СТО РД Газпром 39-1.13-087-2003

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ

ПО ОБОСНОВАНИЮ ВЫБОРА ПОГЛОЩАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ

И ПРОЕКТИРОВАНИЮ ЗАКАЧКИ СТОЧНЫХ ВОД НА ОБЪЕКТАХ

ОАО «ГАЗПРОМ» В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

СТО РД Газпром 39-1.13-087-2003

Открытое акционерное общество «Газпром»

Общество с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз»

Общество с ограниченной ответственностью

«Информационно-рекламный центр газовой промышленности»

(ООО «ИРЦ Газпром»)

Москва 2003

РАЗРАБОТАН

Обществом с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз»

СОГЛАСОВАН

Управлением Тюменского округа Госгортехнадзора России (Заключение от 10.12.2001 г. № 283)

Комитетом природных ресурсов по ЯНАО (Протокол заседания гидрогеологической секции № от 11 марта 2001 г. № 2/01, Заключение экспертной комиссии от 8 ноября 2001 г. № 777)

Центром Госсанэпиднадзора в ЯНАО (Заключение от 26 апреля 2001 г. № 21)

Комитетом природных ресурсов по ХМАО (Заключение экспертной комиссии от 17.05.2001г.№624)

Центром Госсанэпиднадзора в ХМАО (Письмо от 11.05.2001 г. №01/1259)

ВНЕСЕН

Управлением энергосбережения и экологии ОАО «Газпром»

УТВЕРЖДЕН

Заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» А.Г. Ананенковым «15» декабря 2003 г.

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

Распоряжением ОАО «Газпром» от 09.12.2003 г. № 309

ИЗДАН

Обществом с ограниченной ответственностью «Информационно-рекламный центр газовой промышленности (ООО «ИРЦ Газпром»)

Настоящий нормативный документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения ОАО «Газпром»

СОДЕРЖАНИЕ

1.Правовые аспекты пользования недрами с целью захоронения сточных вод

1.1.Законодательная и нормативно-методическая база

1.2.Порядок пользования недрами

1.2.1.Общие положения

1.2.2.Границы горного отвода

1.2.3.Условия недропользования

2.Обоснование выбора поглощающего горизонта

2.1.Критерии выбора поглощающего горизонта

2.2.Выбор поглощающего горизонта

2.3.Геолого-гидрогеологические исследования

2.3.1.Общие положения

2.3.2.Задачи исследований

2.3.3.Проведение исследований

3.Проектирование системы захоронения сточных вод

3.1.Общие положения

3.2.Подготовка сточных вод к закачке

3.3.Транспортировка и закачка сточных вод

3.4.Поглощающие скважины

3.4.1.Общие положения

3.4.2.Конструкция скважин

3.4.3.Цементирование обсадных колонн

3.4.4.Вскрытие и освоение поглощающего горизонта

3.4.5.Наземное и подземное оборудование скважин

3.5.Санитарно-защитные зоны

3.6.Мониторинг подземных вод

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Методика гидрогеологических расчетов

П. 1.1. Расчет гидрогеологических параметров поглощающего горизонта

П. 1.1.1. Расчет показателей физических свойств воды

П. 1.1.2. Расчет предельной газонасыщенности воды

П. 1.1.3. Расчет пластового давления воды в скважине

П.1.1.4.Оценка влияния разработки газовой залежи на динамику подземных вод альб-сеноманского поглощающего горизонта

П. 1.1.5. Расчет гидродинамических параметров поглощающего горизонта по промыслово-геологическим данным

П. 1.1.6. Обработка результатов опытно-фильтрационных работ

П. 1.2. Оценка совместимости сточных вод с подземными водами поглощающего горизонта

П.1.3. Расчет параметров закачки сточных вод

П. 1.3.1. Прогноз распространения сточных вод в поглощающем горизонте

П.1.3.2. Расчет давления нагнетания на устье поглощающей скважины и репрессий на пласт

Список использованных источников

ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Заключение Управления Тюменского округа Госгортехнадзора России от 10.12.2001 г. № 283

ПРИЛОЖЕНИЕ 3. Протокол № 2/01 заседания гидрогеологической секции Научно-технического совета Комитета

природных ресурсов ЯНАО

ПРИЛОЖЕНИЕ 4. Заключение экспертной комиссии КПР по ЯНАО от 08.11.2001 г. № 777

ПРИЛОЖЕНИЕ 5. Заключение Центра Госсанэпиднадзора в Ямало-Ненецком автономном округе от 26 апреля 2001 г. № 21

ПРИЛОЖЕНИЕ 6. Заключение экспертной комиссии КПР по ХМАО от 17.05.2001 г. № 624

ПРИЛОЖЕНИЕ 7. Письмо Центра Госсанэпиднадзора в Ханты-Мансийском автономном округе от 11.05.2001 г. № 01/1259

ВВЕДЕНИЕ

Настоящие методические рекомендации подготовлены как руководящий документ по обоснованию и проектированию подземного захоронения сточных вод на газовых объектах Западной Сибири с учетом современных требований природоохранного законодательства и накопленного в последние годы опыта.

Рекомендации предназначены для объектов ОАО «Газпром», расположенных на территории основных газоносных районов Западной Сибири, сточные воды которых не могут быть утилизированы или обезврежены другими способами, кроме подземного захоронения, приемлемыми с технико-экономической точки зрения.

Указанная территория включает Березовский и Казымский нефтегазоносные районы, Ямальскую, Гыданскую, Усть-Енисейскую, Надым-Пурскую (за исключением самого южного, преимущественно нефтеносного, Варьеганского района) и Пур-Тазовскую нефтегазоносные области. Административно она относится в основном к Ямало-Ненецкому автономному округу, Тюменской области, а также к Ханты-Мансийскому округу и Красноярскому краю. Граница территории, проведенная в соответствии с «Обзорной картой Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» (Тюменгеология, ЗапСиб-НИГНИ, 1990 г.), показана на рис. 1.

В рекомендациях изложены правовые и нормативно-методические аспекты подземного захоронения сточных вод. На основании соответствующих критериев сделан выбор поглощающих горизонтов для основных газоносных районов Западной Сибири. Приведены задачи, содержание и методика геолого-гидрогеологических исследований, необходимых для обоснования выбора поглощающего горизонта. Рассмотрены вопросы, касающиеся проектирования системы захоронения сточных вод и мониторинга подземных вод. Изложена методика гидрогеологических расчетов, связанных с захоронением стоков (Прилож.1).

Рекомендации составлены А.П. Каменевым при участии Н.В. Поповой, А.Н. Ребякина, А.В. Кустышева, Г.Н. Хухорова, С.А. Носова; приложение 1 выполнено А.П. Каменевым.

Рекомендации согласованы с природоохранными органами Тюменской области, Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов (прилож. 2-7).

1. ПРАВОВЫЕ АСПЕКТЫ ПОЛЬЗОВАНИЯ НЕДРАМИ

С ЦЕЛЬЮ ЗАХОРОНЕНИЯ СТОЧНЫХ ВОД

1.1. Законодательная и нормативно-методическая база

Правовые аспекты подземного захоронения сточных вод рассмотрены в федеральных законах № 7 «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 и № 2395-1 ФЗ (ред. от 06.06.2003) «О недрах».

В соответствии с «Положением о порядке лицензирования пользования недрами» [5] предоставление недр для захоронения вредных веществ и отходов производства, сброса сточных вод допускается только по проектам, предусматривающим регламентацию максимальных объемов стоков и концентрацию вредных веществ в них, создание и ведение мониторинга в пределах горного отвода и на прилегающей к ней территории.

Вопросы лицензирования пользования недрами для закачки сточных вод, захоронения отходов и вредных веществ, возврата в недра использованных или попутно извлеченных подземных вод, а также особенности разработки нормативов предельно допустимых сбросов вредных веществ в подземные водные объекты приведены в методических указаниях [6] и [7].

В «Положении об охране подземных вод» [8] указывается, в частности, на необходимость контроля за перемещением закачиваемых стоков в поглощающем пласте и в вышележащие горизонты.

Вопросы, касающиеся подземного захоронения сточных вод на территориях отдельных субъектов Российской Федерации, отражены в законе Тюменской области «О недрах» от 04.11.1996 г. (ред. от 07.12.2000 г.), в законе ЯНАО от 10.02.1997 г. № 5 «О недрах и недропользовании в Ямало-Ненецком автономном округе» и законе ХМАО от 18.04.1996 г. № 15-03 «О недропользовании». Порядок лицензирования пользования недрами для захоронения сточных вод на территории ХМАО приведен в Положении [9].

Целесообразность и возможность закачки в глубокие подземные горизонты не только производственных, но и бытовых стоков в нефтегазодобьшающих районах Западной Сибири обоснована в методических рекомендациях [10].

На необходимость рассмотрения подземного захоронения как возможного способа обезвреживания сточных вод, образующихся при разработке газовых и нефтегазоконденсатных месторождений, указывается в правилах [11] и регламентах [12,13].

Вопросы, касающиеся проведения гидрогеологических исследований и расчетов, обустройства и эксплуатации полигонов захоронения сточных вод, организации и ведения мониторинга на этих полигонах, подробно освещены в руководящих документах [14, 15], а также в ряде печатных работ [ 16-21 и др.].

1.2. Порядок пользования недрами

1.2.1. Общие положения

На каждый участок недр, предоставляемый в пользование для захоронения сточных вод, выдается отдельная лицензия. Допускается выдача одной лицензии на несколько участков недр, если действующие и (или) проектируемые объекты расположены в границах земельного отвода, принадлежащего одной организации, и находятся на ее балансе.

Лицензия на пользование недрами предоставляется только на те участки недр, геологическая информация по которым получила положительную оценку государственной экспертизы.

В тех случаях, когда имеющаяся геолого-гидрогеологическая изученность не позволяет выделить участок недр и определить водоносные горизонты, перспективные для захоронения сточных вод, должны быть проведены необходимые геологические и гидрогеологические исследования, для чего следует получить соответствующую лицензию.

В тех случаях, когда геолого-гидрогеологическая изученность достаточна для пользования недрами в намеченных целях, работы по геологическому изучению не проводятся, а по представленным соответствующим материалам специализированной организацией (например, ТЦ «Ямалгеомониторинг») составляется заключение, которое также представляется на государственную геологическую экспертизу. В простых гидрогеологических условиях, при небольших объемах сброса экспертиза может быть выполнена в процессе лицензирования пользования недрами для строительства и эксплуатации системы захоронения.

В лицензии на пользование недрами для захоронения сточных вод предусматривается двухэтапный порядок пользования недрами. На первом этапе, в установленные лицензией сроки, ее владелец проводит детальные геолого-гидрогеологические исследования, необходимые для составления технического проекта (технологической схемы) строительства и эксплуатации полигона захоронения и готовит указанный проект. Последний должен быть согласован с соответствующими органами исполнительной власти.

До окончания первого этапа (утверждения в установленном порядке технического проекта) строительство и эксплуатация полигонов захоронения стоков запрещается.

На втором этапе владелец лицензии осуществляет реализацию проекта.

В тех случаях, когда уже имеется согласованный и утвержденный проект системы закачки сточных вод, первый этап пользования недрами исключается.

В сложных гидрогеологических условиях может быть выдана лицензия на пользование недрами для опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ). В этих случаях в лицензии устанавливаются соответствующие требования к проекту ОПЭ. После окончания ОПЭ ее результаты предоставляются на государственную геологическую экспертизу.

Действующие организации проводят лицензирование непосредственно в процессе эксплуатации системы захоронения стоков. В этих случаях в лицензии устанавливается срок, в течение которого организации обязаны осуществить все мероприятия по обеспечению эксплуатации системы: создание или расширение сети мониторинга геологической среды, уточнение проекта эксплуатации и проведение необходимых согласований, в том числе государственной экологической экспертизы и экспертизы промышленной безопасности.

Лицензия на пользование недрами для захоронения сточных вод может выдаваться на срок, не превышающий 20 лет. По инициативе недропользователя органы, выдающие лицензию, могут продолжить срок ее действия, если это связано с более длительными сроками эксплуатации систем сброса.

При невыполнении пользователем указанных в лицензии требований в установленные сроки действие лицензии прекращается.

Платежи за право пользования недрами для захоронения сточных вод определяются в соответствии с положением [22]. Эти платежи могут взиматься в форме разовых взносов и (или) регулярных платежей и могут составлять от 1 до 3 % сметной стоимости объекта захоронения сточных вод и предоставляемых услуг при его эксплуатации. Конкретные размеры платежей определяются органами, выдающими лицензию, в зависимости от размера участка недр, предоставляемого в пользование, полезных свойств недр и степени экологической опасности при их использовании.

1.2.2. Границы горного отвода

Для систем подземного захоронения сточных вод горный отвод определяется как непосредственно по пласту-коллектору, так и по вышележащему (при наличии — и по нижележащему) «буферному» водоносному горизонту.

И в пласте-коллекторе, и в «буферных» горизонтах границами горного отвода в плане является прогнозируемый контур распространения стоков на конец расчетного срока эксплуатации с коэффициентом запаса 1,5 для гранулярных и 2-3 для трещиноватых коллекторов.

Границы горного отвода утверждаются органами Госгортехнадзора России горноотводным актом.

1.2.3. Условия недропользования

Обязательной частью лицензионных материалов являются требования к условиям недропользования, обеспечивающие безопасность проведения работ, экологическую безопасность территории, охрану недр и окружающей природной среды, сохранность инженерных сооружений в зоне влияния недропользования.

Эти условия включают:

-обоснование технической невозможности, экономической, либо экологической нецелесообразности, обезвреживания и утилизации сточных вод;

-обоснование выбора и характеристику поглощающего горизонта;

-обоснование совместимости сточных вод с подземными водами и вмещающими породами горизонта;

-нормирование объемов сточных вод;

-нормирование концентраций загрязняющих веществ в стоках;

-требования к подготовке сточных вод к закачке;

-требования к размещению, конструкции, качеству строительства и оборудованию (подземному и наземному) нагнетательных (поглощающих) скважин;

-нормирование давлений на устьях скважин, в пласте-коллекторе и смежных пластах;

-требования к санитарно-защитным зонам (СЗЗ) вокруг поверхностного комплекса и в недрах;

-требования к организации и ведению мониторинга подземных вод и сооружений системы захоронения сточных вод;

- требования по обеспечению надежности и экологической безопасности системы.

Указанные условия устанавливаются в соответствии с утвержденным техническим проектом полигона захоронения стоков, а при его отсутствии - как требования к проекту.

Технические решения по строительству полигона захоронения стоков и условия недропользования обычно рассматриваются в разделе проекта «Гидрогеологическое и экологическое обоснование подземного захоронения сточных вод». Данный раздел проекта является основой для пояснительной записки, прилагаемой к заявке на лицензирование пользования недрами.

2. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ПОГЛОЩАЮЩЕГО ГОРИЗОНТА

2.1. Критерии выбора поглощающего горизонта

1) Подземные воды поглощающего горизонта как на момент его выбора, так и в обозримом будущем в районе полигона захоронения сточных вод не должны использоваться ни в хозяйственно-питьевых, лечебных и промышленных целях, ни для тепло- и энергоснабжения. Закачка сточных вод не должна также оказывать негативное воздействие на газовые и нефтяные залежи, приуроченные к горизонту.

2) Поглощающий горизонт должен быть надежно изолирован от выше- и нижележащих горизонтов, подземные воды которых используются или предполагается использовать в народном хозяйстве. Изолирующие его водоупоры должны быть практически непроницаемы для сточных вод и не должны разрушаться под воздействием последних. Одним из критериев является и наличие над перекрывающим поглощающий горизонт водоупором «буферного» (защитного) горизонта, подземные воды которого не планируется использовать ни для питьевых, ни для других целей. Предполагаемый участок закачки стоков должен быть удален на достаточно большое расстояние от областей питания, разгрузки и зон пресных подземных вод поглощающего горизонта, от участков замещения указанных водоупоров проницаемыми породами и от флюидопроводящих разрывных нарушений.

3) Поглощающий горизонт должен иметь высокие емкостные, фильтрационные и благоприятные физико-химические свойства. Площадь распространения, толщина, пористость и проницаемость коллекторов должны обеспечить требуемую приемистость горизонта при приемлемых с технико-экономической точки зрения давлениях нагнетания. Приемистость не должна существенно снижаться из-за взаимодействия закачиваемых стоков с породами и подземными водами горизонта.

4) Глубина залегания поглощающего горизонта должна быть, по возможности, небольшой, позволяющей минимизировать затраты на строительство и эксплуатацию полигонов захоронения сточных вод.

5) Приемлемыми в технико-экономическом отношении должны быть также сложность и объем геологоразведочных работ, необходимых для обоснования выбора поглощающего горизонта.

2.2. Выбор поглощающего горизонта

Исходя из перечисленных выше критериев и гидрогеологических условий, на большей части территории основных газоносных районов Западной Сибири в качестве поглощающего следует рассматривать альб-сеноманский горизонт, отождествляемый с одноименной региональной водоносной толщей. Исключение составляют участки, на которых:

-он выклинивается;

-практически отсутствует или недостаточно надежен по отношению к горизонтам с пресными водами перекрывающий его водоупор;

-распространены пресные воды;

-используются или планируется использовать минеральные воды данного горизонта.

На этих участках для закачки сточных вод нужно использовать нижнемеловые (в основном аптский, на востоке - готерив-аптский) водоносные горизонты.

На рис. 1 приведена схема районирования меловых поглощающих горизонтов, произведенного на основе литолого-стратиграфических особенностей их и перекрывающих водоупорных толщ. Показаны границы распространения основного «буферного» горизонта - верхнепалеоценовых талых водоносных отложений и основного подземного источника хозяйственно-питьевого водоснабжения - межмерзлотных горизонтов преимущественно олигоцен-четвертичного возраста (на крайнем востоке территории они развиты и в более древних отложениях). Литолого-стратиграфическая характеристика разрезов поглощающих горизонтов и перекрывающих водоупоров дана в табл. 1. В дополнение к ней отметим следующее.

Поглощающие горизонты сложены в основном песчано-алевритовыми разностями пород, в составе которых преобладают коллекторы I -Ш классов (по классификации А.А. Ханина [23]). Перекрывающие их, преимущественно глинистые, толщи относятся к достаточно надежным флюидоупорам I-Ш классов (согласно классификации, приведенной в работах [23, 24]). О высоких изолирующих свойствах турон-палеогеновой и альбской толщ свидетельствует, в частности, тот факт, что они контролируют многочисленные газовые, а также нефтяные залежи. В северных газоносных районах палеоген-четвертичные отложения находятся в мерзлом состоянии, благодаря которому не только глинистые, но и песчаные породы являются водоупорными [25].

