буровых растворов на водной основе, не содержащих химических реагентов.

Аватара пользователя
DeadLine
Administrator
Сообщения: 10923
Зарегистрирован: 03 май 2006, 06:37
Откуда: Тюмень
Благодарил (а): 350 раз
Поблагодарили: 569 раз
Контактная информация:

Re: Отходы бурения нефтяных и газовых скважин

Сообщение DeadLine » 11 фев 2011, 09:45

sokas, раньше обращение с отходами бурения рассматривали разработчики проектов на бурение, сейчас ребята из этих контор пишут в проекте на бурение сакраментальную фразу - обращение с отходами бурения будет рассмотрено в проекте не обустройство.
Также видел и вообще отдельный документ - Обращение с отходами бурения, но разработчик в руки не дал - мол ноухау - не дам (дело было на совещании у заказчика).
Изображение

Аватара пользователя
sokas
Профи
Сообщения: 749
Зарегистрирован: 07 май 2008, 17:39
Откуда: Тюмень
Благодарил (а): 68 раз
Поблагодарили: 109 раз

Re: Отходы бурения нефтяных и газовых скважин

Сообщение sokas » 11 фев 2011, 09:49

Насколько я знаю, количественные характеристики образования отходов при бурении скважин, таких как отработанный буровой шлам (ОБР), буровые сточные воды (БСВ) и буровой шлам (БШ) должны учитываться в Групповых рабочих проектах на строительство скважин.
В проектах на обустройство в наследство остаются лишь заполненные амбары, которые нужно ликвидировать и отрекультивировать.
Другой вопрос, если в обустройство все-таки затесалось бурение скважин, например артезианских

Аватара пользователя
DeadLine
Administrator
Сообщения: 10923
Зарегистрирован: 03 май 2006, 06:37
Откуда: Тюмень
Благодарил (а): 350 раз
Поблагодарили: 569 раз
Контактная информация:

Re: Отходы бурения нефтяных и газовых скважин

Сообщение DeadLine » 11 фев 2011, 10:04

в том то и дело, что нет у нас своего бурения.
Изображение

Аватара пользователя
sokas
Профи
Сообщения: 749
Зарегистрирован: 07 май 2008, 17:39
Откуда: Тюмень
Благодарил (а): 68 раз
Поблагодарили: 109 раз

Re: Отходы бурения нефтяных и газовых скважин

Сообщение sokas » 11 фев 2011, 10:53

Расчет объемов образования отходов бурения по амбарной технологии бурения выполнен на основании ВРД 39-1.13-057-2002 "Регламент организации работ по охране окружающей среды при строительстве скважин".
Объем выбуренной глинистой породы в каждом интервале бурения рассчитывался по формуле:
Vгпi = 0,785 * *i * Dgi2 * Lпi
где
 Dg - диаметр долота в интервале бурения, м;
 Li - мощность интервала бурения, м;
 *i - средний коэффициент кавернозности в интервале бурения.
Объем шлама (БШ):
Vшл = 1,2 * Vгпi
где:
 1,2 - коэффициент, учитывающий разуплотнение выбуренной породы.
Объем отработанного бурового раствора (ОБР):
VОБР = 1,2 * Vп * К + 0,5 * Vц
где:
 К = 1,052 - коэффициент, учитывающий потери бурового раствора, при очистке на вибросите, пескоотделителе и илоотделителе;
 Vц - объем циркуляционной системы буровой.
Объем буровых сточных вод (БСВ):
VБСВ = VОБР * 2

Аватара пользователя
johnbob
Administrator
Сообщения: 2171
Зарегистрирован: 11 июл 2006, 04:52
Откуда: Владиговносток
Благодарил (а): 21 раз
Поблагодарили: 53 раза
Контактная информация:

Re: Отходы бурения нефтяных и газовых скважин

Сообщение johnbob » 11 фев 2011, 11:20

Site не могу понять в чем проблема. Сталкиваюсь с самыми разными растворами.
Чисто там - где убирают

Аватара пользователя
DeadLine
Administrator
Сообщения: 10923
Зарегистрирован: 03 май 2006, 06:37
Откуда: Тюмень
Благодарил (а): 350 раз
Поблагодарили: 569 раз
Контактная информация:

Re: Отходы бурения нефтяных и газовых скважин

Сообщение DeadLine » 11 фев 2011, 11:57

я тут сижу моск просто ломаю над замечаниями.
вот например необходимо прописать мероприятия по откачке жидкой фазы. Что это за мероприятия? или просто описать как это делает технологически? хотя это прописано.
Характеристика БШ, ОБР и БСВ - вроде все есть, но чего-то видно не хватает.
Изображение

