ответы нефтегаз 4 вида работ. Участие в проведении технологических процессов разработки и эксплуатации
 Скачать 1.56 Mb.
|
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| | Объем кислоты, м3 (из расчета 15%-ной концентрации) на 1 м вскрытой толщины пласта | ||
| Количество | Тип коллектора | ||
| Обработок | Поровый | | |
| | Малопроницаемый | Высокопроницаемый | Трещинный |
| 1 2 и более | 0.4-0.6 0.6-1.6 | 0.6-1.0 1.0-1.5 | 0.6-0.8 1.0-1.5 |
Примечание. 1. Продолжительность выдерживания кислотного раствора зависит от температуры пласта. При температурах до 30 °С - 2 ч, от 30 до 60 °С - от 1 до 1,5ч. 2. При температурах свыше 60 °С время выдерживания кислотного раствора в пласте не регламентировано и зависит от времени полной нейтрализации (потери активности) кислоты.
Термохимические и термокислотные обработки производят в коллекторах в интервале температур от 15 до 40 °С.
Термохимическую обработку производят с использованием соляной кислоты и магния или некоторых его сплавов (МЛ-1, МА-1 и т.п.).
Термокислотную обработку производят в виде комбинированного воздействия на ПЗП, состоящего из термохимической и обычной кислотной обработок под давлением.
Для кислотных обработок используют специальный насосный агрегат типа Азинмаш-30. Кислоты транспортируют в гуммированных автоцистернах 4ЦР, ЗЦР или ЦР-20.
Гидропескоструйная перфорация
Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости, коллекторов перед ГРП для образования трещин в заданном интервале пласта, а также для срезания труб в скважине при проведении ремонтных работ.
Не допускается проведение ГПП в условиях поглощения жидкости пластом.
Различают 2 варианта ГПП -
- точечная
- щелевая.
При точечной ГПП канал образуют при неподвижном перфораторе.
Щелевую ГПП осуществляют при движении перфорационного устройства.
Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характеристики коллектора.
При осуществлении ГПП используют:
- перфораторы, НКТ,
- насосные агрегаты, пескосмесители,
- емкости для жидкости,
- сальниковую катушку или превентор,
-жидкость-носитель,
- кварцевый песок.
В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 5-6 % раствор соляной кислоты, воду (соленую или пресную) с добавками ПАВ, промывочный раствор, не загрязняющий коллектор.
При работах в интервале непродуктивного пласта используют пресную воду или промывочную жидкость.
Концентрация песка в жидкости-носителе должна составлять от 50 до 100 г/л.
Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 мин, при щелевом - не более 2-3 мин на каждый сантиметр длины цели.
Перепад давления жидкости на насадке (без учета потерь на трение в НКТ) составляет:
- при диаметре насадки 6 мм - от 10 до 12 МПа;
- при диаметре насадки 4,5 мм - от 18 до 20 МПа. 4.9.1.3.9. Процесс ГПП осуществляют при движении НКТ снизу вверх.
При непредвиденных продолжительных остановках немедленно промывают скважину при обратной циркуляции.
После ГПП при обратной промывке вымывают шаровой клапан, промывают скважину до забоя до полного удаления песка из скважины, поднимают перфоратор и оборудуют скважину для освоения и эксплуатации. Освоение фонтанных скважин допускается без подъема перфоратора.
Виброобработка
Виброобработку производят
- в скважинах с загрязненной ПЗП;
- в коллекторах, сложенных низкопроницаемыми породами, содержащими глинистые минералы;
- в литологически неоднородных коллекторах с воздействием на низкопроницаемые пропластки;
- перед химической обработкой;
- перед ГРП или другими методами воздействия на ПЗП.
Запрещается проведение виброобработки в скважинах, расположенных вблизи водонефтяного контакта, при интенсивных поглощениях жидкости пластом, при низких пластовых давлениях.
Для проведения технологического процесса в обрабатываемый интервал на НКТ опускают гидравлический золотниковый вибратор типа ГВГ.