1.-Березово-Казымский

3.-Уренгойский

5.-Усть -Енисейский

2.-Полуйско-Ямалтский

4.-Тазовский

6.-Туруханский

Рис 1. Схема районирования меловых поглощающих горизонтов

Таблица 1

Литолого-стратиграфическая характеристика поглощающих горизонтов и перекрывающих водоупоров

Район распространения	Поглощающий горизонт			Перекрывающий водоупор
Район распространения	Геологический возраст (свита, подсвита)	Глубина до кровли, м Толщина, м	Литологическая характеристика	Геологический возраст (свита, подсвита, пачка)	Толщина, м	Литологическая характеристика
Альб-сеноманский горизонт
Березово-Казымский	K₂s(уватская)	340-850 100-240	Алевриты и уплотненные пески с прослоями карбонатных разностей (в верхней части) и глин (в нижней части)	K₂t-P¹₃ (кузнецовская, березовская, ганькинская, талицкая, люлинворская, тавдинская)	200-600	В нижней части (меловые отложения) в основном глины, а также опоковидные глины и опоки, в верхней части - глины, опоки и опоковидные глины, диатомиты и диатомовые глины; встречаются прослои и линзы песков, песчаников и алевролитов
Полуйско-Ямальский	K₁al-K₂s (марресалинская)	190-1150 до 500	Алевролиты, пески уплотненные и песчаники с прослоями и линзами глин	K₂t-P¹₃ (кузнецовская, березовская, ганькинская, нижнетибейсалинская)	до 1 000	В основном глины, а также опоковидные глины и опоки с прослоями алевролитов и песков
Уренгойский	K₂s (покурская верхняя часть)	730-1380 200-300	Пески уплотненные, песчаники, алевролиты и глины алевритистые. Отмечаются прослои ракушняков, гравелитов и конгломератов	То же	630-1 080	То же
Тазовский	K₂s (покурская, верхняя часть)	800-1350 200-300	То же	K₂t₁, (кузнецовская, пачки 1 и 2)	25-70	Глины слабобитуминозные (в нижней пачке) и алевритистые (в верхней пачке)
Усть- Енисейский	K₁al-K₂s (долганская)	200-1000 300-570	Пески и песчаники с прослоями алевролитов и глин	K₂t₁, (дорожковская; насоновская, пачка I)	120-230	В нижней части (дорожковская свита) глины и глинистые алевриты с подчиненными прослоями песков и песчаников толщиной до 1,5 м; в верхней части -глины и алевриты с прослоями песков
Туруханский	K₁,al-K₂s (маковская)	550-1000 180-340	Переслаивание песков (в верхах), песчаников, галечников и глин. В верхней части преобладают грубообломочные породы	K₂t₁, (дорожковская)	45-130	Глины и глинистые алевриты с подчиненными прослоями песков и песчаников (до 1,5 м)
Нижнемеловые горизонты
Березово-Казымский	К₁,а (викуловская)	640-1300 150-290	Алевриты, пески уплотненные и песчаники с прослоями алевритовых глин и глинистых известняков	К₁а1 (нижнеханты-мансийская)	70-130	Глины аргиллитоподобые, преимущественно тонкоотмученные, с редкими прослоями алевритов, глинистых известняков и сидеритов (нижняя подсвита)
Полуйско-Ямальский	К₁а (танопчинская)	690-2060 до 500	Неравномерное переслаивание песчаников, алевролитов и алевритовых глин	К₁а1 (яронгская)	90-270	Глины, прослоями аргиллитоподобные, от тонкоотмученных до алевритовых, с пластами песчаников и алевролитов
Уренгойский и Тазовский	К₁а (покурская, нижняя часть)	1300-2000 до 320	Песчаники, чередующиеся в сложном сочетании с глинами и алевролитами	К₁а1 (покурская, средняя часть)	до 380	Крупные пачки глин и глинистых алевролитов, чередующихся в сложном сочетании с песками уплотненными и песчаниками
Усть-Енисей-ский и Туру-ханский	K₁g-K₁.a₁, (малохет-ская)	1000-2100 150-350	Пески и песчаники с редкими прослоями алевролитов, глин и конгломератов с рассеянной галькой	К₁а-К₁а1 (яковлевская)	80-570	Глины и алевролиты с прослоями песчаников

Начальные пластовые давления в поглощающих горизонтах близки к гидростатическим (статические уровни вод располагаются, как правило, ниже устьев скважин). В процессе разработки сеноманских газовых залежей они падают на несколько мегапаскалей, что обусловливает соответствующее снижение давлений нагнетания на устьях поглощающих скважин, разумеется, при условии надлежащей подготовки сточных вод к закачке и удовлетворительном состоянии фильтров скважин.

Пластовые температуры изменяются от 12-50°С в альб-сеноманском горизонте до 50-80ºС в нижних горизонтах.

Подземные воды по химическому составу преимущественно хлоридные натриевые, в основном двух типов (по классификации В.А. Сулина): хлоркальциевого и гидрокарбонатно-натриевого. Минерализация вод изменяется от 1-2 г/л на юго-востоке рассматриваемой территории до 15-21 г/л в ее центральных районах. Содержание йода и брома в водах редко превышает 18 и 50 мг/л соответственно.

Растворенные в подземных водах газы по составу метановые (более 90% объем.); высшие углеводороды содержатся в основном в нижнемеловых поглощающих горизонтах. Газовые факторы вод изменяются от 1 до 2,5 м³/м³.

Более подробная характеристика геологического строения, гидрогеологических и геокриологических условий как поглощающих горизонтов, так и в целом верхней части разреза осадочного чехла севера Западной Сибири приведена в работах [26-32 и др.].

В качестве иллюстрации на рисунке 2 приведен схематический геолого-гидрогеологический разрез по поглощающей скв. 440 Уренгойского месторождения.

Поглощающие горизонты хорошо изучены в гидрогеологическом отношении в результате поисково-разведочных работ на нефть и газ и разработки сеноманских газовых залежей. На Уренгойском, Вынгапуровском, Ямбургском и других месторождениях накоплен многолетний опыт промышленной закачки промстоков в альб-сеноманский горизонт и проведены исследования их совместимости с подземными водами [4, 33-35].

Условные обозначения,

Рис. 2. Схематический гидрогеологический разрез по поглощающей скважине 440 Уренгойского месторождения

2.3. Геолого-гидрогеологические исследования

2.3.1.Общие положения

Как следует из предыдущего подраздела, поглощающие горизонты для основных газоносных районов Западной Сибири уже определены и, поскольку достаточно хорошо изучены, для них предусматриваются лишь детальные геолого-гидрогеологические исследования, в рамках первого этапа пользования недрами.

2.3.2.Задачи исследований

В результате исследований должны быть определены:

-глубины залегания и литологическая характеристика водоносных, нефтегазоносных и водоупорных горизонтов и мерзлых толщ;

-толщина, пористость (открытая и эффективная) и проницаемость коллекторов поглощающего горизонта;

-пластовые давления и температуры подземных вод горизонта;

-их фоновый химический, газовый состав и газонасыщенность;

-гидропроводность горизонта и параметр χ/r²_спр- (χ- коэффициент пьезопроводности; r_спр - приведенный радиус скважины);

-приемистость горизонта (давление нагнетания на устье скважины);

-совместимость сточных вод с породами-коллекторами и подземными водами горизонта (при отсутствии соответствующих данных по району работ).

2.3.3.Проведение исследований

2.3.3.1. Содержание и организация исследовательских работ

При проведении исследований должны производиться следующие виды работ:

-строительство разведочной скважины с отбором керна в интервале залегания поглощающего горизонта (отбор керна производится в зависимости от состояния изученности горизонта в районе работ);

-геофизические исследования в скважине;

-подготовка скважины к гидрогеологическим исследованиям;

-гидрогеологические исследования на скважине;

-лабораторные исследования.

Разведочную скважину следует бурить на проектируемом полигоне захоронения сточных вод с тем, чтобы в дальнейшем использовать как поглощающую. Для исследований может быть использована уже пробуренная разведочная скважина на нефть и газ после ее расконсервации и соответствующей реконструкции.

Конструкция и оборудование разведочных скважин должны выбираться в зависимости от их назначения такими же, как поглощающих и наблюдательных скважин на промышленных полигонах захоронения сточных вод (см. подразделы 3.4 и 3.6 рекомендаций).

Геофизические исследования в скважинах следует проводить, руководствуясь утвержденными типовыми и обязательными (для Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции) комплексами.

2.3.3.2.Подготовка скважины к гидрогеологическим исследованиям

Вопросы, касающиеся вскрытия скважинами исследуемых горизонтов, освещены в пункте 3.4.4 рекомендаций.

Работы, связанные с освоением скважин, вскрывших поглощающий горизонт, должны проводиться в следующем порядке:

После прострела в скважину до верхних отверстий перфорации спускаются насосно-компрессорные трубы (НКТ) с воронкой на конце и пусковой муфтой. С учетом того, что коллекторы, особенно высокопроницаемые, рассматриваемых в рекомендациях горизонтов частично или полностью представлены рыхлыми породами, глубина установки муфты не должна превышать 50-100 м от статического уровня. Устье оборудуется фонтанной арматурой, после чего производится освоение скважины путем смены бурового раствора на техническую воду с последующей откачкой ее с помощью компрессора до полной смены на пластовую воду. Контроль состава воды осуществляется по содержанию ионов хлора, которое определяется после откачки каждой трети объема ствола скважины. Постоянство состава фиксируется по трем определениям. Для получения пластовой воды требуется откачать не менее двух-пяти объемов скважины. Расход жидкости определяется с помощью емкости такого размера, чтобы время ее заполнения составило не менее 0,5-1 мин. Чаще всего используются емкости от 0,2 до 1-3 м³. В конце откачки отбирается проба воды на сокращенный химический анализ (1 л).

Освоение наблюдательной скважины, пробуренной на олигоцен-четвертичные водоносные горизонты, следует проводить путем прокачки с помощью компрессора до полного осветления воды.

2.3.3.3.Гидрогеологические исследования на скважинах

Гидрогеологические исследования (опытно-фильтрационные работы) на скважинах, вскрывших поглощающий горизонт, должны включать пробные откачку и нагнетания, которые проводятся следующим образом.

Перед откачкой скважину целесообразно выстоять в течение 1-2 сут для восстановления уровня воды в ней до положения, близкого к статическому, чтобы свести до минимума влияние отбора подземных вод при освоении скважины на величины расчетных гидрогеологических параметров поглощающего горизонта.

Откачка пластовой воды проводится на одном понижении в течение 1-3 сут.

Перед началом откачки в скважину через лубрикатор с помощью лебедки спускается до середины интервала перфорации глубинный манометр с максимальным ртутным термометром. Откачка должна производиться с постоянным дебитом, стабильность которого подтверждается не менее, чем тремя замерами (производятся через каждые 1-2 ч) с разницей не более 5%. В конце откачки замеряется температура, отбираются пробы воды на сокращенный химический анализ и нефтепродукты (0,5 л, консервируется хлороформом - 5 мл), а также определяется объемным способом газонасыщенность воды и отбирается проба водорастворенного газа (0,5 л).

Затем скважина останавливается для прослеживания восстановления забойного давления и динамического уровня (после подъема манометра, при отсутствии самоизлива) или устьевого давления. Замеры уровня производятся гидрогеологической рулеткой или поплавком, давления на устье - образцовым манометром. Перед снятием каждого показания этого манометра необходимо стравливать скопившийся на устье газ. Вначале замеры уровня (устьевого давления) следует проводить через каждые 5-10 мин. Затем, в зависимости от скорости восстановления уровня, промежутки времени между замерами можно увеличить до 1-3-6 ч. Уровень считается статическим, если его положение не меняется в течение 12-24 ч. При медленном подъеме уровня замеры можно прекратить, если зафиксировано 15-18 его положений в течение 24-48 ч, при условии получения представительной кривой восстановления давления (КВД), обработка которой позволит определить гидрогеологические параметры поглощающего горизонта достаточно точно.

После замера уровней (устьевых давлений) в скважине отбирается проба растворенного газа и определяется газонасыщенность воды с помощью глубинного пробоотборника. Газ отбирается в бутылку, предварительно заполненную при откачке пластовой водой. При замерах газонасыщенности воды как на забое, так и на устье скважины, можно ограничиться отбором трех проб газа, если расхождение в объемах, хотя бы двух из них, не превысит 10%, но не более 200 см³/л.

Затем осуществляются пробные нагнетания смеси технической и пластовой вод, сброшенных в амбар-накопитель в процессе освоения скважины и пробной откачки, а также, в случае необходимости, воды из поверхностного водоема. Перед началом исследовательских работ, с целью промывки призабойной зоны поглощающего горизонта и создания естественного фильтра, в скважину закачивают воду в количестве, равном 1,5-2 объемам ствола скважины.

Пробные нагнетания проводятся соответственно на одном режиме, а при обосновании захоронения сточных вод с существенно меняющимся проектным средним расходом - на трех режимах с прослеживанием на каждом режиме восстановления забойного и устьевого давлений и уровня жидкости в скважине. Нагнетания на трех режимах производятся с последовательным переходом от меньшего установившегося расхода воды к большему и разницей между ними 150-200%. Длительность нагнетания на каждом из режимов должна быть не менее 1 сут. Рекомендуемый расход воды при пробном нагнетании составляет 200-600 м³/сут.

Нагнетание целесообразно проводить с помощью двух цементировочных агрегатов. Один из них устанавливается на берегу поверхностного водоема или амбара-накопителя и по трубопроводу подает воду в баки другого агрегата, который и производит закачку ее в скважину.

В процессе исследований проводятся те же замеры и с той же частотой, что и при пробной откачке. В начале и конце нагнетания отбираются пробы закачиваемой жидкости на сокращенный химический анализ и нефтепродукты, а также на взвешенные вещества (0,5 л).

Отбор проб подземных вод и закачиваемых жидкостей следует проводить, руководствуясь ГОСТ Р 51592-2000.

Технические средства и методы работы с ними, используемые при гидрогеологических исследованиях на глубоких скважинах, описаны в работах [14, 18, 36 и др.].

Обработку результатов гидрогеологических исследований следует производить по методике, прилагаемой к рекомендациям.

2.3.3.4. Лабораторные исследования

Лабораторные исследования включают анализы подземных вод и закачиваемых жидкостей, водорастворенных газов, керна, а также определение совместимости сточных вод с породами-коллекторами и подземными водами поглощающего горизонта.

При сокращенном химическом анализе вод производится определение рН, восьми основных компонентов (ионов хлора, сульфат-, гидрокарбонат- и карбонат-ионов, ионов калия, натрия, магния, кальция) и двух микрокомпонентов (йода и брома). Показатель рН и взвешенные вещества должны определяться сразу после отбора проб воды.

В результате анализа водорастворенного газа определяются двуокись углерода, сероводород, водород, метан, этан, тяжелые углеводороды (пропан, бутан, пентан, гексан), азот, редкие компоненты (гелий и аргон).

Анализ керна включает определение литологического и гранулометрического состава, открытой пористости, абсолютной проницаемости (параллельной и перпендикулярной напластованию) и остаточной водонасыщенности.

Анализы должны выполняться но методикам, соответствующим требованиям ГОСТ Р 8.563-96.ГСЦ «Методики выполнения измерений».

Определение совместимости стоков с породами и подземными водами поглощающего горизонта следует проводить согласно ОСТ 39-228-89 и ОСТ 39-229-89.

3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ЗАХОРОНЕНИЯ СТОЧНЫХ ВОД

3.1. Общие положении

Проектируемая система подземного захоронения сточных вод должна включать следующие основные сооружения:

-комплекс очистных сооружений по подготовке стоков к закачке;

-насосную станцию для транспортировки и закачки подготовленных сточных вод;

-водовод от насосной станции до поглощающих скважин;

-поглощающие скважины.

В комплекс вспомогательных сооружений, обеспечивающих нормальное функционирование основных сооружений, входят системы водоснабжения и канализации, теплоснабжения, КИП и А, связи, а также автодороги и линии электропередач к скважинам, склады ГСМ и реагентов и др., необходимые помещения для персонала.

Обязательным разделом проекта является оценка воздействия на окружающую среду и недра.

В проекте необходимо предусмотреть меры по обеспечению надежности и экологической безопасности системы.

Кроме того, должна быть предусмотрена система мониторинга подземного захоронения сточных вод, включающая наблюдательные скважины, комплекс передвижных агрегатов и аппаратуры с необходимым штатом обслуживающего персонала.

Составление проекта должно осуществляться в соответствии с действующей нормативно-технической документацией на аналогичные сооружения с учетом отмеченных в последующих подразделах рекомендаций особенностей проектирования систем подземного захоронения сточных вод.

Согласование проектных решений, касающихся системы подземного захоронения сточных вод, осуществляется в рамках согласования ТЭО (проекта) строительства и эксплуатации объекта в целом в органах:

-управления государственным фондом недр;

-здравоохранения - по границам СЗЗ, регламенту хозяйственной деятельности в этих зонах, а также по вопросам возможного воздействия проектируемой системы на источники минеральных лечебных вод;

-госгортехнадзора - по границам горного отвода и безопасному ведению работ;

-охраны окружающей среды - по воздействию проектируемых сооружений на эту среду.

3.2. Подготовка сточных вод к закачке

К основным загрязнениям, содержащимся в промстоках газовых объектов Западной Сибири, относятся взвешенные вещества, нефтепродукты, ДЭГ (ТЭГ), метанол, ПАВ и растворенные соли. При совместной закачке производственных и хозяйственно-бытовых сточных вод к этим загрязнениям добавятся нитраты, нитриты и фосфаты. Объем сточных вод и содержание в них загрязнений должны быть определены в проекте, исходя из технологии производства, системы бытового обслуживания работающих и физико-географических условий местности.

При определении степени подготовки сточных вод к закачке и выборе соответствующих технологических приемов, а также при определении порядка и методов контроля за качеством подготовки стоков следует руководствоваться ОСТ 39-225-88. Хозяйственно-бытовые сточные воды должны подвергаться полной биологической очистке с обязательным обеззараживанием их. Помимо периодического определения в сточных водах предусмотренных этим ОСТ компонентов, следует контролировать также концентрации ДЭГа (ТЭГа), метанола ПАВ, солей, нитратов, нитритов и фосфатов.

3.3. Транспортировка и закачка сточных вод

Проектирование системы транспортировки подготовленных стоков к поглощающим скважинам и закачки в них должно основываться на СНиП [37], санитарных правилах [38], справочнике [39] и других документах и материалах с учетом следующих особенностей.

Сточные воды после очистки подаются в резервуары-усреднители, не менее двух, объем каждого из которых должен равняться суточному расходу стоков.

Производительность насосной станции определяется в соответствии со среднечасовым расходом стоков, а требуемый набор насосов, - исходя из гидравлических потерь давления в водоводе и давления нагнетания на устьях поглощающих скважин. При числе рабочих насосов до шести устанавливаются два резервных насоса. С целью обеспечения надежности эксплуатации насосной станции она должна иметь также два независимых источника электроснабжения.

Число ниток водовода должно быть не менее двух, каждая из которых рассчитывается с учетом возможности транспортировки всего объема стоков. Трубы стальные горячекатанные (ГОСТ 8732-78). При подземной прокладке водовода трубы покрываются тепло- и гидроизоляцией; надземная прокладка - с теплоспутником или греющим кабелем. При большой протяженности водовода он делится на ремонтные участки. На каждой нитке устанавливается запорная арматура. На случай аварии на одной из ниток водовода следует предусмотреть меры по автоматическому отключению насосов и переключению по дачи сточных вод на резервную нитку. Опорожнение аварийного водовода должно производиться в «мокрые колодцы», стоки из которых перекачиваются в резервуары- усреднители. На концах водоводов к поглощающим скважинам следует установить краны для отбора проб закачиваемых сточных вод.

3.4. Поглощающие скважины

3.4.1. Общие положения

Количество и схема размещения поглощающих скважин определяются по результатам разведочных работ и соответствующих гидрогеологических расчетов. При этом следует учитывать, что при закачке сточных вод давления нагнетания на устьях скважин не должны превышать 5 МПа [40]. Помимо основных (рабочих) поглощающих скважин, должна быть пробурена, как минимум, одна резервная скважина.

Поглощающие скважины следует располагать вблизи от КОС с целью максимального сокращения длины водовода и других коммуникаций, упрощения эксплуатации сооружений и контроля за их работой. В этом случае в значительной мере обеспечивается совпадение территории, на которой должны предусматриваться ограничения в использовании недр, связанные с удалением жидких отходов, с территорией СЗЗ самого объекта. Скважины должны размещаться за пределами зон санитарной охраны (ЗСО) водозаборов, округов горно-санитарной охраны курортов и местностей лечебного значения.

На каждой поглощающей скважине должны быть проведены геофизические и гидрогеологические исследования.

