ККЛ по ЭКОЛ.БЕЗОПАС. в НГКЧасть2(2). Курс лекций по экологической безопасности часть ii. Охрана окружающей среды в нефтегазовом комплексе учебное пособие

• Название: Курс лекций по экологической безопасности часть ii. Охрана окружающей среды в нефтегазовом комплексе учебное пособие
• Дата: 10.10.2022
• Размер: 1.89 Mb.
• Имя файла: ККЛ по ЭКОЛ.БЕЗОПАС. в НГКЧасть2(2).docx
• Тип: Курс лекций; #725766
• страница: 31 из 32

При закачке пресной воды она взаимодействует с нефтью, газом, связанной водой и горной породой. Идут реакции ионного обмена, взаимного растворения и другие. За счет выщелачивания горных пород вода насыщается сульфатами, карбонатами, кремнием. В результате этого впоследствии происходит отложение солей в скважинном и нефтепромысловом оборудовании. В Западной Сибири в районе Среднего Приобья для заводнения используются воды апт-сеноманского горизонта. Эти воды обладают лучшей нефтевымывающей способностью, чем пресная вода. В процессе разработки месторождений для заводнения будут использованы миллиарды кубических метров воды. Только на Сургутском и Нижне-Вартовском месторождениях запроектировано закачать около 2 млрд м³ подземных вод. Составлен прогноз о возможном оседании поверхности земли вследствие образования пустот, ранее заполненных подземными водами. Предполагается, что оно может составить 1,5 м. Учитывая, что уровень грунтовых вод в данном районе высок и составляет 0,3 – 1,5 м, можно ожидать подтопления, заболачивания территории. Эти явления требуют разработки специальных технических мероприятий для обеспечения условий безопасного развития промышленного района.

В настоящее время уже обнаружены признаки воздействия разработки нефтяных месторождений на геологическую среду. На Западно-Сургутском нефтяном месторождении наблюдается образование тридцатиметровой депрессионной воронки в результате откачки воды из апт-сеноманского мелового горизонта в течение 4,5 лет в объеме 15 тыс. м3/сут. Поэтому на месторождениях Среднего Приобья необходимо вести постоянные геофизические и гидрологические наблюдения за режимом добычи, откачек, уровнем подземных вод и вертикальным движением земной поверхности. Отсюда вытекает задача использования сточных вод нефтепромыслов для заводнения. Закачка сточных вод в поглощающие горизонты приводит к загрязнению недр. Перед закачкой сточных вод в продуктивные горизонты требуется их максимальная очистка. По ориентировочным данным с применением щелочного заводнения могут разрабатываться 15 – 20% месторождений России. Основными противопоказаниями для этого метода являются жесткость пластовой воды и взаимодействие щелочи с породой.

Применение ПАВ позволяет на 40% сократить расходы воды, закачиваемой в пласт. Наибольшее применение находят неионогенные ПАВ, т.к. по сравнению с ионогенными, они обладают повышенной активностью и меньше сорбируются на поверхности пород. Наиболее часто при разработке нефтяных месторождений применяется оксиэтилированные алкилфенолы: реагенты ОП-7, ОП-10. Они хорошо растворяются в пластовых и сточных водах, обладают высокой диспергирующей и нефтевымывающей способностью. Применение ПАВ имеет и недостатки: горные породы адсорбируют ПАВ. Так по данным промысловых испытаний на Нагаевском участке Арланского месторождения адсорбируется до 75% ОП-10.

ПАВ могут попадать в воды подземных горизонтов при разгерметизации затрубного пространства нагнетательных скважин, в почву, грунтовые и поверхностные воды – при аварийных порывах водоводов, подающих растворы ПАВ к нагнетательным скважинам, а также за счет разливов на дозаторных установках. Наличие ПАВ в составе сточных вод значительно усложняет процесс очистки этих вод перед сбросом в водоем, т.к. под влиянием ПАВ происходит диспергирование и растворение органических веществ, в т.ч. нефти и нефтепродуктов, и тем самым исключается возможность обнаружения загрязнителей при визуальном наблюдении. Кроме того, неионогенные ПАВ имеют высокую пенообразующую способность. Интенсивное пенообразование отрицательно воздействует на окружающую среду. Пена нарушает кислородный режим водоемов, создает неблагоприятный режим для развития водной флоры и фауны. Она может разноситься ветром по сельхоз. угодьям, пагубно воздействовать на растительность и почву.