При давлениях закачивания свыше 40 МПа применяют пакеры.
Величину гидравлического импульса определяют в зависимости от расхода рабочей жидкости и времени перекрытия ее потока.
В качестве рабочей жидкости используют нефть, соляно-кислотный раствор, предельный керосин и их смеси. Количество кислоты и керосина определяется из расчета 2-3 м3 /1 м вскрытой толщины пласта.
Термообработка
Термообработку ПЗП проводят в коллекторах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пластовых температурах, близких к температуре кристаллизации парафина или ниже нее.
При термообработке перенос тепла в коллектор осуществляют:
- при теплопередаче по скелету породы и насыщающей жидкости от источника тепла, расположенного в скважине (метод кондуктивного прогрева);
- при принудительном теплопереносе по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя (паротепловая обработка).
Выбор метода теплообработки осуществляют в зависимости от конкретных геолого-промысловых условий:
- метод индуктивного прогрева осуществляют с использованием глубинных электронагревателей.
Температура нагрева должна быть ниже точки коксования нефти.
При периодической тепловой обработке, после извлечения из скважины эксплуатационного оборудования, опускают на кабеле-тросе в интервал продуктивного пласта глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в течение 3-7 суток.
Продолжительность пуска скважины в эксплуатацию после тепловой обработки не должна превышать 7 ч;
- при стационарной электротепловой обработке совместно с подземным оборудованием в интервале фильтра устанавливают стационарный электронагреватель, с помощью которого осуществляют прогрев постоянно или по заданному режиму;
- при паротепловой обработке прогрев ПЗП осуществляют насыщенным паром с помощью стационарных или передвижных парогенераторов ППГУ-4/120.
Паротепловые обработки проводят в скважинах глубиной не более 1000 м в коллекторах, содержащих нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 МПа • с.
Перед проведением процесса скважину останавливают, извлекают эксплуатационное оборудование и проверяют герметичность эксплуатационной колонны.
Нагнетание пара осуществляют с таким расчетом, чтобы паровая зона образовалась в радиусе 10 - 20 м.
Затем скважину герметизируют и выдерживают в течение 2-3 суток.
Воздействие давлением пороховых газов
Воздействие на ПЗП пороховыми газами осуществляется путем разрыва пласта без закрепления трещин в плотных низкопроницаемых коллекторах (песчаниках, известняках, доломитах с проницаемостью от 0,10 до 0,05 мкм2 и менее).
Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в коллекторах, сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мергелей, алевролитов с солитовыми известняками, а также песками и слабосцементированными песчаниками.
Технологический процесс осуществляют с использованием
- пороховых генераторов корпусных типа АСГ
- герметичных бескорпусных типа ПДГ БК
- негерметичных типа АДС.
Аппараты АСГ 105 К применяют в обсаженных скважинах с минимальным проходным диаметром 122 мм при температуре до 80 °С и гидростатическим давлением от 1,5 до 35 МПа.
Аппараты типа ПГД БК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром от 118 до 130 мм при температуре до 200 °С и гидростатическим давлением до 100 МПа, а типа АДС - до 100 С и 35 МПа соответственно.
Величина минимального гидростатического давления для ПГД БК составляет 10 МПа, для АДС - 3 МПа.
Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/секr в жидкости и 0,5 м/секв газожидкостной среде.
При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях - лубрикатором.
- Скважину шаблонируют,
- Производят замену длины кабеля, привязку по каротажу,
- Замеряют гидростатическое давление и забойную температуру,
- Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию, или в непосредственной близости к нему. Если интервал обработки вскрывают торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на расстоянии 1 м.
- После спуска генератора на заданную глубину каротажный кабель закрепляют на устье скважины. Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или по звуковому эффекту.
При толщине пласта свыше 20 м производят многократное сжигание пороховых зарядов.
При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.
Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют кремерный прибор, который прикрепляют на кабеле около кабельной головки.