При значительном (на 20%) снижении или увеличении коэффициента приемистости основной скважины по сравнению с его начальной величиной, а также в случае обнаружения загрязнения закачиваемыми стоками водоносных горизонтов (кроме поглощающего) подача стоков автоматически переключается на резервную скважину, а на основной скважине проводятся ремонтно-восстановительные работы.

Из способов восстановления приемистости скважин следует в первую очередь применять наиболее экологически безопасные, не сопровождающиеся изливом жидкости на поверхность: гидроразрыв, кислотную обработку, дополнительную перфорацию. Если эти способы окажутся недостаточно эффективными, то при использовании других способов восстановления приемистости скважин (например, самоизлива и промывки) необходимо предусмотреть соответствующие меры по предотвращению загрязнения окружающей природной среды.

Необходима ежегодная проверка поглощающих скважин на герметичность методом опрессовки эксплуатационной колонны.

Если аварийное состояние поглощающей скважины не удается устранить, и в случае выполнения ею своего назначения, она должна быть ликвидирована по специальному проекту с учетом требований инструкций Госгортехнадзора России, Госсанэпидемнадзора России и других контролирующих организаций.

Проектирование поглощающих скважин должно производиться на основании используемой для скважин различного назначения, в том числе нагнетательных, нормативно-технической документации [41-49 и др.] и государственных стандартов, с учетом отмеченных ниже особенностей.

3.4.2.Конструкция скважин

При определении конструкции поглощающей скважины, помимо общих требований (экономичность, минимальная металлоемкость, предотвращение осложнений и др.), следует предусматривать надежную изоляцию верхних водоносных горизонтов от проникновения закачиваемых стоков.

Эта конструкция должна включать:

-направление - для перекрытия горизонтов олигоцен-четвертичного комплекса, содержащих пресные подземные воды;

-кондуктор с установкой башмака ниже нулевой геоизотермы (на 50-100 м ниже подошвы многолетней мерзлоты) и подошвы эоценовых отложений - для перекрытия мерзлых пород и верхних водоносных горизонтов, а также для предотвращения слома эксплуатационной колонны в интервале залегания указанных отложений;

-эксплуатационную колонну - для перекрытия вышележащих продуктивных и водоносных горизонтов.

С целью повышения надежности конструкции кондуктор и эксплуатационная колонна компонуются из труб с высокогерметичными резьбовыми соединениями типа ОТТГ (ГОСТ 632-80) или аналогичных импортных типа VAM, BDS и др.

3.4.3.Цементирование обсадных колонн

Все колонны цементируются до устья портландцементными материалами по ГОСТ 1581-96. Тип тампонажного материала должен соответствовать пластовой температуре по стволу скважины, а его плотность и режим цементирования колонн выбираются, исходя из условия предотвращения гидроразрыва пород. Оценка качества цементирования обсадных колонн производится геофизическими методами: АКЦ, ОЦК, а проверка герметичности колонн и кольцевого пространства-согласно инструкции [50].

3.4.4.Вскрытие и освоение поглощающего горизонта

Вскрытие поглощающего горизонта производится на буровом растворе, плотность которого обеспечивает противодавление, превышающее пластовое на 10-15%. Низ эксплуатационной колонны компонуется из щелевых проволочных или гравийных фильтров, позволяющих, с одной стороны, снизить загрязнение мехпримесями, содержащимися в закачиваемых стоках, призабойной зоны поглощающих пластов, а с другой стороны, предотвратить интенсивное образование песчаной пробки на забое скважины. В случае необходимости, вторичное вскрытие поглощающего горизонта следует производить сверлящими перфораторами ПС-112, либо гидропескоструйной перфорацией, позволяющими избежать ударных нарушений эксплуатационной колонны и цементного кольца. Освоение и исследования поглощающих скважин следует проводить так же, как и разведочных (см. раздел 1 рекомендаций).

3.4.5.Наземное и подземное оборудование скважин

Направление не обвязывается. Остальные колонны обвязываются колонной головкой типа ОКК, которая выбирается по рабочему давлению.

Колонна НКТ спускается в скважину до верхних дыр перфорации с пакером, устанавливаемым на 10 м выше фильтра. Затрубное пространство заполняется нейтральной жидкостью - пресной водой. Для предотвращения замерзания этой жидкости и сточных вод в НКТ во время вынужденной остановки скважины на внешней стенке НКТ спускается греющий кабель до нулевой геоизотермы.

На устье скважины устанавливаются фонтанная арматура, рассчитанная на максимальные давления, создаваемые при испытании скважины на герметичность, в процессе ее эксплуатации и при восстановлении приемистости (рис. 3).

Площадь вокруг скважины должна быть спланирована и очищена. Над устьем скважины оборудуется будка с тепло- или электрообогревом в зимнее время; конструкция и оборудование будки должны позволять проводить гидрогеологические и геофизические исследования в скважине с помощью глубинных приборов.

3.5. Санитарно-защитные зоны

Вокруг сооружений системы захоронения стоков следует устанавливать СЗЗ, размеры которой определяются согласно СанПиН [51]. В пределах СЗЗ не допускается размещение объектов, не связанных непосредственно с эксплуатацией полигона. В других случаях ограничения в СЗЗ определяются конкретными санитарными и производственными условиями.

На площадке полигона захоронения должна быть предусмотрена система сбора, накопления и удаления загрязненных поверхностных стоков.

Кроме того, следует предусмотреть ограничения в пределах горного отвода под полигон захоронения на бурение глубоких скважин, не связанных с этим полигоном.

1-крестовина, 2-запорное устройство, 3-тройник, 4-переводник к трубной головке,

5-обратный клапан, 6-манометр с запорно-зарядным устройством, 7-быстросборное соединение

Рис.3. Схема оборудования устьев поглощающих скважин

3.6.Мниторинг подземных вод

Помимо контроля за техническим состоянием и эксплуатацией сооружений системы подземного захоронения сточных вод, в проекте должны быть предусмотрены организация и ведение мониторинга подземных вод в пределах горного отвода [5]. Согласно положению [6] и указаниям [8], данный вид мониторинга должен включать наблюдения за поглощающим и «буферным» горизонтами, а также на действующих водозаборах и очагах естественной разгрузки подземных вод.

Основу системы мониторинга подземных вод составляют наблюдательные скважины, количество и расположение которых должны обеспечивать проведение наблюдений за распространением закачиваемых стоков и содержащихся в них загрязнений, а также за изменением гидродинамических параметров поглощающих горизонтов с целью наиболее рациональной регламентации работы поглощающих скважин. Исходя из указанных выше положений, на полигонах захоронения сточных вод газовых объектов Западной Сибири следует предусматривать, как минимум, по одной наблюдательной скважине, пробуренной на поглощающий и залегающий выше «буферный» горизонты.

Если поглощающий горизонт залегает на сравнительно небольшой глубине и отсутствует защитный горизонт, то наблюдательная скважина должна быть пробурена также на верхний горизонт, содержащий пресные воды. Наблюдательные скважины следует бурить и на горизонты, залегающие ниже поглощающего, содержащие минеральные воды, если СЗЗ полигона захоронения пересекается с ЗСО соответствующего водозабора.

Наблюдательные скважины следует располагать в направлении (от полигона захоронения) потока подземных вод, естественного или формирующегося под влиянием искусственных факторов (эксплуатации газовой залежи или водозабора).

Конструкция наблюдательных скважин должна включать, кроме направления, кондуктор и эксплуатационную колонну; плотность перфорации скважин - 6 отв/м. В скважинах проводятся геофизические исследования и пробные откачки. На глубину нулевой геоизотермы в скважины спускаются НКТ с греющим кабелем. В наблюдательных скважинах, как и в поглощающих, устанавливаются противопесочные фильтры; схема оборудования устьев показана на рис. 4. Па устьях наблюдательных скважин, вскрывающих глубокие горизонты с избыточными напорами подземных вод, необходимо предусмотреть краны для стравливания, перед замерами устьевых давлений выделяющегося из вод газа.

Если имеются расположенные около полигона пьезометрические, а также разведочные скважины, которые могут быть переоборудованы под наблюдательные, то специальные наблюдательные скважины могут не буриться.

Исходя из инструктивных указаний [52] и опыта строительства наблюдательных скважин на водоносные горизонты олигоцен-четвертичного комплекса Западной Сибири, в конструкции таких скважин следует предусматривать обсадную колонную диаметром 146 мм, спускаемую до кровли исследуемого горизонта и цементируемую до устья, и фильтровую колонну (108 мм). Последняя крепится в обсадной колонне с помощью сальника в интервале между отметкой, расположенной на 5 м выше кровли горизонта, и забоем скважины. Рабочая часть фильтра (сетчатого) - 3 м. В скважину до подошвы верхнего слоя мерзлоты опускаются НКТ с греющим кабелем.

На этих скважинах должна быть проведена пробная откачка на одном понижении с последующим прослеживанием восстановления уровня воды до статического положения. Следует отобрать пробы воды на сокращенный химический анализ и нефтепродукты, а также для определения других показателей, включенных в ГОСТ 2761-84 и СанПиН [53].

Подробное описание методов и средств проведения и обработки результатов исследований таких (неглубоких) скважин дано в работах [18, 54-58 и др.].

Наблюдения на скважинах должны проводиться службой мониторинга организации или специализированной организацией. При этом ежемесячно следует отбирать пробы подземных вод на сокращенный химический анализ (см. п. 2.3.3.4) и основные загрязнения, характерные для сточных вод (подразд. 3.2), а также ежеквартально замерять статические уровни или устьевые избыточные давления и пластовые температуры.

При контроле за горизонтами, подземные воды которых могут быть использованы для питьевых целей, необходимо определять показатели, согласно ГОСТ 27.61-84 и СанПиН [53]. При обнаружении загрязнений в подземных водах следует проводить повторные отборы проб для выявления причин загрязнения.

Необходимо предусмотреть также контроль за техническим состоянием наблюдательных скважин и меры по восстановлению их нормального функционирования.

После выполнения своего назначения наблюдательные скважины, как и поглощающие, должны быть ликвидированы, согласно соответствующим инструктивным положениям органов госнадзора по отдельному проекту.

1-крестовина, 2-запорное устройство, 3- переводник к трубной головке, 4-манометр с запорно-зарядным устройством

Рис.4. Схема оборудования устьев наблюдательных скважин

Приложение 1

МЕТОДИКА ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ

Обозначения и единицы измерения основных параметров

Р, Р_п и Р_з- давление, пластовое и забойное давления, МПа или кгс/см;

t, t_n - температура, пластовая температура, °С;

М - минерализация воды, г/л;

S - газовый фактор воды, м³/м³;

ρ_в - плотность воды в скважинных и пластовых условиях, кг/м³;

γ_в - удельный вес воды в скважинных и пластовых условиях, кН/м³ ;

β_в - коэффициент сжимаемости воды в пласте, ТПа^-1;

μ_в - коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях, МПа-с;

Н_эф - эффективная толщина пласта, м;

k - коэффициент проницаемости коллекторов, мкм²;

k_п и k_пэф - коэффициенты пористости открытой и эффективной;

ε - гидропроводность пласта, мкм²-м/(мПа-с);

χ - коэффициент пьезопроводности пласта, м²/сут;

К_ф - коэффициент фильтрации, м/сут;

Q - расход подземных (сточных) вод, м³/сут;

ΔР - депрессия (репрессия) на пласт, МПа;

J_eи J_Н - гидравлические уклоны естественного и нарушенного потоков подземных вод вод, м/м;

τ - время, сут или мин.

П.1.1. Расчет гидрогеологических параметров поглощающего горизонта

П. 1.1.1. Расчет показателей физических свойств воды

Плотность и удельный вес

Алгоритм расчета 1 [1]

Исходные данные: Р, t, M, S.

Порядок расчета:

ρ_t = 1,94·10^-9t⁵ -6 10^-7t⁴ + 8,09·10^-5t³ – 8,84·10^-3t² +6,7·10^-2t +999,8 ;	(П.1.1)
а₁= -1,08·10^-7t³ + 3,2·10^-5t² - 3·10^-3t +0,75;	(П.1.2)
а₂= -1,86·10^-7t³ + 4,57·10^-5t² -3,24·10^-3t + 0,515	(П.1.3)
а₃ = 10^-5(-0,25t + 70)	(П.1.4)
ρ_ст =0,7М + 998,2;	(П.1.5)
ρ =ρ_t + а₁М + (P – 0,1)(а₂ –а₃ М);	(П.1.6)
	(П.1.7)
γ_в = 9,824·10^-3 ρ_в.	(П.1.8)

В формулах:

ρ_t - плотность дистиллированной воды при атмосферном давлении и заданной температуре;

а₁ а₂, а₃ - коэффициенты, характеризующие влияние на плотность воды минерализации и давления;

ρ_ст - плотность воды в стандартных условиях (при атмосферном давлении и 20°С);

ρ - плотность дегазированной воды.

Значения ρ_t, а₁, а₂, а₃ можно определить также по таблице П.1.1 и соответствующим графикам на рисунке П. 1.1.

Коэффициент сжимаемости

Алгоритм расчета 2

Исходные данные: Р_п t_п, M.

Порядок расчета:

1.Средний изотермический коэффициент сжимаемости дистиллированной воды (β_о) по корреляционным уравнениям вида β_о = а_о + a₁t +a₂t², коэффициенты которых приведены ниже, в таблице П.1.2;

Таблица П. 1.1

Значения показателей, используемых при расчетах плотности воды

t	ρ_t	10³a₁,	10³a₂	10⁵a₃	t	ρ_t	10³a₁,	10³a₂	10⁵a₃
0	999,8	750	515	72	51	987,6	666	444	56
1	999,9	747	511	72	52	987,2	665	444	56
2	999,9	744	508	71	53	986,7	665	443	56
3	1000	742	505	71	54	986,2	664	443	56
4	1000	739	502	70	55	985,7	664	443	56
5	1000	736	499	70	56	985,2	664	443	56
6	999,9	734	496	70	57	984,7	663	443	56
7	999,9	731	493	70	58	984,2	663	444	56
8	999,8	729	491	69	59	983,7	663	444	56
9	999,8	726	488	69	60	983,2	662	444	56
10	999,7	723	486	68	61	982,7	662	444	56
11	999,6	721	484	68	62	982,2	662	444	56
12	999,5	719	482	68	63	981,7	662	444	56
13	999,4	716	480	67	64	981,2	662	445	56
14	999,2	714	478	67	65	980,6	661	446	56
15	999,1	712	476	66	66	980,1	661	446	55
16	998,8	710	474	66	67	979,6	661	447	55
17	998,8	708	472	65	68	979	661	447	55
18	998,6	706	470	65	69	978,4	660	448	55
19	998,4	704	469	64	70	977,8	660	448	54
20	998,2	702	467	64	71	977,3	660	449	54
21	998	700	466	64	72	976,7	660	450	54
22	997,7	698	464	63	73	976,1	660	450	54
23	997,5	696	462	63	74	975,5	660	451	54
24	997,3	694	461	63	75	974,9	660	451	53
25	997	692	460	62	76	974.3	660	452	53
26	996,8	691	459	62	77	973,7	660	452	53
27	996,5	689	458	61	78	973,1	660	453	52
28	996,2	688	457	61	79	972,5	660	453	52
29	995,9	686	456	60	80	971,8	660	454	52
30	995,6	685	455	60	81	971,2	660	455	52
31	995,3	684	454	59	82	970,6	660	455	51
32	995	683	453	59	83	970	660	456	51
33	994,7	681	452	59	84	969,3	660	456	50
34	994,4	680	451	58	85	968,6	660	457	50
35	994	679	450	58	86	968	660	457	50
36	993,7	678	450	58	87	967,4	660	458	49
37	993,3	677	449	57	88	966,7	660	458	49
38	992,9	676	448	57	89	966	660	459	49
39	992,6	675	448	57	90	965,3	660	459	48
40	992,2	674	447	56	91	964,7	660	459	48
41	991,8	673	446	56	92	964	660	460	47
42	991,4	672	446	56	93	963,3	660	460	47
43	991	671	446	56	94	962,6	660	460	46
44	991,6	670	445	56	95	961,9	661	460	46
45	990,2	670	445	55	96	961,2	661	461	46
46	989,8	669	444	55	97	960,5	661	461	45
47	989,4	668	444	55	98	959,8	662	462	45
48	989	667	444	55	99	959,1	662	462	44
49	988,5	667	444	55	100	958,35	662	462	44
50	988	666	444	56

Рис. П. 1.1. Графики для определения плотности дегазированной воды

Таблица П. 1.2

Р	t	А_о	А₁	А₂
0,1-5	0-20	525	-2,65	0,035 3
5-10	5-35	513	-2,91	0,034 9
10-15	15-50	500	-2,76	0,030 6
15-20	35-70	483	-2,2	0,022 9
20-25	51-100	499	-3,06	0,030 4
25-30	65-100	508	-3,37	0,032

2.ρ_в по алгоритму 1;

3.β_в по формуле [1];

(П.1.9)

Значения β_о при давлениях и температурах, характерных для поглощающих горизонтов Западной Сибири, можно определить также по таблице П. 1.3 или по графикам на рисунке П. 1.2.

Коэффициент динамической вязкости

Алгоритм расчета 3 [1]

Исходные данные: t_п, M.

Порядок расчета:

А = t_п -8,435;	(П.1.10)
	(П.1.11)
а_µ=10^-5(-2,24t_п+14+124) ;	(П.1.12)
μ_в = μ_t + а_μМ	(П.1.13)

В формулах:

А - коэффициент;

μ_t - коэффициент динамической вязкости дистиллированной воды при заданной температуре;

а_μ - коэффициент, характеризующий влияние минерализации на вязкость воды.

Значения μ_t и а_μ можно также определить по таблице П. 1.3 или по графикам на рисунке П.1.3.

Таблица П. 1.3

Значения показателей, используемых при расчетах коэффициентов сжимаемости

и динамической вязкости воды

t	Β_о при Р				μ_t	10⁵а_μ	t	β_о при Р			μ_t	10⁵а_μ
t	0,1-5	5-10	10-15	15-20	μ_t	10⁵а_μ	t	15-20	20-25	25-30	μ_t	10⁵а_μ
0	525				1,792	124	51	430	423		0,54	110
1	522				1,731	136	52	430	423		0,532	109
2	520				1,674	139	53	430	423		0,523	107
3	517				1,619	141	54	430	423		0,515	106
4	515				1,588	143	55	431	423		0,506	105
5	513	499			1,519	144	56	431	423		0,498	103
6	510	496			1,472	145	57	431	423		0,49	102
7	508	494			1,428	145	58	431	424		0,483	101
8	506	492			1,386	146	59	432	424		0,476	99
9	504	489			1,346	146	60	432	425		0,469	98
10	502	487			1,308	146	61	432	426		0,462	97
11	500	485			1,271	146	62	433	427		0,455	95
12	498	483			1,236	146	63	434	427		0,448	94
13	496	481			1,203	145	64	435	428		0,442	93
14	495	479			1,171	145	65	436	429	424	0,435	91
15	493	477	466		1,14	145	66	437	430	425	0,429	90
16	492	475	464		1.111	144	67	438	431	426	0,423	89
17	490	473	462		1,083	144	68	439	432	427	0,417	87
18	489	471	460		1,056	143	69	440	433	428	0,411	86
19	487	470	459		1,03	142	70	441	435	429	0,406	84
20	486	468	457		1,005	142	71		436	430	0,401	83
21		467	455		0,981	141	72		437	431	0,395	82
22		465	454		0,958	140	73		438	432	0,39	80
23		464	453		0,936	140	74		440	434	0,385	79
24		463	451		0,914	139	75		441	435	0,38	77
25		462	450		0,894	138	76		443	437	0,375	76
26		461	449		0,874	137	77		444	438	0,37	74
27		460	448		0,854	136	78		446	440	0,366	73
28		459	447		0,836	135	79		447	441	0,361	71
29		458	446		0,818	134	80		449	443	.0,356	70
30		457	445		0,801	133	81		451	445	0,352	69
31		456	444		0,784	133	82		453	447	0,348	67
32		455	443		0,768	132	83		455	449	0,344	65
33		454	442		0,752	131	84		457	451	0,339	64
34		454	441		0,737	129	85		459	453	0,335	63
35		454	441	433	0,723	128	86			455	0,331	61
36			440	433	0,709	127	87			457	0,328	60
37			440	432	0,695	126	88			459	0,324	58
38			439	431	0,681	125	89			462	0,32	57
39			439	431	0,668	124	90			464	0,317	55
40			439	431	0,656	123	91			466	0,313	54
41			439	431	0,644	122	92			469	0,309	52
42			439	431	0,632	121	93			472	0,306	51
43			438	430	0,621	119	94			474	0,303	49
44			438	430	0,61	118	95			477	0,299	48
45			438	430	0,599	117	96			480	0,296	46
46			438	430	0,588	116	97			482	0,293	45
47			438	430	0,578	115	98			485	0,29	43
48			438	430	0,568	113	99			488	0,287	42
49			438	430	0,559	112	100			491	0,284	40
50			438	430	0,549	111

Рис. П.1.2.Графики для определения коэффициентов сжимаемости дистиллированной воды

Рис. П.1.3.Графики для определения коэффициента динамической вязкости воды

Пример. Исходные данные: Р_п = 9,94 МПа, t_п =29,5°С, М = 20 г/л, S = 1,9 м³/м³.