Аватара пользователя
sokas
Профи
Сообщения: 749
Зарегистрирован: 07 май 2008, 17:39
Откуда: Тюмень
Благодарил (а): 68 раз
Поблагодарили: 109 раз

Re: Отходы бурения нефтяных и газовых скважин

Сообщение sokas » 11 фев 2011, 14:20

Перечень и объемы работ по ликвидации и рекультивации шламовых амбаров в соответствии с положениями, изложенными в Регламенте на организацию работ по ликвидации и рекультивации шламовых амбаров при строительстве скважин в системе Главтюменнефтегаза^
Работы по ликвидации шламовых амбаров включают:
- естественное и принудительное разделение твердой и жидкой фаз содержимого амбара;
- откачку осветленной жидкой фазы;
- обезвреживание отработанных буровых растворов и шлама отвердением (в том числе отходов оставшихся в амбаре после откачки);
- засыпку амбара.
Первоначальное разделение фаз отходов бурения в шламовых амбарах и временных шламонакопителях осуществляется путем отстоя содержимого в течение 3-4 суток после завершения работ по бурению и освоению скважин.
Осветление жидкой фазы отходов бурения производится методом химической коагуляции с использованием в качестве коагулянта сернокислого алюминия Al2(SO4)3 ГОСТ 12966.
Приготовление водного 10%-ного раствора сернокислого алюминия Al2(SO4)3 (сульфата алюминия) в емкости объемом 5-10 м3 из расчета 100 кг Al2(SO4)3 на 0,9 м3 воды. Коагулянт заливается на 12 часов, затем перемешивается в емкости с помощью цементировочного агрегата до полного растворения сернокислого алюминия.
Далее производится обработка жидкой фазы отходов бурения разбрызгиванием раствора коагулянта на поверхность жидкости в шламовом амбаре насосом.
Максимальная очистка осветляемой жидкой фазы в шламовом амбаре по взвешенным веществам достигается при расходе коагулянта 1000-1200 мг/л или 1-1,2 кг сухого сульфата алюминия на 1 м3 осветляемой жидкой фазы.
При отсутствии сульфата алюминия можно использовать сернокислое железо Fe2(SO4)39H2О ГОСТ 9485. Приготовление водного 10%-ного раствора сульфата железа и технология его применения аналогична приготовлению для сульфата алюминия. Для достижения лучшего осаждения твердой фазы рекомендуется увеличить расход коагулянта сернокислого железа до 3 кг на 1 м3 осветляемой жидкой фазы.
Время отстоя осветляемой жидкой фазы после обработки коагулянтом составляет 36 40 часов.
Осветленная жидкая фаза не должна содержать механических примесей, контроль за подготовкой осуществляется визуально.
Осветленная жидкая фаза из шламового амбара откачивается в промежуточную емкость объемом 25-50 м3 с помощью цементировочного агрегата или центробежного насоса таким образом, чтобы не забирать неосветленный слой жидкой фазы из амбара, для чего всасывающая линия насоса укрепляется на поплавке и оборудуется сетчатым фильтром.
В отстойнике осветленная жидкая фаза нейтрализуется реагентом-нейтрализатором (кальцинированной содой ГОСТ 5100) до рН=7. Расчетное количество кальцинированной соды ввести в промежуточную емкость (отстойник), перемешать при помощи цементировочного агрегата, отобрать пробу жидкой фазы до и после ввода кальцинированной соды для контроля показателей качества – отсутствие взвешенных частиц и нейтральную реакцию значения рН.
В случае несоответствия качества осветленной жидкости дополнительное удаление механических примесей осуществляется отстоем.
Откачка наиболее обогащенного нефтью верхнего слоя отстоявшихся отходов бурения (жидкая фаза) производится с помощью цементировочного агрегата или другого типа насоса в нефтесборный коллектор.
Обезвоженные буровые шламы обезвреживаются методом отверждения цементным раствором. Расход цемента принят 4 % от веса отходов бурения.