Гидравлический разрыв пласта
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) применяют для воздействия на плотные низкопроницаемые коллекторы, а также при большом радиусе загрязнения ПЗП. При этом в зависимости от геологических характеристик пласта и системы разработки месторождения создается система закрепленных трещин определенной протяженности: от 10 до 30-50 м.
Глубокопроникающий гидроразрыв пласта (ГГРП) с созданием более протяженных трещин производят в коллекторах с проницаемостью менее 50 × 10-3 мкм2.
Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего материала необходимо определить оптимальную длину трещины в зависимости от проницаемости пласта с учетом радиуса зоны дренирования скважины и близости нагнетательных скважин.
Теоретическая зависимость оптимальной полудлины трещины L (расстояние от ствола скважины до вершины трещины) от проницаемости пласта k приведена в Табл При выборе L необходимо учитывать радиус зоны дренирования скважины и близость нагнетательных скважин.
Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины должно быть не менее 500 м.
Оптимальная величина L не должна выходить за пределы зоны дренирования скважины.
В коллекторах толщиной свыше 30 м процесс ГРП проводят по технологии поинтервального ГРП.
В скважинах, совместно эксплуатирующих многопластовые залежи, с целью воздействия на отдельные объекты применяют селективный ГРП.
С целью повышения эффективности ГРП предварительно проводят щелевую ГПП.
В качестве закрепляющих трещин материалов на глубинах до 2400 м используют фракционированный песок по ТУ 39-982-94, свыше 2400 м - искусственные среднепрочностные по ТУ 39-014700-02-92 и высокопрочностные по ТУ 39-1565-91 расклинивающие материалы (проппанты).
Для осуществления процесса гидроразрыва используют технологические жидкости на водной и углеводородной основах.
Таблица
Зависимость оптимальной полудлины трещины от проницаемости пласта
| k 10-3 мкм2 | 100 | 10 | 1 | 0.5 | 0.1 | 0.05 |
| L, м | 40-65 | 50-90 | 100-190 | 135-250 | 250-415 | 320-500 |
Выбор типа жидкости гидроразрыва осуществляется в соответствии с пластовыми условиями (литологии, температуры, давления и т.п.). При этом учитывается совместимость выбранной жидкости с матрицей пласта и пластовыми флюидами. При содержании в пласте водочувствительных глин необходимо использовать жидкость на углеводородной основе. Кроме этого, такие жидкости обладают низким коэффициентом инфильтрации и способны создавать более протяженные трещины.
Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим основным требованиям:
- при минимальных затратах жидкости обеспечивать формирование трещин большой протяженности;
- вязкость должна обеспечивать высокую несущую способность песка (проппанта), достаточную для транспортирования и равномерного размещения в трещине гидроразрыва расклинивающего материала и создания заданной раскрытости трещин;
- обладать низким гидравлическим сопротивлением и достаточной сдвиговой устойчивостью для обеспечения максимально возможной в конкретных геолого-технических условиях скорости нагнетания жидкости;
- не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;
- обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;
- легко удаляться из пласта после проведения процесса;
- обладать регулируемой способностью деструктироваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего проводимость пласта и не создающего должного распределения расклинивающего материала в трещине гидроразрыва.
Основными технологическими параметрами для контроля за процессом ГРП следует считать
- темп и объемы закачки,
- устьевое давление,
- концентрацию песка (проппанта) в суспензии.
В общем виде технология применения жидкости для проведения ГГРП не отличается от технологии, используемой при ГРП.
При проведении работ используемое оборудование включает цементировочные агрегаты (ЦА-320М, ЦА-400, АН-700), пескосмесительные агрегаты (4ПА, УСП-50), блоки манифольдов (1БМ-700,1БМ-700С), емкости.
После проведения подготовительных операций, включающих спуск и посадку пакера, установку арматуры, доставляют технологические жидкости, расклинивающий агент, производят расстановку наземного оборудования, проверку и опрессовку всех трубопроводов и пакера.
Перед началом процесса делается контроль технологических свойств жидкостей.