Результаты расчета (с использованием таблиц П.1.1 и П.1.3): ρ_в = 1012,1 кг/м³, γ_в = 9,943 кН/м³, β_в = 443 ТПа^-1, μ_в= 0,84 мП·с.

П. 1.1.2. Расчет предельной газонасыщенности воды

Предельная газонасыщенность подземных вод характерна для меловых поглощающих горизонтов в районах расположения газовых и газоконденсатных залежей в этих горизонтах.

Алгоритм расчета 4[59]

Исходные данные: Р_п, t_n, M, m, .

Порядок расчета:

1 =10^-5(-0,0095t³+2,52t²-237t)+0,178 ;	(П.1.14)
2. b_с= 10^-5[Р² (-0,954t² + 72,28t – 1774) + Р (17,96t²- 1566t +56960) + 6,2t² - 181t] -0,01 ,	(П.1.15)
а_ту= 10^-5Р[P³ (0,0846t² – 3,67t – 0,6)-Р²(2,986t² -132,4t +226) + + Р(35,3t² - 1890t + 26700)-61t² + 2600t -9000)]	(П.1.16)
и k_ср=kСН₄ +(0,05Р+0,1)	(П.1.17)

при давлениях 0,1-20 МПа и температурах 0-40°С;

b_с= 10^-6 [P²(-0,009286t³ + 1,8536t² – 103,64t +146)+ +P(0,4339t³ – 81,27t² + 4289t + 86500) -4,033t³ + 949,5t²-74260t] + 2,243,	(П.1.18)
а_ту=10^-3 Р(0,27t² -46t + 3800) -15	(П.1.19)
и
k_ср=kСН₄ + (0,02Р+0,3)	(П.1.20)

при давлениях 10-30 МПа и температурах 40-100°С (а_ту при давлениях 15-30 МПа);

3. b= b_с-а_ту _;

(П.1.21)

(П.122)

В формулах:

и k_ср - коэффициенты «высаливания» для метана и газа заданного состава соответственно, л/г-экв; для «сухого» газа k_ср = ;

b_с - растворимость (см³/г) содержащегося в подошвенных водах сеноманских газовых залежей метанового (97,8-99,6 % объем) «сухого» (этан - до 0,44 и тяжелые углеводороды - до 0,24% объем.) газа с концентрацией азота до 2% объем.;

а_ту - показатель снижения растворимости газа при увеличении в нем содержания этана и тяжелых углеводородов (до 9-10 % объем., в том числе пропана до 2-3 % объем.);

b - растворимость газа данного состава в дистиллированной воде, см³/г;

- объемная доля пропана в составе растворенного газа;

m - концентрация солей в воде, г-экв/л.

Значения b_с, а_ту и , можно также определить по таблицам П. 1.4 и П. 1.5 или по графикам на рисунках П. 1.4, П. 1.5 и П. 1.6.

Пример. Исходные данные: Р_п = 22 МПа, t_п = 60°С, М = 5 г/л, m = 0,08 г-экв/л, = 0,02. Результат расчета: S = 2,18 м³/м³.

П. 1.1.3. Расчет пластового давления воды в скважине

Для расчета пластового давления столб воды в скважине разбивается на ряд (n) интервалов с глубинами до их нижних границ h_i. Для достаточно точного расчета первый и второй интервалы выбирают так, чтобы определяемые по геотермограмме температуры на этих границах (t_i) составили соответственно 10 и 20°С. Перепад температур для последующих интервалов можно увеличить до 15-20°С.

На верхней границе первого интервала для неизливающих скважин: h_о = h_ст, Р_о= 0,1 МПа и t_о= 0°С (при положении статического уровня – h_ст выше нулевой геоизотермы), а для изливающих скважин: h_о = 0, Р_о = Р_у (устьевое статическое давление) и t_о= 0°С.

Алгоритм расчета 5

Исходные данные: h_о, h_i, P_о, t_о, t_i, M, S.

Порядок расчета:

1.	Δh_i= h_i - h_i-1 ; (П. 1.23)
2. γ_во по алгоритму 1, где Р = Р_о, t = t_о;
3.	P_{i op}=10^-3 γ_{в i-1}Δh_i + P_i-1 (i=l); (П. 1.24)
4.γ_{в 1} по алгоритму 1, где Р = Р_{1 ор}, t= t₁;
5.	γ_{в ср i}= 0,5 (γ_{в i-1} + γ_{в i}) (i=l); (П. 1.25)
6.	(П.1.26)

Таблица П. 1.4.

Растворимость «сухого» газа в дистиллированной воде

t	b_c при Р							t	b_c при Р
t	2,5	5	6	7,5	10	15	20	t	15	20	25	30
10	0,94	1,82	2,14					56	2,21	2,74
11	0,91	1,78	2,08					57	2,2	2,73
12	0,89	1,73	2,03					58	2,18	2,72
13	0,87	1,69	1,98					59	2,17	2,71
14	0,85	1,64	1,93					60	2,16	2,7
15	0,83	1,61	1,88	2,31	2,78			61	2,15	2,69
16		1,57	1,84	2,26	2,73			62	2,13	2,68
17		1,53	1,8	2,21	2,68			63	2,12	2,67
18		1,5	1,76	2,16	2,63			64	2,11	2,66
19		1,46	1,72	2,12	2,58			65	2,1	2,65	3,03	3,37
20		1,43	1,68	2,08	2,54	3,25		66	2,09	2,64	3,02	3,36
21			1,65	2,03	2,49	3,2		67	2,08	2,63	3,01	3,35
22			1,61	2	2,45	3,16		68	2,08	2,62	3,01	3,35
23			1,58	1,96	2,41	3,11		69	2,07	2,61	3	3,34
24			1,55	1,92	2,37	3,07		70	2,06	2,6	2,99	3,34
25			1,52	1,89	2,33	3,02		71		2,6	2,99	3,33
26			1,5	1,65	2,29	2,98		72		2,59	2,98	3,33
27			1,47	1,82	2,26	2,94		73		2,58	2,98	3,33
28			1,45	1,79	2,23	2,9		74		2,58	2,98	3,32
29			1,42	1,76	2,19	2,86		75		2,57	2,97	3,32
30			1,4	1,73	2,16	2,83		76		2,57	2,97	3,32
31				1,71	2,13	2,79		77		2,56	2,97	3,32
32				1,68	2,11	2,76		78		2,56	2,97	3,32
33				1,66	2,08	2,72		79		2,56	2,97	3,32
34				1,63	2,05	2,69		80		2,56	2,97	3,32
35				1,61	2,03	2,66	3,13	81		2,55	2,97	3,32
36					2	2,63	3,1	82		2,55	2,97	3,33
37					1,98	2,6	3,07	83		2,55	2,97	3,33
38					1,96	2,57	3,05	84		2,55	2,97	3,33
39					1,94	2,55	3,02	85		2,55	2,97	3,34
40					1,92	2,52	3	86			2,98	3,34.
41					1,9	2,5	2,97	87			2,98	3,35
42					1,88	2,47	2,95	88			2,99	3,36
43					1,86	2,45	2,93	89			2,99	3,37
44					1,85	2,42	2,91	90			3	3,37
45					1,83	2,4	2,89	91			3,01	3,38
46					1,81	2,38	2,87	92			3,01	3,39
47					1,8	2,36	2,86	93			3,02	3,4
48					1,78	2,34	2,84	94			3,03	3,42
49					1,77	2,32	2,82	95			3,04	3,43
50					1,76	2,3	2,81	96			3,05	3,45
51						2,29	2,8	97			3,06	3,47
52						2,27	2,78	98			3,07	3,47
53						2,25	2,77	99			3,09	3,48
54						2,24	2,76	100			3,1	3,5
55						2,22	2,75

Таблица П. 1.5.

Значения показателей влияния тяжелых углеводородов и солей на растворимость газа в воде

t	а_ту при Р						t	а_ту при Р
t	5	7,5	10	15	20		t	15	20	30
10	4	10				0,157	56	16	28		0,108
11	4	9				0,155	57	16	28		0,107
12	4	9				0,153	58	16	28		0,107
13	4	9				0,151	59	15	27		0,106
14	4	8				0,149	60	15	27		0,106
15	3	8	15			0,148	61	15	27		0,106
16	3	8	15			0,146	62	15	27		0,105
17	3	8	14			0,145	63	15	26		0,105
18	3	7	14			0,143	64	15	26		0,105
19	3	7	13			0,141	65	14	26	45	0,104
20	3	7	13	31		0,14	66	14	26	44	0,104
21	3	7	13	30		0,138	67	14	25	44	0,104
22	3	7	12	29		0,137	68	14	25	44	0,103
23	3	6	12	29		0,136	69	14	25	43	0,103
24	3	6	12	28		0,134	70	14	25	43	0,103
25	2	6	12	27		0,133	71		25	43	0,103
26		6	11	27		0,132	72		25	43	0,102
27		6	11	26		0,131	73		24	42	0,102
28		6	11	26		0,129	74		24	42	0,102
29		6	11	25		0,128	75		24	42	0,102
30		5	11	25		0,127	76		24	42	0,102
31			10	24		0,126	77		24	42	0,102
32			10	24		0,125	78		24	42	0,101
33			10	23-		0,124	79		24	42	0,101
34			10	23		0,123	80		24	42	0,101
35			10	22	37	0,122	81		23	42	0,101
36			10	22	36	0,121	82		23	42	0,101
37			9	22	36	0,12	83		23	42	0,101
38			9	21	35	0,119	84		23	42	0,1
39			9	21	34	0,118	85		23	42	0,1
40			9	20	34	0,117	86		23	42	0,1
41			9	20	33	0,116	87		23	42	0,1
42			9	20	33	0,116	88		23	42	0,1
43			9	19	33	0,115	89		23	42	0,1
44			9	19	32	0,114	90		23	42	0,1
45			9	19	32	0,114	91		23	42	0,099
46			9	18	31	0,113	92		23	42	0,099
47			9	18	31	0,112	93		23	42	0,099
48			8	18	30	0,112	94		23	42	0,099
49			8	18	30	0,111	95		23	42	0,099
50			8	17	30	0,111	96		23	42	0,099
51				17	29	0,11	97		23	42	0,099
52				17	29	0,11	98		23	43	0,098
53				17	29	0,109	99		23	43	0,098
54				16	29	0,109	100		23	43	0,098
55				16	28	0,108

Рис. П. 1.4. Графики для определения растворимости «сухого» газа в воде

Рис. П.1.5. Графики для определения влияния тяжелых углеводородов на растворимость газа в воде

Рис. П. 1.6. График для определения коэффициента Сеченова для метана

Дальнейшие расчеты выполняются по той же схеме (пп. 3-6).

При расчетах удельного веса воды на всех глубинах (h_о, h_i) используется одно значение газового фактора S = 0,5S_п (S_п - газовый фактор воды в пластовых условиях).

Пример. Исходные данные (по скв. 402 Комсомольского месторождения): h_о = 8 м, h₁ = 440 м, h₂ = 680 м, h₃ = h_п= 995 м, t_о = 0°С, t₁ = 10°С, t₂ = 20°С, t₃=t_п= 29,5°С (глубины с данными температурами определены по геотермограмме месторождения), Р_о = 0,1 МПа, М = 20 г/л, S = 0,95 м³/м³. Результат расчета: Р_з = Р_п = 9,94 МПа (равняется замеренному глубинным манометром пластовому давлению).

П. 1.1.4. Оценка влияния разработки газовой залежи на динамику подземных вод альб-сеноманского поглощающего горизонта

В ходе разработки сеноманских газовых залежей, но мере снижения давления в них (ΔР_г, МПа), наблюдается падение пластового давления в подстилающих залежи водоносных отложениях, причем это падение (ΔР_в) уменьшается с глубиной залегания отложений (с расстоянием от начальной поверхности ГВК - ΔН_в-г,). Эти закономерности, в пределах контура газоносности, описываются следующими эмпирическими уравнениями [59]:

ΔР_в =АΔР_г –В,

(П.127)

А= 0,93_ехр(-4,4·10^-3ΔН_в-г),

(П.1.28)

В = 2,9·10^-3ΔН_в-г^1,06 ехр (-2,3·10^-3ΔН_в-г ).

(П.1.29)

Текущие пластовые давления газа на участке полигона захоронения можно определить по приведенным в проекте разработки прогнозным картам изобар залежи и данным об изменении средних давлений в ее центральной и периферийной зонах. По разрабатываемым месторождениям используются и карты изобар, построенные по фактическим данным.

Из уравнения (П. 1.27) получаем выражение для определения падений давления в залежи (ΔР_гн), при которых начинают реагировать водоносные пласты, расположенные на разных глубинах ΔН_в-г,

. (П.1.30)

Из уравнения (П. 1.27) выводится также формула для расчета гидравлического уклона нарушенного (формирующегося под влиянием разработки залежи) потока подземных вод

(П.1.31)

где и , - давления, соответствующие изобарам, между которыми расположен полигон, кгс/см² ,

L - расстояние между изобарами, м.

Алгоритм расчета 6

Исходные данные: ΔН_в-г, ΔР_г, , L

Порядок расчета:

1.А и В по уравнениям (П. 1.28) и (П. 1.29);

2. ΔР_в по уравнению (П. 1.27);

3. ΔР_гнпо формуле (П. 1.30);

4.J_н по формуле (П. 1.31).

Значения А, В и ΔР_гн можно определить также по таблице П. 1.6 или по графикам на рисунке П. 1.7.

Таблица П. 1.6

ΔН_в-г	А	В	ΔР_гн	ΔН_в-г	А	В	ΔР_гн	ΔН_в-г	А	В	ΔР_гн
0	0,93	0	0	55	0,73	0,18	0,24	ПО	0,57	0,33	0,57
5	0,91	0,02	0,02	60	0,71	0,19	0,27	115	0,56	0,34	0,61
10	0,89	0,03	0,04	65	0,7	0,21	0,3	120	0,55	0,35	0,64
15	0,87	0,05	0,06	70	0,68	0,22	0,33	125	0,54	0,36	0,68
20	0,85	0,07	0,08	75	0,67	0,24	0,35	130	0,52	0,37	0,71
25	0,83	0,08	0,1	80	0,65	0,25	0,38	135	0,51	0,39	0,75
30	0,81	0,1	0,12	85	0,64	0,26	0,41	140	0,5	0,4	0,79
35	0,8	0,12	0,15	90	0,63	0,28	0,44	145	0,49	0,41	0,83
40	0,78	0,13	0,17	95	0,61	0,29	0,48	150	0,48	0,42	0,86
45	0,76	0,15	0,19	100	0,6	0,3	0,51	155	0,47	0,43	0,91
50	0,75	0,16	0,22	105	0,59	0,32	0,54	160	0,46	0,44	0,95

Пример (по полигону захоронения промстоков УКПГ-4 Ямбургского месторождения). Исходные данные: ΔН_в-г =76,5 м; ΔР_г =5 МПа; =4 кгс/см² и L=2920 м (по карте изобар на рис. П. 1.8). Результаты расчета: ΔР_в=3,08 МПа, ΔР_гн =0,36 МПа, J_н=9,1 10^-3 м/м.

П.1.1.5. Расчет гидродинамических параметров поглощающего горизонта по промыслово-геологическим данным

Данный расчет проводится на основе показателей емкостных и фильтрационных свойств горизонта (эффективной толщины, открытой пористости и коэффициента проницаемости), определенных в результате геофизических исследований скважин и лабораторных анализов керна.

Рис. П. 1.7. Графики для оценки распределения пластовых давлений в водоносных отложениях,

подстилающих разрабатываемые сеноманские газовые залежи

Рис. П. 1.8. Карта изобар сеноманской газовой залежи Ямбургского месторождения на 01.01.98

Алгоритм расчета 7

Исходные данные: Н_эф, k_п, k, Р_п, t_п, M, S.

Порядок расчета:

1. γ_в, β_в и μ_в по алгоритмам 1, 2 и 3 соответственно;

2. (П.1.32)

3. (П.1.33)

4 (П.1.34)

Пример. Исходные данные: Н_эф= 20 м, k_п = 0,32, k = 0,15 мкм², Р_п = 9,94 МПа, t_п= 29,5°С, М = 20 г/л, S = 1,9 м³/м³. Результаты расчета: ε = 3,6 мкм²·м/(мПа·с), χ = 65·10³ м²/сут, К_ф = 0,15 м/сут.

П. 1.1.6. Обработка результатов опытно-фильтрационных работ

П. 1.1.6.1. Обработка результатов исследований скважин на неустановившихся режимах

При этих исследованиях время работы скважины до ее остановки τ_о не превышает или ненамного превышает время восстановления давления τ, то есть соблюдается условие τ_о<20τ. В таких случаях результаты исследований обрабатываются по методу Хорнера.

С целью определения параметров строится график зависимости ΔР = 1n[τ /(τ_о + τ)], который обычно состоит из двух-трех участков, различающихся по конфигурации. Начальный, криволинейный, участок, где на величину депрессии значительное влияние оказывает несовершенство скважины, для расчета параметров пласта не используется. Отклонение второго участка графика от прямой может быть следствием влияния внешних границ пласта и внутренних границ неоднородности. Для определения параметров следует использовать конечную прямолинейную часть графика.

На практике обычно наблюдается рассеяние опытной совокупности точек на графике, обусловленное нестабильностью работы водоподъемника и случайными ошибками замеров. Чаще всего оно неравномерно во времени. В этом случае требуется отбраковка части непредставительных или ошибочных точек. Допустимым считается рассеяние, при котором расхождение между значениями гидропроводности по крайним вариантам проведения прямой не превышает 25%. Оставшиеся после отбраковки замеры обрабатываются по правилам линейной регрессии.

Если в ходе опыта расход воды испытывает незначительные колебания (Q_i) во времени (τ_оi ), величина τ_о рассматривается Хорнером как приведенное время (τ_опр), вычисляемое по формуле

(П.1.35)

где V - полный объем откачанной (закачанной) воды;

Q_п - расход воды перед остановкой скважины.

Алгоритм расчета 8 [1]

Исходные данные: Q, τ_о, Р_зо τ₁ и P_зi (i от 1 до n), Н_эф, k_п, t_п, M, S.