Один литр ПАВ способен загрязнить 1 млн т подземных вод. ПДК для ОП-7 и ОП-10 в воде водоемов – 0.5 мг/л. Эти ПАВ являются биологически жесткими веществами: биоразлагаемость их составляет 40%. Они способны накапливаться в организме человека, рыб, животных. Наличие неионогенных ПАВ в питьевой воде в концентрации 0,5 мг/л способствует всасыванию в кровь других более вредных веществ, например, фосфатов. Наиболее токсичны катионоактивные ПАВ. Они опасно действуют на кожный покров и нервную систему человека. При заводнении следует применять ПАВ, которые легко разлагаются в воде и почве под действием бактерий и микроорганизмов до безвредных продуктов. Таким препаратом является, например, МЛ-72. Полимеры – нетоксичные вещества. После нагнетания в пласт они изменяют свои свойства, распадаются со временем и это может привести к образованию и накоплению в порах породы высокотоксичных химических соединений.

Таким образом, при химическом заводнении наблюдаются:

– проливы и утечки химических веществ при транспортировке;

– утечки готового раствора;

– утечки готового раствора при транспорте его по трубопроводу под повышенным давлением;

– подземные утечки при повреждении или корродировании оборудования скважины;

– утечки через заброшенную скважину из-за повышения давления в пласте;

– оседание поверхности в результате химического разрушения пород;

– угроза здоровью обслуживающего персонала.

Все это снижает эффективность данного вида заводнения, увеличивает затраты и ухудшает состояние недр.

Процессы с применением пара и горячей воды могут быть эффективны при наличии источника топлива и источника чистой воды. В качестве топлива, исходя из экономических и экологических соображений, используются нефть, газ, их фракции и уголь. Количество потребляемой воды зависит от количества необходимого пара и от соотношения ПАР/НЕФТЬ, которое может быть в интервале 0,1 – 5,0. Загрязнения, выделяющиеся при генерации пара, зависит от типа топлива, его химического состава, конструкции печей и котлов, метеорологических условий. Если в качестве топлива используют нефть, то расход ее составит ¼ добываемого количества. При мощности бойлера 50*10⁹ Дж/ч в атмосферу выбрасывается: 10 – 25 кг/ч SO^­₂; 2 – 10 кг/ч NO_x; 0,2 – 0,5 кг/ч несгоревших углеводородов; 0,5 – 1,0 кг/ч CO; 1 – 3 кг/ч сажи. Эти данные дают возможность составить представление о том, какую реальную и потенциальную опасность для окружающей среды несут процессы подогрева воды и генерирования пара.

В настоящее время разрабатываются системы, при которых все отходящие газы сжигания топлива вводятся в паровую линию. Горячие газы, полученные в результате сгорания топлива (2200°К) из печи поступают в барабан с водой, где генерируется пар при непосредственном контакте воды и горячих газов. Одновременно с генерацией пара происходит и очистка отходящих газов сгорания. Эта смесь пара и отходящих газов при температуре 500 – 600°К закачивается в скважину. Процесс выгоден тем, что исключает выбросы вредных веществ в атмосферу и повышает нефтеотдачу. Недостаток – потребность большого количества чистой воды, т.к. минерализованная вода не может использоваться в бойлерах. Кроме того, возникает проблема отделения воды от нефти и их очистки. Сущность метода влажного горения заключается в том, что закачиваемая с воздухом в определенных количествах вода, испаряясь на фронте горения, переносит генерируемое тепло в область, опережающую фронт горения, образует в этой области обширные, развивающиеся зоны прогрева, насыщенные паром и сконденсированной горячей водой. Образующиеся при этом зоны насыщенного пара являются одним из важнейших условий влажного горения, в значительной мере определяющим механизм вытеснения нефти из продуктивных пластов.