Системы на водной основе можно готовить в емкостях любого типа.
Емкости для приготовления углеводородных систем обязательно должны быть закрытыми в целях безопасности и для исключения попадания внутрь атмосферных осадков. В зимнее время емкости необходимо оборудовать системой обогрева.
После обвязки устья скважины нагнетательные трубопроводы спрессовываются на ожидаемое давление при ГРП с коэффициентом запаса прочности:
Рабочее давление,
МПа - 20 20-56 56-65 65
Коэффициент запаса прочности - 1,5 1,4 1,3 1,25
Продолжительность выдержки под давлением не менее 3 мин.
При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применение ингибиторов коррозии.
Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин
Работы по выравниванию профиля приемистости (расхода вытесняющего агента) в нагнетательных скважинах направлены на регулирование процесса разработки нефтяных залежей с целью увеличения охвата пласта заводнением по толщине, перераспределения объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом.
Перед осуществлением процесса проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований, в том числе с применением индикаторов .
Для ограничения (отключения) воздействия вытесняющего агента на отдельные интервалы (зоны) по толщине пласта или пропластка проводят обработки с применением временно изолирующих материалов (суспензии или эмульсии, осадкообразующие растворы, гелеобразующие или твердеющие материалы на органической или неорганической основе, в том числе водные растворы КМЦ, ПАА и т.п.).
Во всех случаях должна быть предусмотрена возможность восстановления первичной (до обработки) приемистости разрабатываемого интервала пласта.
В случае необходимости осуществляют работы по восстановлению и повышению приемистости слабопроницаемых интервалов (пропластков).
Обследование скважин.
По результатам обследования скважины можно судить о: возможности её дальнейшей эксплуатации; необходимости ее ремонта; степени сложности ее реконструкции; необходимости ее ликвидации. Обследование скважины включает: Сбор исходной документации и сведений (при наличии): год сооружения, проектная конструкция скважины, проектный геологический разрез, материал и диаметры обсадных труб, тип и интервал фильтра, сведения об эксплуатации скважины.
Обследование скважины проводят после установления герметичности колонной головки с целью определения глубины забоя и уровня жидкости, проверки состояния экс. колонны и ствола скважины, чтобы установить наличие в нем дефектов, аварийного подземного оборудования и посторонних дефектов. Эти работы производят печатями. Печать - специальное устройство, корпус которого снизу и с боков покрыт свинцовой оболочкой толщиной 8-10 мм.
Заключение.
Капитальный ремонт скважин является одним из важнейших звеньев нефтедобычи, ведь от состояния фонда скважин зависят не только текущие, но и конечные результаты разработки месторождения.
На сегодняшний момент объем капитального ремонта скважин стал снижаться, а абсолютная сумма постоянных затрат продолжает оставаться на прежнем уровне. Более того, стареющие со временем основные фонды требуют все больше средств на поддержание их в работоспособном состоянии.
Список используемой литературы.
1.Колесников И.В. Ремонт нефтяных и газовых скважин. Санкт – Петербург: Источник, 2005. – 210 с.
2.Лавущенко В.П. Корпоративное управление нефтегазовым комплексом (на примере ОАО «Татнефть»). М.: Институт ИСПИН, 2003 г.
3.Маркарьян, Э. А. Экономический анализ хозяйственной деятельности / Э.А. Маркарьян, Г.П. Герасименко, С. Э. Маркарьян. - Ростов на Дону: Феникс, 2005. - 560 с.
4.Савицкая, Г.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятия. Учебник. – 3-е изд., испр. и доп. / – М: ИНФРА – М, 2005. – 330 с.
5.Электронный ресурс https://www.neftemagnat.ru/enc/59
6. В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. М., Недра, 1990.
7. Е.И. Бухаленко, В.Е. Бухаленко. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. М., Недра, 1991.
8. Ю.В. Вадецкий. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1993.