Порядок расчета:

1. (П.1.36)

2. y_i =Р_зi– Р_зо(при откачке) (П.1.37)

или у_i = Р_зо - Р_зi (при нагнетании); (П.1.38)

3.Нанесение на график и отбраковка точек с координатами х_i и у_i;

4.Определение по способу наименьших квадратов коэффициентов уравнения

у=Ах+В ; (П.1.39)

5. (П.1.40)

6 (П.1.41)

7. Р_п= Р_зо + В (при откачке) (П. 1.42)

или Р_п = Р_зо - В (при нагнетании); (П. 1.43)

8. γ_в, β_в и μ_в по алгоритмам 1, 2 и 3 соответственно;

9. (П.1.44)

10. χ и К_ф по алгоритму 7;

11. (П.1.45)

Исходя из практики исследований, в данном алгоритме время измеряется в мин, а давление в кгс/см².

В формулах Р_зо - начальное (в момент остановки скважины) забойное давление.

Пример. Исходные данные: на скв. 402 Комсомольского месторождения произведена пробная откачка подземных вод из сеноманского пласта (Q = 192 м³/сут, τ_о = 66 мин, Р_зо = 93,91 кгс/см² ), после которой прослежено восстановление забойного давления (таблица П. 1.7); Н_эф = 9 м, k_п = 0,32, t_n = 20,5°С, М = 20 г/л, S = 1,9 м³/м³.

Таблица П. 1.7.

Результаты прослеживания восстановления давления в скв. 402 Комсомольского месторождения

i	τ₁	Р_зi	y_i	х_j	i	τ₁	Р_зi	y_i	х_j
1	1	93,97*	0,06	4,205	23	23	100,06	6,15	1,353
2	2.	95,51*	1,60	3,526	24	24	100,10	6,19	1,322
3	3	95,89*	1,98	3,135	25	25	100,22	6,31	1,292
4	4	96,70*	2,79	2,862	26	26	100,22	6,31	1,264
5	5	97,34*	3,43	2,653	27	27	100,22	6,31	1,237
6	6	97,82*	3,91	2,485	28	28	100,22	6,31	1,211
7	7	98,24*	4,33	2,345	29	29	100,28	6,37	1,187
8	8	98,64*	4,73	2,225	30	30	100,36	6,45	1,163
9	9	98,84*	4,93	2,12	31	31	100,40	6,491	1,141
10	10	98,94*	5,03	2,028	32	32	100,40	6,49	1,119
11	11	99,10*	5,19	1,946	33	33	100,40	6,49	1,099
12	12	99,34*	5,43	1,872	34	34	100,40	6,49	1,079
13	13	99,50*	5,59	1,804	35	35	100,40	6,49	1,060
14	14	99,64	5,73	1,743	36	36	100,40	6,49	1,041
15	15	99,72	5,81	1,686	37	37	100,42	6,51	1,024
16	16	99,72	5,81	1,634	38	41	100,60	6,69	0,959
17	17	99,80	5,89	1,586	39	45	100,64	6,73	0,903
18	18	99,80	5,89	1,540	40	49	100,64	6,73	0,850
19	19	99,80	5,89	1,498	41	53	100,64	6,73	0,809
20	20	99,94	6,03	1,459	42	57	100,76	6,85	0,769
21	21	100,00	6,09	1,421	43	61	100,76	6,85	0,733
22	2	100,06	6,15	1,386	44	65	100,76	6,85	0,701
Примечание: * - замеры давлений, не учитывающиеся при расчете параметров

Результаты расчета: х_i и у_i в таблице, соответствующий график на рисунке П. 1.9, А =1,154, В = 7,73, ε = 1,6 мкм²м/(мПа·с), χ/r²_спр = 7865, Р_п =101,64 кгс/см² = 9,97 МПа, k = 0,15 мкм² , χ = 65·10³ м² /сут, r_спр = 2,9 м (скважина в процессе откачки выносила песок, что свидетельствует об образовании каверны в призабойной зоне пласта).

Рис. П. 1.9. Преобразованная КВД по скважине 401 Комсомольского месторождения

Для анализа эксплуатации поглощающей скважины важно знать параметры призабойной загрязненной зоны, определение которых производится путем обработки прямолинейной части начальных участков кривых изменения забойного давления теми же способами, что и конечных участков. Радиус призабойной зоны (r₁) вычисляется по формуле

(П.1.46)

где ε₁ и χ₁ - соответственно гидропроводность и коэффициент пьезопроводности призабойной зоны;

ε₂ - гидропроводность удаленной зоны;

τ₁ - время, соответствующее пересечению начального и конечного участков.

П. 1.1.6.2. Обработка результатов пробных нагнетаний

Построенные по результатам пробных нагнетаний на нескольких режимах индикаторные диаграммы (линии приемистости) - графики зависимости расходов воды от репрессии на пласт - по форме можно разделить на четыре типа: прямые, выпуклые к оси расходов, выпуклые к оси репрессии, S-образной формы: вначале (на малых режимах) выпуклая к оси дебитов, затем (на больших режимах) - выпуклая к оси репрессий.

При удовлетворительном качестве проведения опыта (достаточная длительность, постоянство расходов на каждом из режимов) второй тип индикаторной диаграммы может быть обусловлен:

-нарушением линейного закона фильтрации из-за несовершенства скважины по характеру и степени вскрытия и кольматации фильтра;

-снижением проницаемости призабойной зоны пласта в связи с загрязнением его механическими примесями и химическими соединениями, содержащимися в закачиваемой воде, и продуктами взаимодействия последней с подземными водами и породами пласта.

Третий тип индикаторной линии, характерный для нагнетательных скважин, объясняется увеличением проницаемости коллекторов и включением в работу дополнительных пропластков при повышении давления в пласте.

Уравнение прямой индикаторной линии имеет вид

Q =КΔР, или ΔР = АQ, (П.1.47)

где К - коэффициент приемистости скважины, м³/(сут-МПа).

При нарушении линейной зависимости индикаторная линия может быть описана уравнениями:

ΔР=АQ +BQ², или , (П.1.48)

то есть в координатах ΔP/Q и Q она в этом случае должна быть практически прямой.

Используя значение коэффициента А, рассчитанное по способу наименьших квадратов, и величину параметра χ /r²_спр, найденную в результате исследования скважины на неустановившихся режимах, можно оценить гидропроводность пласта по формуле

(П.1.49)

а затем коэффициент проницаемости коллекторов по формуле (П. 1.44).

Чтобы исключить погрешность, обусловленную неточностью определения пластового давления, индикаторные диаграммы целесообразно строить в координатах Р_з и Q. В этом случае уравнения индикаторных линий записываются в виде

Р_з = АQ + Р_пи Р_з= ВQ² + АQ + Р_п(П.1.50)

соответственно при линейном законе фильтрации и при нарушении его.

Представление индикаторных диаграмм в виде зависимостей забойного давления от дебита позволяет, используя способ наименьших квадратов, определить не только гидропроводность пласта, по формуле (П. 1.49), но и пластовое давление.

Пример. Исходные данные: Q₁ = 100 м²/сут, Q₂ = 300 м²/сут, Q₃ = 500 м²/сут, ΔР₁ = 0,91 МПа, ΔР₂ = 2,27 МПа, ΔР₃ = 3 МПа; Н_эф, χ /r²_спр, t_п и М те же, что и в предыдущих примерах.

Результаты расчета: А = 0,0099; ε и k те же, что и в примере к алгоритму 5. Индикаторные диаграммы приведены на рисунке П. 1.10.

Рис.П.1.10. Индикаторные диаграммы

П.1.2. Оценка совместимости сточных вод с подземными водами поглощающего горизонта

При смешении вод различного состава в большинстве случаев образуются осадки карбоната и сульфата кальция (кальцита и гипса). Для оценки возможности выпадения в осадок этих солей широко используются методы Г.А. Стиффа, Л.Е. Дэвиса и В.А. Панова, А.А. Емкова, Г.Н. Позднышева соответственно [60-62].

Методика Г.А. Стиффа и Л.Е. Дэвиса основывается на определении «индекса стабильности» (JSt) по уравнению

JSt = 2(pCa + pHCO₃ + K) – pH , (П.1.51)

где рСа и рНСО₃ - отрицательные десятичные логарифмы концентраций ионов кальция и гидрокарбонат-ионов соответственно;

К - параметр, зависящий от ионной силы раствора (μ, г-ион/л).

В работах [60, 62] приведены графики для определения рСа, рНСО₃ и К.

Графики для рСа и рНСО₃ описываются уравнениями вида

(П.1.52)

Где J_Сa и - концентрации Са²⁺ и соответственно, мг/кг.

Коэффициент А можно округлить до - 1; при этом коэффициент В будет равен 4,575 для рСа и 4,77 для рНСО₃.

Подставив в уравнение (П. 1.51) уравнение (П. 1.52) с указанными значениями А и В, получаем

(П.1.53)

При характерных для газовых объектов Западной Сибири плотностях смесей сточных и подземных вод вместо содержаний Са²⁺ и в мг/кг можно использовать концентрации этих ионов в мг/л. При этом погрешность расчета JSt по формуле (П. 1.53), с учетом округления коэффициента А, не превысит 0,01.

Графики для параметра К (рисунок П. 1.11) описываются следующими корреляционными уравнениями:

К=μ³(3,95·10^-3t²-0,2135t +12)+ μ² (-3,52-10^-3 t²+0,199t-13,3) + μ(4,06·10^-4 t²-

-0,0254t+ 5,92) + 3,46·10^-4t²-0,035t+2,5 (п.1.54)

при температурах от 0 до 50°С

Рис. П. 1.11. Графики для определения параметра К, входящего в уравнение Г.А. Стиффа и Л.Е. Дэвиса

и К=μ³ (0,011t²-1,76t +72,3) + μ²(-5,05·10^-3 t² + 1,01t -50,5) + μ(2,94·10^-4 t²-0,175t +13,8) +

+4,7·10^-5t²-0,02145t +2,515 (П.155)

при температурах от 50 до 80°С.

Ионная сила воды рассчитывается по формуле

(П.1.56)

где rJ_j; - содержания основных ионов, мг-экв/л;

n и Z_j - соответственно число разновидностей и валентность ионов.

Для оценки перенасыщенности гипсом воды (при температуре 25°С) авторами работы [61] предлагается использовать модифицированное уравнение Дебая-Гюккеля

(П.1.57)

где γ-коэффициент активности сульфата кальция.

Оценка производиться по показателю s, который вычисляется по формуле

(П.1.58)

Следует отметить, что растворимость сульфата кальция мало зависит от изменения термобарических условий [15,62].

Алгоритм расчета 9

Исходные данные: химические составы (рН, минерализация, J_i - содержание ионов в мг/л, rJ_i) сточных и подземных вод; t_п.

Порядок расчета:

1.Рассчитываются составы смесей сточных и подземных вод, исходя из пропорций 3:1, 1:1 и 1:3 (при необходимости и других).

2. μ по формуле (П. 1.56).

3.К по уравнениям (П. 1.54) и (П. 1.55) или по графикам на рисунке П.1.11, или по таблице П. 1.8.

4.JSt по формулам (П. 1.53).

Таблица П. 1.8.

Значения параметра К в уравнении Г.А. Стифа и Л.Е. Дэвиса

μ	К при t
μ	0	10	20	30	40	50	60	70	80
0	2,48	2,27	2,05	1,88	1,71	1,55	1,4	1,25	1,1
0,01	2,55	2,32	2,11	1,94	1,76	1,61	1,44	1,27	1,12
0,02	2,61	2,38	2,17	1,99	1,81	1,66	1,48	1,3	1,13
0,03	2,67	2,43	2,22	2,04	1,86	1,72	1,52	1,32	1,15
0,04	2,72	2,48	2,27	2,09	1.91	1,77	1,56	1,35	1,16
0,05	2,77	2,53	2,32	2,14	1,96	1,82	1,6	1,37	1,18
0,06	2,82	2,58	2,37	2,19	2,01	1,87	1,64	1,39	1,19
0,07	2,86	2,63	2,41	2,23	2,05	1,91	1,67	1,42	1,21
0,08	2,9 '	2,67	2,45	2,27	2,09	1,95	1,71	1,44	1,22
0,09	2,94	2,71	2,49	2,31	2,13	1,99	1,74	1,47	1,24
0,1	2,97	2,75	2,53	2,35	2,17	2,03	1,77	1,49	1,25
0,11	3	2,79	2,57	2,39	2,21	2,06	1,8	1,51	1,27
0,12	3,03	2,82	2,6	2,42	2,24	2,09	1,83	1,53	1,28
0,13	3,06	2,85	2,64	2,45	2,27	2,12	1,85	1,55	1,29
0,14	3,09	2,88	2,67	2,48	2,3	2,15	1,87	1,57	1,3
0,15	3,12	2,91	2,7	2,5	2,32	2,17	1,89	1,58	1,31
0,16	3,14	2,94	2,73	2,53	2,35	2,2	1,92	1,6	1,32
0,17	3,17	2,97	2,76	2,56	2,38	2,22	1,94	1,62	1,34
0,18	3,19	2,99	2,79	2,59	2,4	2,24	1,96	1,64	1,35
0,19	3,21	3,02	2,82	2,62	2,43	2,27	1,98	1,66	1,36
0,2	3,23	3,04	2,84	2,64	2,45	2,29	2	1,67	1,37
0,21	3,25	3,06	2,87	2,67	2,48	2,31	2,02	1,69	1,38
0,22	3,27	3,08	2,89	2,69	2,5	2,33	2,03	1,7	1,39
0,23	3,29	3,1	2,91	2,71	2,52	2,35	2,05	1,72	1,4
0,24	3,31	3,12	2,93	2,73	2,54	2,37	2,07	1,73	1,41
0,25	3,33	3,14	2,95	2,75	2,56	2,39	2,08	1,74	1,42
0,26	3,35	3,16	2,97	2,77	2,58	2,41	2,09	1,75	1,43
0,27	3,37	3,18	2,99	2,79	2,6	2,43	2,11	1,77	1,44
0,28	3,38	3,19	3,01	2,81	2,62	2,44	2,12	1,78	1,45
0,29	3,39	3,21	3,03	2,83	2,64	2,46	2,14	1,79	1,46
0,3	3,4	3,23	3,04	2,84	2,66	2,47	2,15	1,8	1,47
0,31	3,41	3,25	3,06	2,86	2,68	2,49	2,16	1,81	1,48
0,32	3,42	3,27	3,07	2,88	2,7	2,51	2,17	1,82	1,49
0,33	3,43	3,28	3,09	2,89	2,72	2,52	2,18	1,83	1,5
0,34	3,44	3,29	3,1	2,91	2,73	2,53	2,19	1,84	1,51
0,35	3,45	3,3	3,12	2,92	2,74	2,54	2,2	1,85	1,52
0,36	3,46	3,31	3,13	2,94	2,76	2,55	2,21	1,86	1,53
0,37	3,47	3,32	3,15	2,95	2,77	2,56	2,22	1,87	1,54
0,38	3,48	3,33	3,16	2,96	2,78	2,57	2,23	1,88	1,55
0,39	3,49	3,34	3,18	2,97	2,79	2,58	2,24	1,89	1,56
0,4	3,49	3,35	3,19	2,98	2,8	2,58	2,24	1,89	1,56

5.Оценивается способность смеси вод отлагать или растворять кальцит по следующим значениям JSt:

JSt > 8,7 - вода очень агрессивная, осадок не образуется;

8,7>JSt> 6,9 - вода среднеагрессивная;

6,9>JSt> 6,4 - вода стабильная;

6,4>JSt> 3,7 - вода выделяет осадок;

JSt< 3,7 - вода сильно перенасыщена карбонатом кальция, образует осадок.

6.γ по уравнению (П. 1.57).

7.s по формуле (П. 1.58); отложение гипса может происходить при s>l.

Пример. t_п=31°C; остальные исходные данные и результаты расчетов приведены ниже, в таблице П. 1.9.

Таблица П. 1.9.

Расчет показателей возможности образования осадков карбоната и сульфата

кальция при смешении промстоков УКПГ-1В Ямбургского месторождения с подземными водами альб-сеноманского поглощающего горизонта

Доля промстоков в смеси	рН	Минерализация, г/л	Содержание, мг/л, мг-экв/л						JSt	10³s
Доля промстоков в смеси	рН	Минерализация, г/л	Сl^-			K⁺+ Na⁺	Mg²⁺	Са²⁺	JSt	10³s
1	6,8	10,694	5849 165,5	7,2 0,15	757 12,4	3853 168	41 3,4	135 6,7
3/4	6,875	13,109	7444 210	19 0,4	641 10,5	4780 208	51 4,2	174 8,7	7,09	2
1/2	6,95	15,58	9039 255	31 0,65	525 8,6	5706 248	62 5,1	212 10,6	7,2	3
1/4	7,025	18,042	10635 300	42 0,87	409 6,7	6633 288,5	72. 5,9	251 12,5	7,35	4
0	7,1	20,466	12229 345	55 1,15	293 4,8	7559 329	83 6,8	289 14,4

Как видно из таблицы, «индекс стабильности» больше 6,9, а показатель s намного меньше единицы, что свидетельствует о невозможности выделения указанных осадков из смесей сточных и подземных вод. Данный вывод подтвержден и экспериментами по смешению этих вод [4].

П. 1.3. Расчет параметров закачки сточных вод

Поглощающие горизонты имеют региональное развитие. Проектируемые и действующие полигоны захоронения сточных вод удалены от их границ на сотни километров. В разрезе горизонтов преобладают проницаемые песчано-алевритовые породы, а разделяющие их плотные глинистые пласты и прослои имеют подчиненное значение. Все это позволяет считать эти горизонты «бесконечными» и однородными.

Выбираемые для закачки стоков пласты коллекторов, как правило, ограничены сверху и снизу слабопроницаемыми породами. Кроме того, для коллекторов характерна анизотропия: их проницаемость поперек напластования в 1,5-2 раза и более меньше, чем вдоль его. На основании этого за эффективную толщину поглощающего пласта принимается толщина коллекторов, вскрытых фильтром скважины. Такой подход способствует и повышению надежности расчета параметров закачки сточных вод.

Различия в плотности и вязкости сточных вод и подземных вод поглощающих горизонтов сравнительно невелики, в связи с чем могут не учитываться при прогнозировании распространения стоков в них. Конвективная диффузия также не должна оказывать заметное влияние на перемещение фронта указанных жидкостей, и поэтому прогноз можно осуществлять, используя схему «поршневого» вытеснения.

На полигонах захоронения пробурено или запроектировано в большинстве случаев по две, реже по три или четыре, поглощающие скважины. Они располагаются в один ряд с наблюдательной скважиной, как правило, вдоль потока подземных вод естественного или нарушенного. Расстояние между действующими скважинами составляет 20-100 м. На вновь проектируемых полигонах захоронения это расстояние принимается равным 20-40 м. Такое расстояние и линейная схема полигона обеспечивают, с одной стороны, технологические преимущества в проведении подготовительных работ при строительстве скважин, а с другой стороны, небольшую величину гидродинамического взаимодействия последних в процессе их эксплуатации.

Для закачки сточных вод используются не только основные (рабочие), но и резервные поглощающие скважины. При этом, с течением времени, объемы стоков, закачиваемых в каждую скважину, постепенно выравниваются.

Расчеты параметров выполняются на предельный срок лицензирования (первого) закачки сточных вод (20 лет) и на все время, а в случае необходимости, и на отдельные этапы эксплуатации объекта. Производится оценка последствий закачки и на более отдаленную перспективу.

П. 1.3.1. Прогноз распространения сточных вод в поглощающем горизонте

В работах [14, 16] приведены уравнения В.Н. Щелкачева для прогноза распространения стоков от двух скважин или крайних скважин линейного ряда без учета влияния потока подземных вод:

вдоль линии, соединяющей скважины, (оси х)

(П.1.59)

вдоль любой линии

(П.1.60)

где

(П.1.61)

В этих уравнениях:

Т_о и Т - время движения сточных вод от скважины до точки с координатами (х, о) и (х, у) соответственно, сут;

l - половина расстояния между соседними скважинами, м.