Аватара пользователя
DeadLine
Administrator
Сообщения: 10923
Зарегистрирован: 03 май 2006, 06:37
Откуда: Тюмень
Благодарил (а): 350 раз
Поблагодарили: 569 раз
Контактная информация:

Re: Отходы бурения нефтяных и газовых скважин

Сообщение DeadLine » 11 фев 2011, 14:23

sokas писал(а):Перечень и объемы работ по ликвидации и рекультивации шламовых амбаров в соответствии с положениями, изложенными в Регламенте на организацию работ по ликвидации и рекультивации шламовых амбаров при строительстве скважин в системе Главтюменнефтегаза^
Работы по ликвидации шламовых амбаров включают:
- естественное и принудительное разделение твердой и жидкой фаз содержимого амбара;
- откачку осветленной жидкой фазы;
- обезвреживание отработанных буровых растворов и шлама отвердением (в том числе отходов оставшихся в амбаре после откачки);
- засыпку амбара.
Первоначальное разделение фаз отходов бурения в шламовых амбарах и временных шламонакопителях осуществляется путем отстоя содержимого в течение 3-4 суток после завершения работ по бурению и освоению скважин.
Осветление жидкой фазы отходов бурения производится методом химической коагуляции с использованием в качестве коагулянта сернокислого алюминия Al2(SO4)3 ГОСТ 12966.
Приготовление водного 10%-ного раствора сернокислого алюминия Al2(SO4)3 (сульфата алюминия) в емкости объемом 5-10 м3 из расчета 100 кг Al2(SO4)3 на 0,9 м3 воды. Коагулянт заливается на 12 часов, затем перемешивается в емкости с помощью цементировочного агрегата до полного растворения сернокислого алюминия.
Далее производится обработка жидкой фазы отходов бурения разбрызгиванием раствора коагулянта на поверхность жидкости в шламовом амбаре насосом.
Максимальная очистка осветляемой жидкой фазы в шламовом амбаре по взвешенным веществам достигается при расходе коагулянта 1000-1200 мг/л или 1-1,2 кг сухого сульфата алюминия на 1 м3 осветляемой жидкой фазы.
При отсутствии сульфата алюминия можно использовать сернокислое железо Fe2(SO4)39H2О ГОСТ 9485. Приготовление водного 10%-ного раствора сульфата железа и технология его применения аналогична приготовлению для сульфата алюминия. Для достижения лучшего осаждения твердой фазы рекомендуется увеличить расход коагулянта сернокислого железа до 3 кг на 1 м3 осветляемой жидкой фазы.
Время отстоя осветляемой жидкой фазы после обработки коагулянтом составляет 36 40 часов.
Осветленная жидкая фаза не должна содержать механических примесей, контроль за подготовкой осуществляется визуально.
Осветленная жидкая фаза из шламового амбара откачивается в промежуточную емкость объемом 25-50 м3 с помощью цементировочного агрегата или центробежного насоса таким образом, чтобы не забирать неосветленный слой жидкой фазы из амбара, для чего всасывающая линия насоса укрепляется на поплавке и оборудуется сетчатым фильтром.
В отстойнике осветленная жидкая фаза нейтрализуется реагентом-нейтрализатором (кальцинированной содой ГОСТ 5100) до рН=7. Расчетное количество кальцинированной соды ввести в промежуточную емкость (отстойник), перемешать при помощи цементировочного агрегата, отобрать пробу жидкой фазы до и после ввода кальцинированной соды для контроля показателей качества – отсутствие взвешенных частиц и нейтральную реакцию значения рН.
В случае несоответствия качества осветленной жидкости дополнительное удаление механических примесей осуществляется отстоем.
Откачка наиболее обогащенного нефтью верхнего слоя отстоявшихся отходов бурения (жидкая фаза) производится с помощью цементировочного агрегата или другого типа насоса в нефтесборный коллектор.
Обезвоженные буровые шламы обезвреживаются методом отверждения цементным раствором. Расход цемента принят 4 % от веса отходов бурения.
Прямо как под копирку, хотя что тут можно сказать все идет от Главтюменнефтегаза.
Изображение

Аватара пользователя
sokas
Профи
Сообщения: 749
Зарегистрирован: 07 май 2008, 17:39
Откуда: Тюмень
Благодарил (а): 68 раз
Поблагодарили: 109 раз

Re: Отходы бурения нефтяных и газовых скважин

Сообщение sokas » 11 фев 2011, 14:46

все от него...
надо посмотреть в других документах
замечание только по жидкой фазе при производстве буровых работ?

Ответить

Вернуться в «Отходы производства и потребления»

Кто сейчас на конференции

Сейчас этот форум просматривают: нет зарегистрированных пользователей и 1 гость

Экология и безопасность в техномире : Отказ от ответственности