Метод влажного горения реализуется лишь в определенном диапазоне соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха, равном от 1 до 5 м³ воды на 1000 м³ воздуха. Воздушный фактор нагнетаемой смеси, равный отношению объема воды к объему воздуха, должен составлять величину порядка (1 – 5)_*10³ м³/нм³. При меньшем его значении перенос тепла в область фронта горения уменьшается, эффективность теплового воздействия на пласт и процесс извлечения нефти снижаются. Если же воду закачивают в больших количествах, то метод влажного горения переходит в другие модификации комбинированного воздействия на пласт горением и заводнением. Использование метода при водовоздушном факторе, превышающем указанный, не прекращает окислительных экзотермических процессов в пласте даже при отсутствии высокотемпературной зоны горения.

Одно из основных достоинств метода сверхвлажного горения состоит в том, что в пласте одновременно участвуют и сосуществуют почти все известные процессы, а именно: вытеснение нефти паром, водой при различных температурах, смешивающее вытеснение и вытеснение нефти газом. На извлечение нефти оказывают влияние продукты горения и низкотемператур-ного окисления нефти в пористой среде, а также физико-химические превращения самой породы коллектора. В процессе горения образуется значительное количество углекислого газа и происходит вытеснение им нефти. Кроме того, углекислый газ вместе с нефтью и водой образует пену, которая ускоряет вытеснение. При горении образуются также поверхностно-активные вещества, альдегиды, кетоны, спирты, что может обусловить проявление механизма вытеснения нефти эмульсиями. Понятно, что все эти процессы и образующиеся вещества потенциально опасны для окружающей среды, воздуха, воды и почвы. Это означает, что метод сверхвлажного горения является наиболее типичным среди методов повышения нефтедобычи пластов с точки зрения их опасности по загрязнению окружающей среды. Учитывая, что диапазон температур в зоне горения изменяется в пределах от 350 – 1000 °С, можно ожидать плавления, спекания, коренного изменения состава, структуры и свойств окружающих пород. Возможно термогенное проседание поверхности земли, зданий и сооружений. Реакции термических превращений нефти могут сопровождаться реакциями изомеризации, полимеризации, мономолекулярного распада.

Таким образом, при влажном и сверхвлажном внутрипластовом горении могут образовываться: газообразные парафиновые углеводороды, серный ангидрид SO₃, сернистый ангидрид SO₂, аэрозоль серной кислоты, сероводород Н₂S, хлористый водород НСl, окись углерода СО, двуокись углерода CO₂, фенол С₆Н₅ОН, формальдегид и бенз(а)пирен. Образующиеся при горении компоненты в пласте взаимодействуют с нефтью, водой, породами, составляющими пласт. При этом наиболее характерны растворение, химические превращения и сорбционные процессы. Сорбция образующихся вредных примесей возможна различными породами, в том числе карбонатными и песчаниками. Сорбционные процессы могут привести к длительному загрязнению недр. Особенно опасно образование серосодержащих газов для карбонатных пород. Сернистый и серный ангидрид при реакции с водой образуют серную кислоту:
SO₂ + ½ O₂ + H₂O ® H₂SO₄ (4)

SO₃ + H₂O ® H₂SO₄ (5)
Возможно некоторое разрушение карбонатных пород за счет вымывания водой сульфата кальция. Несмотря на поглощение загрязнителей коллекторами, нефтью, водой из-за обратимости химических реакций, процессов растворения и выделения из растворов, сорбции и десорбции, возможен выброс на поверхность образующихся в процессе горения нефти вредных веществ.

Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов (закачка растворов ПАВ, ПАА, СО₂ и др) в силу ряда причин, особенно вследствие неоднородности коллекторов, не принесли ожидаемых результатов. Кроме того, следует отметить существенные экологические и экономические проблемы применения физико-химических технологий. Поэтому наиболее перспективно, по мнению Асфагана и Бердина, совершенствование гидродинамических методов повышения коэффициента извлечения углеводородов из пласта.