Анализ уравнений приводит к выводу, что, по крайней мере, одно из них, а именно (П. 1.60), содержит неточность. Результаты расчетов по нему не соответствуют приведенной в методических указаниях [14] схеме перемещения фронта загрязнения в пласте. Кроме того, из уравнения (П. 1.60) нельзя вывести уравнение (П. 1.59), как это должно быть при у=0.

В более поздней работе одного из авторов указаний В.М. Гольдберга [21] эти уравнения отсутствуют. Нет их и в методическом руководстве [15]. В литературе также отсутствуют уравнения, позволяющие оценить влияние потока подземных вод, направленного вдоль линейного ряда скважин, на формирование зоны загрязнения;

С учетом изложенного нами при расчетах зона загрязнения принимается в плане за круг, смещенный и деформированный потоком подземных вод в соответствии с уравнениями [14,15], которые в преобразованном виде записываются следующим образом:

вдоль главной линии тока (оси х)

(П.1.62)

вдоль других линий

где

(П.1.64)

(П.1.65)

В уравнениях и формулах (П.1.62-П.1.65):

Δх - смещение зоны загрязнения потоком подземных вод без учета растекания сточных вод вверх и вниз по потоку, м;

х_а - координата водораздельной точки, в которой уравновешиваются разнонаправленные скорости движения подземных и сточных вод, м;

F - площадь зоны загрязнения, м²;

х и у - координаты движущейся в поглощающем горизонте частицы закачиваемых стоков с началом в центре полигона захоронения, м.

Величина Δх рассчитывается по формуле:

(П.1.66)

где τ_е и τ_н - время воздействия (сут) соответственно естественного и нарушенного потоков подземных вод; при закачке стоков в пласт с естественными условиями τ_е равно времени эксплуатации полигона захоронения (τ).

Площадь зоны загрязнения определяется по формуле

(П.1.67)

где V - объем стоков, закачанных за время τ.

Согласно региональным построениям [28, 29], гидравлические уклоны естественных потоков подземных вод поглощающих горизонтов незначительны (порядка 10^-4 -10^-3 м/м). При таких уклонах зону загрязнения можно принять с достаточно высокой точностью (90 % и более) за круг с радиусом (R, м), определяемым по формуле

(П.1.68)

В центральной зоне разрабатываемой газовой залежи, где размещаются эксплуатационные скважины, наблюдаются наименьшие пластовые давления, мало отличающиеся по величине на разных участках зоны. Поэтому здесь уклоны потоков подземных вод весьма незначительны и, к тому же, могут менять свои направления во времени, в связи с чем при расчетах принимаются равными нулю.

В периферийной части залежи гидравлические уклоны потоков подземных вод могут достигать порядка 10-2 м/м. Эти уклоны меняются по величине в процессе разработки залежи, поэтому при расчетах используются их значения, усредненные во времени. При больших уклонах конфигурация зоны загрязнения описывается с помощью уравнений (П. 1.62) и (П. 1.63), которые решаются методом последовательных приближений.

Алгоритм расчета 10

Исходные данные: V, Н_эф, k_пэф, К_ф, J_e, τ_е (при закачке стоков в пласт с естественным потоком подземных вод), τ_н и J_н (при нарушенном потоке подземных вод). Порядок расчета:

1.F, R и Δх по формулам (П. 1.67), (П. 1.68) и (П. 1.66) соответственно;

2.При Δx ≤ 0,lR зона загрязнения принимается за круг радиусом Р с координатами центра (0,0);

3.При Δx > 0,lR:

3.1. х_а и а по формулам (П. 1.64) соответственно;

3.2. x*_min = Δx-R, x*_max= R + Δx; (П. 1.69)

3.3.По уравнениям (П.1.62) и (П.1.65) координаты х_m_in и х_mах, по абсолютной величине равные расстояниям распространения сточных вод по оси соответственно вверх и вниз по потоку подземных вод; в первом приближении принимается:

х_minl= х*_min при х*_min< 0, х_min1 = 1-х_апри х*_min ≥ 0 и х_max1 = х*_max;

3.4.При R ≥ 0,45(x_max- x_min) зона загрязнения принимается за круг радиусом R с центром [0,5(x_min+x_max);0];

3.5.При R < 0,45(x_max- x_min):

3.5.1. у_о = х_ааrссоs е^-а (П.1.70)

3.5.2.у_i по уравнениям (П. 1.63) и (П.1.65), принимая в первом приближении у_i = у_о;

3.5.3.Строится граница зоны загрязнения по точкам с координатами (х_min; 0), (х_i; у_i ) и (х_mах, 0).

Рассчитанные по указанным формулам значения F и R, х_min, х_mах, х_i, у_iумножаются соответственно на 2,25 и 1,5.

Пример. Юрхаровское месторождение планируется эксплуатировать 28 лет. Сеноманская газовая залежь вводится в разработку на три года позднее нижнемеловых залежей.

Проектный годовой объем закачиваемых стоков равен 16 290 м³. Закачка будет производиться только в летне-осенний период, в течение 120 сут.

Для захоронения сточных вод выбран водоносный пласт, залегающий в среднем на 65 м ниже ГВК и имеющий следующие параметры: Н_эф = 20 м, k_пэф= 0,21, К_ф = 0,49 м/сут. Гидравлический уклон направленного к северо-востоку естественного потока подземных вод в районе месторождения равен 1,1·10^-4 м/м.

Согласно расчетам по алгоритму 6 пласт начнет реагировать на разработку залежи при падении давления в ней на участке полигона захоронения, равном 0,3 МПа.

В технологической схеме разработки месторождения приведены прогнозные карты изобар сеноманской залежи на 5 и 25 гг. и данные о падении пластового давления в ней на каждый год.

С помощью этих карт и данных, исходя из полученной величины ΔР_гн, устанавливаем, что давление в поглощающем пласте начнет снижаться через 370 сут после начала эксплуатации залежи.

По картам изобар и формуле (П. 1.31) определяем соответствующие значения гидравлического уклона нарушенного потока подземных вод (направлен к востоку), равные 1,2·10^-2 и 1,65·10^-2 м/м. Оценка влияния этого потока производилась с использованием значений J_н ,усредненных для следующих временных интервалов: с начала реагирования пласта до конца 5 г. разработки залежи (1 457 сут), с начала 6 г. разработки до конца периода закачки в 17 г. (в 20 г. эксплуатации полигона захоронения) (4 289 сут) и до конца последнего периода закачки (7 211 сут). Эти значения равны соответственно 0,6·10^-2, 1,3·10^-2 и 1,4·10^-2м/м.

Проектом предусмотрено бурение двух поглощающих скважин на расстоянии 40 м одна от другой, расположенных в направлении нарушенного потока подземных вод.

Результаты расчетов приведены ниже, в таблице П. 1.10.

Таблица П. 1.10

Наименование и единицы измерения параметров

Значения параметров на конец.

4 г

20 г

28 г

Объем сточных вод, м³

Параметры зоны загрязнения:

площадь, км²

радиус, м

максимальные размеры, м:

длина

ширина

65 160

0,0349

105

325 800

0,1745

236

456 120

0,244 35

279*

676,5

453

Примечание: * -условный радиус

Расчеты показали, что форму зон загрязнения на 4 и 20 гг. эксплуатации полигона захоронения можно принять в плане за круг. Центр первой зоны расположится посередине между скважинами, а второй зоны будет смещен на 145 м в восточном направлении. Зона загрязнения к концу 28 г. будет иметь овальную, вытянутую в указанном направлении форму (рис. П. 1.12).

Рис. П. 1.12. Схема зоны загрязнения поглощающего пласта на конец двадцать

восьмого года закачки сточных вод па Юрхаровском месторождении

После окончания разработки месторождения давление в залежи и поглощающем пласте начнет повышаться. При этом зона загрязнения пласта будет смещаться далее, к центру депрессионной воронки. После восстановления пластового давления смещение зоны будет происходить под воздействием естественного потока подземных вод в северо-восточном направлении. Однако, согласно расчету по формуле (П. 1.66), это смещение будет незначительным и даже через 1000 лет составит лишь 94 м.

Таким образом, в обозримом будущем зона загрязнения поглощающего пласта расположится в районе полигона захоронения сточных вод.

При закачке стоков в скважины, занимающие разное положение в разрезе поглощающего горизонта, зоны загрязнения последних могут неполностью перекрывать одна другую (рисунок П. 1.13). В этом случае координаты точек пересечения границ круговых зон (х_А; у_А) вычисляются по формулам:

(П.1.71)

полученным в результате решения системы уравнений, описывающих эти границы,

(П.1.72)

Где l и R₁, R₂- соответственно половина расстояния между центрами зон загрязнения и радиусы зон.

Рис. П. 1.13. Схематический план прогнозной зоны загрязнения поглощающих пластов

в районе УКПГ-1В Ямбургского месторождения

Центр системы координат находится посредине между центрами зон, а ось х направлена по прямой, соединяющей эти центры.

Площадь зоны загрязнения для полигона захоронения в целом рассчитывается по формуле, полученной с использованием известного выражения для площади сегмента (с хордой А-А),

(П.1.73)

В этой формуле: при х_А<-l перед третьим и четвертым членами ставятся знаки «-» и «+», а при х_А> l, наоборот, - «+» и «-»; при - l ≤х_А≤ l перед обоими членами ставится знак «+».

При более сложной форме зон загрязнения точки пересечения их границ и площадь определяются с помощью графических построений и методов численного интегрирования.

П. 1.3.2, Расчет давления нагнетания на устье поглощающей скважины и репрессий на пласт

Давление нагнетания (Р_н, МПа) рассчитывается по преобразованному уравнению Бернулли

Р_н = Р_п +∑ΔР+ΔР_гидр -Р_ст- ΔР_в , (П. 1.74)

где Р_п - начальное пластовое давление;

∑ΔP - репрессия на пласт в скважине;

ΔР_гидр - гидравлические потери давления в НКТ;

Р_ст - давление столба сточных вод в скважине;

ΔР_в - падение пластового давления, обусловленные разработкой газовой залежи.

Забойная репрессия определяется как сумма

∑ΔP = ΔP_с+ ΔP_доп, (П. 1.75)

где ΔP_с и ΔP_доп - репрессии, обусловленные закачкой сточных вод в данную скважину и влиянием других скважин соответственно.

Поглощающие скважины периодически останавливаются для контроля за их техническим состоянием и ремонта, с переключением закачки сточных вод с одной скважины на другую. Для полигонов захоронения с двумя скважинами их переключение целесообразно проводить ежегодно. Такая частота переключения соответствует периодичности контроля и позволяет, в случае необходимости, в удобное время проводить их капитальные ремонты. При трех скважинах и более следует ежегодно останавливать одну из них сроком на год с переключением закачки стоков на другую, ранее простаивавшую скважину. Помимо остановок скважин, могут существенно меняться на разных этапах и в рамках годового цикла закачки средние расходы сточных вод, что наиболее характерно для ПХГ. При этих условиях расчет репрессии на пласт должен производиться, согласно принципу суперпозиции [63], по формулам:

(П.1.76)

где n - число пусков в работу скважины и увеличений расхода сточных вод;

ΔP_i; - повышение давления в пласте после i-ro пуска скважины или i-ro увеличения расхода сточных вод;

ΔP_j - понижение давления в пласте после j-й остановки скважины или j-ro уменьшения расхода сточных вод.

При расчете репрессии, обусловленной закачкой сточных вод в данную скважину, значения ΔP_i и ΔP_j вычисляются по формуле

, (П.1.77)

где ΔQ_i,j - изменения расхода сточных вод;

K_i,j- коэффициент приемистости поглощающей скважины или продуктивности воображаемой добывающей скважины, м³/(сут·МПа).

Изменения расхода определяются как разности:

ΔQ_i = Q_i - Q_i-1, ΔQ_j =Q_j - Q_j+1, (П.1.78)

где Q_i-1и Q_i- расход сточных вод соответственно до и после его увеличения; перед пуском скважины Q_i-1= 0;

Q_jи Q_j+1- расход сточных вод соответственно до и после его уменьшения; после остановки скважины Q_j+1= 0.

В работе [64] и справочном руководстве [18] приведено уравнение для расчета приемистости скважин с учетом зависимости проницаемости пласта от давления. Это уравнение для «бесконечного» пласта приводится к виду

(П.1.79)

или, в случае переключения закачки и изменения расхода сточных вод,

(П.1.80)

где α_о - коэффициент, полученный, исходя из опыта заводнения нефтяных залежей Урало-Поволжья, и равный 0,163.

Как показали расчеты по уравнению (П. 1.76), использование выражения (П. 1.80) вместо формулы (П. 1.77) ведет к явному завышению репрессий на пласт с естественными (ненарушенными) условиями. Коллекторы поглощающих горизонтов Западной Сибири в основном рыхлые и слабосцементированные, в связи с чем влияние повышения давления на их проницаемость должно быть меньше, чем на проницаемость порово-трещинных коллекторов продуктивных пластов Урало-Поволжья. Для поглощающих пластов, залегающих ниже разрабатываемой газовой залежи, это выражение неприменимо еще и в связи с падением давления в них.

Авторами работы [64] впервые введен в практику расчетов коэффициент загрязнения призабойной зоны пласта химическими соединениями и механическими примесями, содержащимися в закачиваемой жидкости, и продуктами взаимодействия последней с породами и подземными водами (ξ).

Он определяется как отношение

(П.1.81)

где К_о и К - соответственно теоретический и фактический коэффициенты приемистости скважины.

В этой же работе приведены значения ξ, которые уменьшаются с увеличением коэффициента начальной (природной) проницаемости пласта (рисунок П. 1.14) в соответствии с корреляционным уравнением

ξ = 7,11-1,7ℓnk (П.1.82)

С учетом изложенного формула для К_i,jзаписывается в виде

(П.1.83)

Δτ_i,j= τ_с-τ_i,j, (П.1.84)

где τ_с - срок эксплуатации скважины - от первого пуска до последней остановки, сут;

τ_i,j - время, отсчитываемое от первого пуска скважины до i-ro пуска или i-ro увеличения расхода сточных вод и до j-ой остановки или j-ro уменьшения расхода. Обозначив

(П.1.85)

из формул (П. 1.76), (П. 1.77), (П. 1.83), после подстановок и преобразований, получаем

. (П.1.86)

Рис. П.1,14. График для определения коэффициента загрязнения поглощающего горизонта

Уравнение для расчета репрессий на расстоянии r от скважины, полученное из последнего выражения и формул (П. 1.85), в которых ξ, = 1, а r_спр = r, имеет вид

(П.1.87)

Ниже приведены формулы расчета репрессий для наиболее часто встречающихся на практике режимов закачки сточных вод.

1.При постоянном среднем расходе сточных вод (Q).

Записав очевидные выражения:

(П.1.88)

ΔР_{i = n}= А₁Qℓn(В₁Δτ_n), (П.1,89)

Δτ_i= Δτ_j+ Δτ_з (П.1.90)

после преобразования получаем

(П.1.91)

где Δτ_nи Δτ_з - продолжительность последнего и i-ro (кроме последнего) периодов закачки соответственно;

Δτ_j - промежуток времени от j-ой до последней остановки скважины.

Из формул (П. 1.91) и (П. 1.85) по аналогии с выражением (П. 1.87) получаем

(П.1.92)

2. Для двух скважин и одного, в рамках годового цикла закачки, увеличения или уменьшения расхода сточных вод с Q₁ до Q₂ уравнения расчета репрессий записываются следующим образом:

(П.1.93)

В₂=Q₁lnΔτ+ (Q₂- Q₁) lnΔτ¹+ Q₂lnВ₁, (П.1.94)

(П.1.95)

где Δτ_i- промежуток времени от i-ro пуска до последней остановки скважины;

- промежуток времени от i-ro увеличения или j-ro уменьшения расхода сточных вод до последней остановки скважины;

Δτ- продолжительность годового цикла закачки;

Δτ¹ - продолжительность периода закачки сточных вод с измененным расходом.

В остальных случаях расчет репрессий производится по формулам (П. 1.86) и (П.1.87).

Необходимо отметить следующее. При расчетах на длительные сроки закачки сточных вод (несколько лет и более) величины репрессии практически не зависят ни от этих сроков, ни от частоты переключения скважин. Расчеты, выполненные, исходя из среднегодовых, разделенных поровну между скважинами, суточных расходов сточных вод, то есть без учета переключения закачки с одной скважины на другую, могут привести к занижению значений ΔР_с в полтора-два раза и более.

Как указывалось выше, эффективная толщина поглощающего пласта принимается равной толщине коллекторов, вскрытых фильтром скважины, и соответственно коэффициент несовершенства последней по степени вскрытия приравнивается нулю, а приведенный радиус скважины рассчитывается по формуле

r_спр = r_се^-С, (П. 1.96)

исходя из ее радиуса по долоту (r_с, м) и коэффициента несовершенства по характеру вскрытия (С).

На действующих полигонах захоронения сточных вод в поглощающие скважины спущены эксплуатационные колонны диаметром от 127 до 168 мм, которые в подавляющем большинстве случаев простреляны перфораторами ПКС 80 с плотностью от 6 до 20 отв/м. Для поглощающих скважин на новых газовых объектах предусматривается компоновка нижней части эксплуатационной колонны из щелевых проволочных или гравийных фильтров. Для обеспечения достаточно высокой приемистости скважины подбирается соответствующая длина фильтра, а плотность сверления и диаметр отверстий принимаются равными соответственно 20 отв/м и 15 мм. Коэффициенты несовершенства скважин по характеру вскрытия определяются по известным графикам В.И. Щурова. Рассчитанные по этим коэффициентам приведенные радиусы скважин указаны ниже, в таблице П.1.11.

Таблица П.1.11

Наружным диаметр эксплуатационной колонны, мм	Приведенный радиус скважины (м) при вскрытии пласта
	Фильтром щелевым	перфоратором ПКС 80
	с плотностью перфорации (отв./м)
	20	6	12	20
127	1,6·10^-6	1,3·10^-3	3,6·10^-2	8,05·10^-2
140,146	3,2·10^-6	4,3·10^-3	3,9·10^-²	9,5·10^-2
168	4,5·10^-6	3,3·10^-3	4·10^-2	9·10^-2
Примечание: необходимые для определения С технические характеристики перфоратора ПКС 80 взяты из справочника [65],

При определении дополнительных репрессий влиянием простаивающей скважины можно пренебречь. Можно не учитывать также воздействие поглощающих скважин других полигонов захоронения, поскольку они, даже в пределах одного месторождения, удалены на большие расстояния - километры и десятки километров. Кроме того, на разных полигонах для закачки сточных вод используются пласты, занимающие разное положение в разрезе поглощающего горизонта и на значительной площади разделенные слабопроницаемыми породами. При этих условиях выражение для ΔР_доп записывается как сумма

(П.1.97)

где ΔР_ri - дополнительная репрессия, обусловленная влиянием i-й скважины, определяемая по формулам (П. 1.87), (П. 1.92) и (П. 1.95), в которые вместо r подставляется r_i - расстояние между данной и i-й скважинами;

N - число поглощающих скважин на полигоне захоронения, эксплуатирующихся в данный момент.

Гидравлические потери давления в НКТ вычисляются по формуле

ΔР_гидр =а_гидр Q²_max h_нкт , (П.1.98)

где Q_max - максимальный суточный расход сточных вод;

h_нкт - глубина спуска НКТ;

а_гидр - коэффициент, значения которого, рассчитанные, исходя из приведенных в СНиП [66] выражений, указаны в таблице П. 1.12.

Таблице П. 1.12

Диаметр НКТ, мм	наружный	60,3	73		88,9	101,6	114,3
Диаметр НКТ, мм	внутренний	50,3	59	62	76	88,6	100,3
10¹⁰ а_гидр		193	81,6	62,5	20,9	9,17	4,72

При плотности сточных вод 1000 кг/м³и среднем, для основных газоносных районов Западной Сибири, значении ускорения силы тяжести формула для давления столба этих вод в скважине записывается в виде

Р_ст=9,824·10^-3h_п+0,1 , (П.1.99)

где h_п - глубина до середины фильтра.

Падение давления в поглощающем пласте, обусловленное разработкой газовой залежи, рассчитывается по формулам (П.1.27-П.1.29).

Рассчитывается также повышение давления на границе зоны загрязнения (ΔР_з,) как сумма

(П.1.100)

где ΔP_зi - повышение давления за счет влияния i-й, работающей в данный момент скважины, определяемое по формулам (П. 1.87), (П. 1.92) и (П. 1.95), в которые вместо r подставляется r_з_i; - расстояние от скважины до границы зоны. Это расстояние определяется аналитическим или графическим путем, исходя из формы и положения зоны загрязнения.

Алгоритм расчета 11

Исходные данные: N, τ_с; Q, τ_j Δτ_n и Δτ_з - при Q = const; Q₁, Q₂, τ_i, или ,τ_j , Δτ и Δτ¹ - при N=1 и одном, в рамках годового цикла закачки, изменении Q; Q_i, Q_j, τ_i, и τ_j - в остальных случаях; k, ε, χ, r_спр, r_i ,Р_п, а_гидр, Q_max, h_нкт, h_п, ΔР_в, r_зi.

Порядок расчета:

1.ξ по уравнению (П. 1.82);

2.А₁ и B₁ по формулам (П.1.85);

3.Расчет ΔР_с, ΔР_ri и ΔР_зi;

3.1.При Q = const:

3.1.1. Δτ_j по формуле (П. 1.84);

3.2.2. ΔР_с по уравнению (П.1.91).

При двадцатилетнем сроке эксплуатации полигона захоронения Δτ_n и сумма логарифмов в уравнении (П.1.91) равны соответственно: 365 сут и 1,259 при N=1 и Δτ_з =365 сут; 731 сут и 1,383 при N=2 и Δτ_з =730 сут;

3.1.3. ΔР_ri и ΔР_зi по уравнению (П. 1.92);

3.2.При N=1 и одном изменении Q:

3.2.1 Δτ_i, или по формуле (П. 1.84);

3.2.2. В₂ по уравнению (П. 1.94);

3.2.3. ΔР_с по уравнению (П. 1.93);

3.2.4. ΔР_зi по уравнению (П. 1.95);

3.3.В остальных случаях:

3.3.1 ΔQ_i и ΔQ_j по формулам (П. 1.78);

3.3.2. Δτ_i и Δτ_j по формуле (П. 1.84);

3.3.3. ΔР_с по уравнению (П. 1.86).

3.3.4. ΔР_ri и ΔР_зi по уравнению (П. 1.87);

4. ΔР_доп по формуле (П. 1.97);

5.∑ ΔР по формуле (П. 1.75);

6. ΔР_гидр,по формуле (П. 1.98);

7.Р_ст по формуле (П. 1.99);

8.Р_н., по уравнению (П. 1.74);

9. ΔР_з по уравнению (П. 1.100).

Пример расчета. Исходные данные (по Юрхаровскому месторождению): N=1, Q=135,75 м³/сут, Δτ_п =120 сут, k =0,5 мкм², ε=11,4 мкм²·м/(мПа·с), χ = 2,2·10⁵ м²/сут, r_спр=4,5·10^-⁶ м (для щелевого фильтра диаметром 168 мм), Р_п=12,04 МПа, а_гидр= 62,5·10^-10 (для НКТ диаметром 73 мм), Q_max=217 м³/сут, h_нкт = 1194 м, h_п = 1204 м. Значения τ_jприведены в таблице П. 1.13 (для 4, 20 и 28 лет эксплуатации полигона захоронения; n равно соответственно 2; 10 и 14).

Таблица П. 1.13

τ_j

сут

120

850

1581

2311

3042

3772

4503

5233

5964

6694

7425

8155

8896

Величины τ_с, ΔР_r, ΔР_в, и r_з приведены вместе с результатами расчетов в таблице П.1.14.

Таблица П.1.14

Наименование и единицы измерения параметров

Значения параметров на

4 г.

20 г.

28 г.

Срок эксплуатации скважины, сут

Репрессия на пласт в скважине, МПа

Падение давления, МПа:

в залежи

в поглощающем пласте

Давление нагнетания, МПа, при пластовом давлении:

начальном

текущем

Минимальное расстояние от скважины до границы зоны загрязнения, м

Максимальная репрессия на границе зоны загрязнения, МПа

850

3,89

4,35

0,1

6694

3,915

4,5

2,7

4,38

1,7

0,11

9616

3,92

4,38

0,4

0,11

Из таблицы видно, что максимальное давление нагнетания (4,35 МПа) будет в 3-4 гг. эксплуатации полигона захоронения. В дальнейшем, по мере падения пластового давления, оно постепенно снизится до 1,7 и 0,4 МПа. Репрессии на пласт в скважинах не превысят 4 МПа, а на границе зоны загрязнения - 0,11 МПа.

Список использованных источников

1.Вахтовый поселок на 1500 чел. и опорная база промысла Ен-Яхинского НГКМ. Сделать обоснование и подготовить исходные данные для проектирования системы подземного захоронения сточных вод. Т. 9. Кн.1: Рабочий проект / ТНЦ СО АИН РФ; Руководитель А.П. Каменев. - Тюмень, 1990. - 43 с.

2.Обустройство южного участка Губкинского газового месторождения. Технико-экономическое обоснование. Т. 8. Инженерное оборудование, сети и системы. Кн. 3. Гидрогеологическое и геоэкологическое обоснование проектирования системы подземного захоронения стоков / ТНЦ СО АИН РФ; Отв. Исполнитель А.П. Каменев. - Шифр 1120. - Тюмень, 1997. - 45 с.

3.Обустройство Комсомольского газового месторождения. Северный купол. Рабочий проект. Т. 9. Гидрогеологическое и геоэкологическое обоснование проектирования системы подземного захоронения стоков / ТюменНИИгипрогаз; Отв. Исполнитель А.П. Каменев. - Шифр 1164. - Тюмень, 1998. - 38 с.

4.Материалы к заявке на лицензирование пользования недрами для захоронения сточных вод производственных объектов Ямбургского газоконденсатного месторождения / ТНЦ СО АИН РФ; Отв. исполнитель А.П. Каменев. - Договор 68. -Тюмень, .1999. - 107 с. и 6 графич. прилож.

5.Положение о порядке лицензирования пользования недрами. Утверждено постановлением Верховного Совета Российской Федерации от 15.07.1992 г. № 3314-1.

6.Методические указания по лицензированию пользования недрами для целей, не связанных с добычей полезных ископаемых. Утверждены Минприродой Российской Федерации 22 июня 1998 г. - М., 1998. - 18 с.

7.Методические указания по разработке нормативов предельно допустимых вредны воздействий на подземные водные объекты и предельно допустимых сбросов вредных веществ в подземные водные объекты (Уточненная редакция). Утверждены Минприродой Российской Федерации 23.09.1999 г. и прошли правовую экспертизу в Минюсте России.

8.Положение об охране подземных вод / ВСЕГИНГЕО. - М., 1985. - 21 с.

9.Положение о порядке лицензирования пользования недрами для закачки вод с целью поддержания пластового давления при разработке месторождений углеводородов и для сброса сточных вод и подтоварных вод в глубокие водоносные горизонты на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Утверждено совместным Постановлением Губернатора ХМАО от 31.07.1998 г. № 332 и Комитета природных ресурсов ХМАО от 28.07.1998 № 796.

10.Методические рекомендации по утилизации хозяйственно-бытовых сточных вод в нефтегазодобывающих регионах Западной Сибири. Утверждены Минздравом РСФСР в 1991 г. / Иркутский медицинский институт, Тюменская ОблСЭС, Лангепасская городская СЭС; Разработчики: А.Н. Литвинцев, Ю.В. Устюжанин, И.В. Корабельников и др. - М, 1991. - 10 с.

11.Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Утверждены Госгортехнадзором СССР 06.04.1970 г. - М.: Недра, 1971. - 104 с.

12.Регламент составления проектных документов по разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Утвержден ОАО «Газпром» 05.02.1999 по согласованию с Госгортехнадзором России / ВНИИГАЗ. - М, 1999. - 87 с.

13.Регламент экологического обоснования проектов разработки нефтегазоконденсатных месторождений севера Тюменской области. ВРД. Утвержден ОАО «Газпром» 09.03.2000 г. по согласованию с Госкомитетами по ООС Тюменской области и ЯНАО/ ТюменНИИгипрогаз; Отв. исполнитель А.П. Каменев. - Тюмень, 1999. - 48 с.

14.Гидрогеологические исследования для захоронения промышленных сточных вод в глубокие водоносные горизонты (методические указания) / Под ред. К.И. Антоненко и Е.Г. Чаповского. - М.: Недра, 1976. - 311 с.

15.Гидрогеологический контроль на полигонах закачки промстоков (методическое руководство). РД 51-31323949.-48-2000. Утверждено ОАО «Газпром» 10.02.2000 г. По согласованию с Минтопэнерго, Минприродой и Госгортехнадзором России / Под ред. д-ра геол.-минерал, наук В.П. Ильченко. - М., 2000. - 121 с.

16.Белицкий А.С. Охрана природных ресурсов при удалении промышленных жидких отходов в недра земли. - М: Недра, 1976. - 145 с.

17.Миронов Е.Е. Закачка сточных вод нефтяных месторождений в продуктивные и поглощающие горизонты. - М.: Недра, 1976. - 168 с.

18.Справочное руководство гидрогеолога. В 2 т. Т.2 / Под ред. В.М. Максимова. - Л.: Недра, 1979.-295 с.

19.Гаев А.Н. Подземное захоронение сточных вод на предприятиях газовой промышленности. -Л.: Недра, 1981. - 167 с.

20.Современные методы контроля захоронения промстоков / М.Я. Малыхин и др. -М.: ВНИИЭгазпром, 1986. - 50 с.

21.Гольдберг В.М., Скворцов Н.П., Лукьянчикова Л.Г. Подземное захоронение промышленных сточных вод. - М.: Недра, 1994. - 282 с.

22.Положение о порядке лицензирования и условиях взимания платежей за право пользования недрами, акваториями и участками морского дна. Утверждено Постановлением Правительства Российской Федерации от 28.10.1992 г. № 828, п. 19(12).

23.Ханин А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. - М.: Недра, 1976. - 295 с.

24.Ушатинский И.Н., Зарипов О.Г. Минералогические и геохимические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты. - (Труды ЗапСибНИГНИ. Вып.96).. - Свердловск: Сред.-Урал. кн. изд-во, 1978. - 207 с.

25.Медведский Р.И. Механизм перекрытия вертикальных путей струйной миграции воды и газа в районах залегания мерзлых пород. - В сб.: Геохимия процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в мезозойских отложениях Западной Сибири. - (Труды ЗапСибНИГНИ). - Тюмень, 1986. - С. 140-146.

26.Региональные стратиграфические схемы мезозойских отложений Западной Сибири (приняты V Тюменским Межведомственным региональным стратиграфическим совещанием 18.05.1990 г. и утверждены МСК СССР 30.01.1991 г.) и объяснительная записка к ним.— Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1991.

27.Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. - М.: Недра, 1975. - 680 с.

28.Кругликов Н.М., Нелюбин В.В., Яковлев О.Н. Гидрогеология Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна и особенности формирования залежей углеводородов / ВНИГРИ. - Л.: Недра, 1985. - 279 с.

29.Собрать и обобщить материалы по геологии, нефтегазоносности и гидрогеологии районов расположения действующих и планируемых газовых предприятий, сделать предварительный выбор поглощающих горизонтов и разработать положения инструкции по его уточнению и геоэкологическому обоснованию: Отчет о НИР / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель А.П. Каменев. - Тюмень, 1992. - 61 с.

30.Кругликов Н.М. Гидрогеология северо-западного борта Западно-Сибирского артезианского бассейна. -Л.: Недра, 1964. -166 с.

31.Провести исследования по выяснению основных закономерностей мерзлотно-геологического строения подлежащих освоению нефтегазоносных районов севера Западной Сибири Отчет о НИР / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель Б.В. Галактионов. - Тюмень, 1980. Т.1 - 193 с; Т. 2 - 113 с; Т. 3 - 38 графич. приложений.

32.Геокриология СССР. Западная Сибирь / Под ред.Э.Д. Ершова. - М.: Недра, 1989. -454 с.

33.Севастьянов О.М., Захарова Е.Е. Опыт подземного захоронения промстоков на Уренгойском месторождении. - М.: ИРЦ Газпром, 1993. -41 с.

34.Выполнить научно-исследовательские работы для получения разрешения на подземное захоронение сточных вод Комсомольского месторождения: Отчет о НИР /ВолгоУралНИПИгаз; Руководитель О.М. Севастьянов. - Ноябрьск-Оренбург, 1993. -115 с.

35.Заключение о совместимости промышленных сточных вод Вынгапуровского газового промысла с пластовыми водами и вмещающими горными породами поглощающего горизонта, в который осуществляется захоронение сточных вод / Волго-УралНИПИгаз; Руководитель О.М. Севастьянов. - Оренбург, 1995. - 5 с.

36.Петров A.Н Глубинные приборы для исследования скважин. - М.: Недра, 1980. -224 с.

37.СНиП 2.04.03-85. Канализация. Наружные сети и сооружения.

38.Порядок накопления, транспортировки, обезвреживания и захоронения токсичных промышленных отходов (санитарные правила) от 29.12.84 № 318384. - М., 1985.

39.Справочник по эксплуатации систем водоснабжения, канализации и газоснабжения / Под ред. С.М. Шифрина и В.Д. Дмитриева. - Л.: Стройиздат, 1981.-271 с.

40.Временные санитарные правила и технические условия устройства и эксплуатации полигонов подземного захоронения радиоактивных жидких отходов: ВСП и ТУПЗ-79.

41.Инструкция по проектированию инженерной подготовки территории для нефтепромыслового строительства в районах распространения вечномерзлых грунтов: ВСН 33-82. - Тюмень, 1982.

42.Технические условия на строительство буровых установок. В 2 кн. /ТюменНИИгипрогаз. - Тюмень, 1993.

43.Технические условия и требования на проектирование и производство подготовительных и строительных работ при разбуривании газоконденсатных месторождений Западной Сибири. РД 00158785-161-94. / ТюменНИИгипрогаз. - Тюмень, 1994.

44.Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. РД 39-7/1-0001-89. / ВНИИТнефтъ - М., 1989.

45.Регламент по креплению газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин на месторождениях севера Тюменской области /ТюменНИИгипрогаз. - Тюмень, 1992.

46.Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на суше на месторождениях углеводородов поликомпонентного состава, в том числе сероводородсодержащих. Утверждена Минтопэнерго России 25.01.1996 г. и Минприроды России 10.08.1996 г. - М., 1998. - 95 с.

47.Регламент на систему сбора, нейтрализацию и ликвидацию отходов бурения при строительстве скважин на газоконденсатных месторождениях Тюменской области. РД 001580-173-95 / ТюменНИИГипрогаз. - Тюмень, 1995. - 64 с.

48.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности /Госгортехнадзор Российской Федерации. - М.: НПО «ОБТ», 1993.

49.СНиП 4.02-91. Сборники сметных норм и расценок на строительные работы. Сб. 49. Скважины на нефть и газ. Т.1. Сметные нормы. Т. 2. Расценки.

50.Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность / АООТ «ВНИИТ-нефть». По согласованию с Госгортехнадзором России, ОАО «Газпром», ОАО НК «Роснефть», ОАО НК «СИДАНКО». - М., 1999.-

51.Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов: СанПиН 2.2.1/2.1.1.1031-01.

52.Попов В.Н. Организация и производство наблюдений за режимом подземных вод (инструктивные указания). - М.: Госгеолтехиздат, 1955. - 198 с.

53.Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества: СанПиН 2.1.4.559-96.

54.Специальные работы при бурении и оборудовании скважин на воду /Д.Н. Башкатов и др. - М.: Недра, 1988. - 268 с.

55.Справочное руководство гидрогеолога. В 2 т. Т.1 / Под ред. В.М. Максимова. - Л.: Недра, 1979.-512 с.

56.Опытно-фильтрационные работы / Под ред. В.М. Шестакова и Д.Н. Башкатова. -М.: Недра, 1974.-204 с.

57.Боревский Б.В., Самсонов В.Г., Язвин Л.С. Методика определения параметров водоносных горизонтов по данным откачек. - М.: Недра, 1979. - 326 с.

58.Шустов В.М. Техника измерений при полевых гидрогеологических исследованиях. -М.: Недра, 1978.-192 с.

59.Переработать, согласовать и применить РД 00158758-162-94 «Методические рекомендации по обоснованию выбора поглощающих горизонтов и проектированию закачки промстоков на газовых предприятиях Западной Сибири»: Отчет о НИР /ТюменНИИгипрогаз; Руководитель А.П. Каменев. - Тюмень, 2000. - 25 с.

60.Справочник по нефтепромысловой геологии / Под ред. Н.Е. Быкова, М.И. Максимова, А.Я. Фурсова. - М.: Недра, 1981. - 525 с.

61.Панов В.А., Емков А.А., Позднышев Г.Н. Оценка склонности пластовых вод к отложению гипса в нефтепромысловом оборудовании. - Нефтяное хозяйство, 1980, № 2. - С. 39-40.

62.Кащавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти: - М.: Недра, 1985. - 215 с.

63. Подземная гидравлика / К.С. Басниев и др.- М.: Недра, 1986. - 303 с.

64.Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях / В.А. Еропин и др. - М.: Недра, 1973. - 200 с.

65.Краткий справочник по прострелочно-взрывным работам / Под ред. Н.Г. Григоряна. - М.: Недра, 1990. - 198 с.

Приложение 2

ФЕДЕРАЛЬНЫЙ

ГОРНЫЙ II ПРОМЫШЛЕННЫЙ

НАДЗОР РОССИИ

(Госгортехнадзор России)

УПРАВЛЕНИЕ ТЮМЕНСКОГО ОКРУГА

ОТДЕЛ ПО НАДЗОРУ ЗА ОХРАНОЙ НЕДР

И ПЕРЕРАБОТКОЙ МИНЕРАЛЬНОГО

СЫРЬЯ

Генеральному директору

ООО «ТюменНИИгипрогаз»

Крылову В.Г.

625000. г., Тюмень. Центр. аб./ящик 10

телефон: 25-06-91,39-01-28,46-21-74

телефакс: 25-06-91,39-01-28

E-mail: alex@sbtx.tmn.ru

N° 283 от «10» 12. 2001 г.

на №____от_____2001г

Заключение (повторное)

на НИР «Методические рекомендации по обоснованию выбора поглощающих горизонтов и проектированию закачки сточных вод на газовых предприятиях Западной Сибири» (Авторы: ТюменНИИгипрогаз).

Рассмотрев «Методические рекомендации...», отмечаем, что все замечания, данные экспертом в предыдущем заключении, устранены.

Данная работа может быть использована как руководящий документ не только для газовых предприятий, но для предприятий нефтяной отрасли и ЖКХ.

«Методические рекомендации...» согласовываются для реализации.