Одним из современных методов является технология разработки нефтегазовых залежей системами скважин с горизонтальным окончанием ствола: горизонтальных скважин (ГС), разветвленно-горизонтальных и многозабойных. Первоначальные дебиты ГС, как правило, выше дебита вертикальных скважин в 2 – 12 раз, т.к. в ГС поверхность вскрытия пласта на несколько порядков выше, чем у вертикальных. Практика и теоретические исследования показывают, что ГС могут быть эффективно использованы для целей доразведки, разработки и доразработки на большинстве нефтяных, газовых и нефтегазовых месторождений, имеющих благоприятные геолого-физические и гидродинамические условия. ГС могут применяться при разработке подгазовых нефтяных залежей, морских месторождений нефти и газа; для добычи высоковязких нефтей; для третичной добычи остаточной нефти. Кроме того, ГС могут применяться при разработке залежей не доступных для разбуривания в силу экологических причин – находящихся в пойменной зоне, под водоемами, горами, заповедниками, населенными пунктами, лесными угодьями, в санитарно-защитной зоне и др. Особенно эффективны ГС при разработке месторождений, в которых нефть содержится в трещинах и карствых полостях, образующих узкие протяженные зоны среди основного поля плотных пород. Вертикальными скважинами попасть в эти зоны весьма трудно или невозможно, а ГС, пробуренные в крест направления таких зон, успешно вскрывают их и являются высокопродуктивными. Эффективным может быть использование ГС для выработки запасов нефти из тупиковых зон, образующихся у тектонических экранов тектонически экранированных залежей.

Расчеты и накопленный опыт убедительно подтверждают высокую эффективность технологий разработки системами ГС, которые позволяют повысить интенсивность добычи углеводородов, увеличить коэффициент нефтеотдачи пластов и снизить капитальные затраты. Установлено, что даже при существующей стоимости строительства ГС, которая в 2 – 2,5 раза выше, чем вертикальных, объем капитальных вложений в разработку снижается в 1,5 – 2 раза, срок окупаемости – в 2 – 2,5 раза. При этом фонд действующих скважин сокращается в 7 – 8 раз, дебит скважин увеличивается в 6 – 7 раз. К преимуществам перед традиционной схемой разработки залежей углеводородов следует отнести то, что происходит снижение поступления в скважину нежелательных пластовых флюидов за счет проявления качественно нового эффекта конусообразования и снижения депрессии на пласт. Таким образом, экологические ограничения при выборе мест для строительства скважин приводят к необходимости внедрения современных методов бурения скважин. В частности, безамбарного метода бурения с проводкой горизонтальных стволов скважин. Это дает:

– сокращение строительства новых скважин за счет увеличения их продуктивности;

– возможность строительства скважин в пойменной зоне рек;

– возможность кустового размещения скважин;

– уменьшение площадей земель, изымаемых в постоянное и временное пользование.

При разработке многопластовых месторождений нефти и газа, как правило, существуют благоприятные возможности использования метода одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ): эксплуатационная скважина эксплуатирует два и более пласта с разделением их пакерами. Комбинированный метод позволяет эксплуатировать разобщенные между собой объекты по одной лифтовой колонне с помощью регулируемых штуцеров. Существуют схемы ОРЭ со спуском параллельных колонн. Различные варианты данной схемы позволяют решать задачи сокращения фонда скважин, а, следовательно, и снижения затрат при обустройстве месторождения и отрицательных воздействий на земельные ресурсы. Кроме того, круг задач, решаемых с помощью ОРЭ применительно к условиям п-ова Ямал, может быть расширен, что связано со специфическим геологическим строением. Как показали геологические исследования, многолетнемерзлые породы (ММП) распространены до глубины 300 м. А верхние продуктивные газонасыщенные горизонты находятся на сравнительно небольшой глубине (600 – 800 м) и имеют невысокую пластовую температуру. Нижележащие продуктивные горизонты находятся на глубине от 1400 до 3000 м и имеют пластовую температуру 30 – 40°С. Поэтому разработка таких месторождений с применением ОРЭ позволяет обеспечить защиту ММП от теплового воздействия добывающей скважины не только пассивными методами добычи, но и активными: за счет добычи более холодного газа верхних горизонтов. Температура на стенке скважины не должна превышать температуру таяния ММП. При одновременной эксплуатации двух объектов с проектными дебитами устьевая температура аптского газа снижается до 20 – 22°С (против 24 – 27^оС, в зависимости от дебита), а устьевая температура сеноманского газа повышается (по сравнению с однообъектной эксплуатацией, 6 – 7°С) до 12°С. В результате тепловая нагрузка на окружающие скважину ММП резко снижается. При этом в скважине обеспечивается безгидратный режим эксплуатации.