Начальник отдела

советник РФ 3 класса

В.И. Андрюков

Эксперт - Главный государственный

инспектор,тел. 46-21-74

В.И. Бельтиков

Приложение 3

«Утверждаю»

Председатель КПР по ЯНАО

А.А. Пономарев

Протокол № 2/01

заседания гидрогеологической секции Научно-технического

совета Комитета природных ресурсов ЯНАО

г.Салехард

11 марта 2001 г.

Присутствовали члены НТС и приглашенные:

Гульбис Н.Я. - начальник отдела региональной геологии и гидрогеологии КПР по ЯНАО;

Ясеник В.М. - зам. начальника отдела региональной геологии и гидрогеологии;

Селезнев B.C. - главный специалист Департамента природно-ресурсного регулирования;

Хлопенко В. А. - начальник отдела мониторинга геологической среды ТГФ ЯНАО;

Куприкова Т.А. - ведущий специалист отдела региональной геологии и гидрогеологии;

Повестка заседания:

1. Рассмотрение отчета ООО «ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ» о научно-исследовательской работе по теме «Переработать, согласовать и применить «Методические рекомендации по обоснованию выбора поглощающих горизонтов и проектированию закачки промстоков на газовых предприятиях Западной Сибири».

НТС отмечает:

На рассмотрение НТС представлен отчет и заключения по отчету экспертов КПР по ЯНАО Новосельцева П.А. и Ильченко В.П.

Тюменниигипрогаз выполнил работу, целью которой является разработка руководящего документа, позволяющего обосновать и проектировать подземное захоронение сточных вод на предприятиях Западной Сибири с учетом современных требований. В результате проведенной работы подготовлена первая редакция «Методических рекомендаций по обоснованию выбора поглощающих горизонтов и проектированию закачки сточных вод на газовых предприятиях Западной Сибири».

В методических рекомендациях приведены задачи, содержание и методика гидрогеологических исследований, а также рассмотрены вопросы, касающиеся проектирования систем захоронения сточных вод, мониторинга подземных вод и методики гидрогеологических расчетов, связанных с захоронением стоков.

Актуальность и высокий профессиональный уровень работы подтверждается экспертными заключениями.

Экспертизой обращается внимание авторов работ на необходимость четкого обоснования целесообразности регламентирования концентраций в стоках ДЭГ, метанола, ПАВ, солей нитритов, нитратов и фосфатов.

Ряд менее существенных замечаний редакционного характера сообщен авторам отчета устно.

После обмена мнениями НТС постановляет:

1.Признать работу но теме «Переработать, согласовать и применить «Методические рекомендации по обоснованию выбора поглощающих горизонтов и проектированию закачки промстоков на газовых предприятиях Западной Сибири» выполненной в полном объеме.

2.«Методические рекомендации по обоснованию выбора поглощающих горизонтов и проектированию закачки промстоков на газовых предприятиях Западной Сибири» после внесения изменений и дополнений согласно рекомендаций, экспертизы могут быть приняты в качестве временного руководящего документа для газовых предприятий Западной Сибири.

Председатель

Гульбис Н.Я

Секретарь

Куприкова Т.А

Приложение 4

Государственный комитет по охране окружающей среды

Российской Федерации

Комитет природных ресурсов по

Ямало-Ненецкому автономному округу

ГОСУДАРСТВЕННАЯ ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ЭКСПЕРТИЗА

г. Салехард, ул. Мира, 40

тел./факс 4-40-92

Утверждено приказом КПР

по ЯНАО № 924

от 8.11.2001 г

ЗАКЛЮЧЕНИЕ ЭКСПЕРТНОЙ КОМИССИИ

№777 «8» ноября 2001 г.

Экспертная комиссия, утвержденная приказом КПР по ЯНАО от «2» июля 2001 г. № 575,в составе:

Председатель: начальник отдела

экологической экспертизы, к.г.м.н

Бешенцев В.A.

Зам. председателя: гл. специалист

Члены комиссии: гл. специалист

Золотухина Т.В

Бешенцева О.Г

Рассмотрела: «Методические рекомендации по обоснованию выбора поглощающих горизонтов и проектированию закачки сточных вод на газовых предприятиях Западной Сибири» РД

(повторное рассмотрение)

Разработанные - ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень

Год разработки - 2001

Текущий надзор осуществляет - Комитет природных ресурсов по ЯНАО

Рекомендации представлены ООО «ТюменНИИгипрогаз» при сопроводительном письме: исх. № 46/3063-07 от 6.09.2001 г..

Проектные материалы получены: вх. № 790 от 31.10.2001 г.

Краткое содержание представленных материалов

Настоящие рекомендации предназначены для предприятий ОАО «Газпром», осуществляющих свою деятельность на территории основных газоносных районов Западной Сибири, сточные воды которых не могут быть утилизированы или обезврежены другими способами, кроме как подземным захоронением.

Действия рассматриваемого документа распространяются на территории Березовской и Казымской нефтегазоносных зон, Ямальской, Гыданской, Усть-Енисейской, Надым-Пурской (за исключением самого южного, преимущественно нефтеносного, Варъеганского района) и Пур-Тазовской нефтегазоносной области. Административно они входят в состав Ямало-Ненецкого автономного округа, Ханты-Мансийского автономного округа и Красноярского края.

Рекомендации подготовлены в результате переработки аналогичных рекомендаций 1995 г. с учетом новых законодательных актов и нормативно-методических документов, накопленного в последние годы опыта обоснования и проектирования систем подземного захоронения сточных вод на газовых и нефтегазоконденсатных месторождениях севера.

В первом разделе «Правовые аспекты пользования недрами с целью захоронения сточных вод» рассмотрены законодательные и нормативно-методические документы, регламентирующие подземное захоронение в РФ. Дано разъяснение следующих положений: порядок пользования недрами, границы горного отвода, условия недропользования. Приводится примерное содержание проекта «Гидрогеологическое и экологическое обоснование подземного захоронения сточных вод» с обязательными текстовыми и графическими приложениями. Тестовыми являются:

1.Заключение о технической невозможности, экономической или экологической нецелесообразности обезвреживания и утилизации сточных вод;

2.Заключение о совместимости сточных вод с подземными водами и вмещающими породами поглощающего горизонта.

Второй раздел «Обоснование выбора поглощающего горизонта» содержит следующие подразделы: критерии выбора поглощающего горизонта; выбор поглощающего горизонта; геолого-гидрогеологические исследования (задачи исследований, проведение исследований).

В качестве основного поглощающего горизонта на большей части территории основных газоносных районов Западной Сибири рекомендован альб-сеноманский горизонт, отождествляемый с одноименной региональной водоносной толщей.

При изучении поглощающего горизонта рекомендуется определять:

1) глубины залегания и литологическую характеристику водоносных, нефтегазоносных и водоупорных горизонтов и мерзлых толщ;

2) толщину, пористость (открытая и эффективная) и проницаемость коллекторов поглощающего горизонта;

3) пластовые давления и температуру подземных вод горизонта;

4) их фоновый химический, газовый состав и газонасыщенность;

5) гидропроводность горизонта, коэффициент пьезопроводности (при наличии наблюдательной скважины) и параметр х/r*_спр (r _спр - приведенный радиус скважины);

6) приемистость горизонта (давление нагнетания на устье скважины);

7) совместимость сточных вод с породами-коллекторами и подземными водами горизонта (при отсутствии соответствующих данных по району работ).

Исследовательские работы должны включать в себя: строительство разведочной скважины с отбором керна в интервале залегания поглощающего горизонта; геофизические исследования в скважине; подготовку скважины к гидрогеологическим исследованиям: гидрогеологические исследования на скважине; лабораторные исследования.

В третьем разделе «Проектирование системы подземного захоронения сточных вод» рассматриваются: вопросы согласования проектных решений; подготовка сточных вод к закачке: транспортировка и закачка сточных вод; поглощающие скважины (конструкция скважин, цементирование обсадных колонн, вскрытие и освоение поглощающего горизонта, наземное и подземное оборудование скважин); санитарно-защитные зоны; мониторинг подземных вод.

Здесь следует отметить, что при определении степени подготовки сточных вод к закачке и выбору соответствующих технологических приемов, а также при определении порядка и методов контроля за качеством подготовки стоков рекомендуется руководствоваться ОСТ 39-225-88. Хозяйственно-бытовые сточные воды должны подвергаться полной биологической очистке с обязательным обеззараживаем их. Помимо периодического определения в сточных водах, предусмотренных этим ОСТ компонентов, следует контролировать также концентрации ДЭГа (ТЭГа) метанола, ПАВ, солей, нитратов, нитритов и фосфатов.

Проектируемая система подземного захоронения сточных вод должна включать:

1) комплекс очистных сооружений по подготовке стоков к закачке;

2) насосную станцию для транспортировки и закачки подготовленных сточных вод;

3) водовод от насосной станции до поглощающих скважин;

4) поглощающие скважины.

Поглощающие скважины рекомендуются следующей конструкции.

1) направление - для перекрытия горизонтов олигоцен-четвертичного комплекса, содержащих пресные подземные воды;

2) кондуктор с установкой башмака ниже нулевой геоизотермы (на 50-100 м ниже подошвы многолетней мерзлоты) и подошвы эоценовых отложений - для перекрытия мерзлых пород и верхних водоносных горизонтов, а также для предотвращения слома эксплуатационной колонны в интервале залегания указанных отложений;

3)эксплуатационная колонна - для перекрытия вышележащих продуктивных и водоносных горизонтов.

Объем сточных вод и содержание в них загрязнений должны быть определены в проекте предприятия.

С целью проведения наблюдений за распространением закачиваемых стоков и содержащихся в них загрязнений, а также за изменением гидродинамических параметров поглощающего горизонта на полигонах захоронения сточных вод рекомендуется предусмотреть, как минимум, по одной наблюдательной скважине, пробуренной на поглощающий и залегающий выше «буферный» горизонты.

В приложении 1 рассматриваемых рекомендаций показана методика гидрогеологических расчетов.

Рекомендации согласованы:

•государственной экологической экспертизой ХМ АО (положительное заключение от 17.05.2001 г. №624);

•центром госсанэпиднадзора ХМАО (письмо исх. от 11.05.2001 г. № 01/1259);

•центром госсанэпиднадзора ЯНАО (заключение от 26.04.2001 г. № 21);

•отделом региональной геологии и гидрогеологии КПР по ЯНАО (письмо исх. от 14.03.2001 г. №341-ВЯ);

•управлением Тюменского округа госгортехнадзора России (заключение от 22.01.2001 г. №20).

Вывод

Экспертная комиссия КПР по ЯНАО, повторно рассмотрев «Методические рекомендации по обоснованию выбора поглощающих горизонтов и проектированию закачки сточных вод на газовых предприятиях Западной Сибири», согласовывает их в качестве временного отраслевого руководящего документа.

Срок действия заключения 5 лет.

Председатель экспертной комиссии:

В.А. Бешенцев

О.Г. Бешенцева

Члены комиссии:

Т.В. Золотухина

Приложение 5

Министерство здравоохранения РФ

Центр Госсанэпиднадзора

в Ямало-Ненецком автономном округе

Медицинская документация

Форма № 303-У

Утверждена Минздравом РФ

04.10.80. № 1030

ЗАКЛЮЧЕНИЕ № 21

По проекту: «Методические рекомендации по обоснованию выбора поглощающих горизонтов и проектированию закачки промстоков на газовых предприятиях Западной Сибири».

«26» апреля 2001 г.

1. Протокол рассмотрения проекта

1.Наименование проекта: «Методические рекомендации по обоснованию выбора поглощающих горизонтов и проектированию закачки промстоков на газовых предприятиях Западной Сибири».

2.Наименование предприятия: ООО «ТюменНИИгипрогаз».

3.Министерство (ведомство): ОАО «Газпром».

4.Место строительства:

5.Представленные документы:

1. Отчет о научно-исследовательской работе (первая редакция).

6.Проект разработан: ООО «ТюменНИИгипрогаз».

7.Проект представлен: ООО «ТюменНИИгипрогаз».

8.Проектные материалы получены: от 26.01 2001г. № 46/262-08.

Заключение по проектным материалам в соответствии с Положением о государственном санитарном надзоре РФ, утвержденного Постановлением Правительства РФ от 24.07.2000 г. № 554.

9.Экспертное заключение дано Центром Госсанэпиднадзора в Ямало-Ненецком автономном округе.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

№21 от «26» апреля 2001 г.

10. При рассмотрении проекта: «Методические рекомендации по обоснованию выбора поглощающих горизонтов и проектированию закачки промстоков на газовых предприятиях Западной Сибири».

УСТАНОВЛЕНО:

Проект разработан в соответствии с действующими санитарными нормами и правилами.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании изложенного проект «Методические рекомендации по обоснованию выбора поглощающих горизонтов и проектированию закачки промстоков на газовых предприятиях Западной Сибири» считать согласованным.

На основании Положения о государственном санитарном надзоре РФ, утвержденного Постановлением Правительства РФ от 24.07.2000 г. № 554 настоящее заключение имеет обязательную силу.

Главный государственный

санитарный врач

Ямало-Ненецкого

автономного округа

Б.М. Раенгулов

Приложение 6

УТВЕРЖДЕНО

Приказом Комитета природных ресурсов

по Ханты-Мансийскому автономному

округу от 17.05.2001 г. № 1275

МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

КОМИТЕТ ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ ПО ХАНТЫ-МАНСИЙСКОМУ

АВТОНОМНОМУ ОКРУГУ

628002. г. Ханты-Мансийск

Ханты-Мансийского автономного округа

Тюменской области, ул. Сутормина, 20а

Телефон/факс: 3-69-12

Отдел государственной

Экологической экспертизы

628007, г. Ханты-Мансийск,

ул. Мира, 129

Телефон: 2-10-97; факс: 3-24-90

Исх. № 635-э

От № 17.05.2001 г.

ГОСУДАРСТВЕННАЯ ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ЭКСПЕРТИЗА

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ЭКСПЕРТНОЙ КОМИССИИ

от 17.05.2001 г

№ 624

1. ОБЩИЕ ДАННЫЕ

Экспертная комиссия, утвержденная приказом Комитета природных ресурсов по Ханты-Мансийскому автономному округу №1122-ээ от 10.05. 2001 г. в составе:

Руководитель комиссии Лелеко Т.И. - начальник отдела государственной экологической экспертизы

Ответственный секретарь Гордеева Т.А. - главный специалист отдела государственной экологической экспертизы

Члены комиссии:

Орлова Л.В. - зам. начальника отдела государственной экологической экспертизы

Ильина И.Н. - главный специалист отдела государственной экологической экспертизы

Гляпкин К.А. - внештатный эксперт.

рассмотрела отчет о научно-исследовательской работе «Переработать, согласовать и применить «Методические рекомендации по обоснованию выбора поглощающих горизонтов и проектированию закачки промстоков на газовых предприятиях Западной Сибири».

Год составления проекта: 2000 год.

Заказчик: ОАО «Газпром».

Представленные документы:

1. Отчет о научно-исследовательской работе «Переработать, согласовать и применить «Методические рекомендации по обоснованию выбора поглощающих горизонтов и проектированию закачки промстоков на газовых предприятиях Западной Сибири».

Проект разработан: ООО «ТюменьНИИгипрогаз».

П. КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ

Настоящие методические рекомендации предназначены для подготовки руководящего документа для обоснования и проектирования подземных захоронений сточных вод на газовых предприятиях в Западной Сибири.

Представленный отчет о научно-исследовательской работе состоит из 3 разделов, приложения, перечня использованной литературы.

Первый раздел «Правовые аспекты пользования недрами с целью захоронения сточных вод» состоит из пяти частей, которые содержат сведения о законодательной и нормативно-методической базе и порядке пользования недрами в связи подземным захоронением сточных вод.

Во втором разделе «Обоснование выбора поглощающего горизонта», состоящем из одиннадцати частей, рассмотрены критерии выбора поглощающего горизонта для захоронения промышленных стоков на территории Западной Сибири, описываются задачи, содержание и организация исследовательских работ, результаты которых должны оформляться в отчет на основе рекомендуемой в методических указаниях схеме.

На большей части территории основных газоносных районов Западной Сибири в качестве поглощающего горизонта следует рассматривать альб-сеноманский горизонт, отождествляемый с одноименной региональной водоносной толщей.

В текстовой части раздела приведена схема районирования меловых поглощающих горизонтов, произведенного на основе литолого-стратиграфических особенностей и перекрывающих водоупорных толщ.

Поглощающие горизонты сложены в основном песчано-алевритовыми разностями пород, в составе которых преобладают коллекторы I-III классов. Перекрывающие их преимущественно глинистые толщи относятся к достаточно надежным флюидоупорам I-III классов.

Пластовые давления в поглощающих горизонтах близки к гидростатическим. Пластовые температуры изменяются от 0-6°С в верхнепалеоценовом горизонте до 50-80°С в нижних горизонтах. Подземные воды по химическому составу преимущественно хлоридные, натриевые, в основном двух типов: хлоркальциевого и гидрокарбонатно-натриевого.

В результате исследований должны быть определены:

1) глубины залегания и литологическая характеристика водоносных, нефтегазоносных и водоупорных горизонтов и мерзлых толщ;

2) толщина, пористость и проницаемость коллекторов поглощающего горизонта;

3) пластовые давления и температуры подземных вод горизонта;

4) их фоновый химический, газовый состав и газонасыщенность;

5) гидропроводность горизонта, коэффициент пьезопроводности;

6) приемистость горизонта;

7) совместимость промстоков с породами-коллекторами и подземными водами горизонта.

Раздел 3 «Проектирование системы подземного захоронения сточных вод» состоит из шести частей, в которых кратко описана методика проектирования систем подземного захоронения промстоков.

Проектируемая система подземного захоронения сточных вод должна включать основные сооружения:

1) комплекс очистных сооружений по подготовке cioкoп к закачке;

2) насосную станцию для транспортировки и закачки подготовленных сточных вод;

3) водовод от насосной станции до поглощающих скважин;

4) поглощающие скважины.

К основным загрязнениям, содержащимся в промстоках предприятии Западной Сибири, относятся взвешенные вещества, нефтепродукты, ДЭГ, метанол, ПАВ и растворенные соли. При совместной закачке производственных и хозбытовых сточных вод добавляются нитраты, нитриты и фосфаты.

Объем сточных вод и содержание в них загрязнений должны быть определены в проекте предприятия

При определении степени подготовки стоков к закачке и выборе соответствующих технологических приемов, а также при определении порядка и методов контроля за качеством подготовки стоков следует руководствоваться ОСТ 39-225-88.

Проектирование системы транспортировки подготовленных стоков к поглощающим скважинам и закачка сточных вод должны производиться согласно СниП 2.04.03-85 «Канализация. Наружные сети и сооружения», санитарным правилам «Порядок накопления, транспортировки, обезвреживания и захоронении токсичных промышленных отходов» (№ 3183X4 от 29.12.84, - M 1985г.), справочнику по эксплуатации систем водоснабжения, канализации и газоснабжения (под ред. СМ. Шифрина и В.Л. Дмитриева, Стройиздат, 1981. -271с).

Вокруг сооружений системы захоронений стоков следует устанавливать санитарно-защитную зону, размеры которой определяются согласно СанПиН 2.1.1,567-96 «Планировка и застройка населенных мест. Санитарно-защитные зоны и санитарная квалификация предприятий, сооружений и иных объектов».

Данный раздел сопровождается подробными схемами оборудований устьев наблюдательных и поглощающих скважин.

III. ВЫВОДЫ

Экспертная комиссия Комитета природных ресурсов по Ханты-Мансийскому автономному округу, рассмотрев представленный на государственную экологическую экспертизу отчет о научно-исследовательской работе «Переработать, согласовать и применить «Методические рекомендации по обоснованию выбора поглощающих горизонтов и проектированию закачки промстоков на газовых предприятиях Западной Сибири», рекомендует его к реализации.

Срок действия экспертного заключения 3 года.