9. Т.И. Колесникова, Ю.Н. Агеев. Буровые растворы и крепление скважин. М., Недра, 1975
10.Куцын. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности. М., Недра, 1987.
11.В.И. Мишевича, Н.А. Сидорова. Справочник инженера по бурению. М., Недра, 1973.
12. Е.А. Палашкин. Справочник механика по глубокому бурению. М., Недра, 1981.
| Вид работ 4. Защита окружающей среды и недр от техногенных воздействий производства | 1 | Экологическая характеристика нефтегазодобывающего производства. Загрязнение окружающей среды при добыче, сборе и подготовке нефти. Загрязнение окружающей среды при интенсификации добычи нефти. Охрана природных вод: очистка сточных вод, способы борьбы с нефтезагрязнением водных объектов. Охрана земельных ресурсов. Охрана атмосферы. Охрана недр. |
| 2 | Мониторинг нефтяного загрязнения. Разработка конкретных мероприятий по защите окружающей среды и недр от техногенных воздействий производства. |
Введение.
Разведка, разбуривание и разработка нефтяных месторождений должны осуществляться при полном и строжайшем соблюдении мер по охране недр и окружающей среды.
Загрязнение почвы и воды может происходить и при добыче, сборе, подготовке, транспорте и хранении нефти, газа и воды.Однотрубная герметизированная система сбора имеет несомненные преимущества с точки зрения охраны окружающей среды.
Применение герметизированных однотрубных систем сбора продукции скважин и блочного оборудования позволяет все процессы, связанные с выделением газа из нефти, подготовкой нефти, газа и воды, сосредоточить на установках, расположенных в одном центральном пункте.
Система сбора нефти на промыслах является источником загрязнения водных ресурсов и почвы. Это обусловлено:
большой протяженностью трубопроводной сети, которая достигает 100 км для среднего промысла;
невозможностью практически предугадать место порыва коллекторов;
невозможностью обнаружить мгновенно порывы коллекторов, особенно небольшие.
В итоге объемы разлитой нефти, как правило, превышают объем остальных загрязнений.
Внедрение герметизированных систем сбора и транспорта нефти, хотя в значительной степени и снижает вероятность коррозии оборудования и коммуникаций, однако при подготовке нефти и воды герметизация часто нарушается вследствие коррозии, что приводит к утечке нефти и пластовых вод и загрязнению тем самым объектов окружающей среды.
Территория нефтепромыслов может загрязняться из-за неплотности в промысловых нефтепроводах и водоводах (утечки через сальники задвижек, фланцевые соединения, коррозия, эрозия, механические повреждения тела трубы и т. д.).
Работа промыслового оборудования в нефтяной промышленности происходит в крайне неблагоприятных условиях. Наряду с почвенной коррозией весьма существенное коррозионное воздействие на оборудование оказывает продукция самой скважины.
Узлы промысловой подготовки нефти (газосепарация, предварительный сброс пластовой воды, блоки обезвоживания и обессоливания) и общепромысловые резервуарные парки являются конечными пунктами сбора н транспорта нефти на промыслах. Обычно они располагаются на одной территории и объединяются в одно хозяйство. Поэтому канализация резервуарных парков и деэмульсационных установок также объединяются в общую систему.
При эксплуатации этих установок источниками загрязнения могут быть переливы и продукты, накапливающиеся в отстойной аппаратуре, резервуарах, которые составляют 0.5 – 12 г/т подготовленной нефти.
Земляные амбары, шламонакопители и специальные площадки, в которые сбрасываются осадки с резервуаров и очистных сооружений, представляющие отложения тяжелых фракций нефти, парафино-смолистых веществ и всевозможных примесей, насыщенных нефтью, нефтепродуктами и химреагентами, а также твердых минеральных примесей. В этих шламах могут содержаться до 80 – 85 % нефти, до 50 % механических примесей, до 70 % минеральных солей и до 5 % поверхностно-активных веществ.
Факельные установки предназначены для сжигания некондиционных газов, образующихся при пуске, продувке оборудования или в процессе работы, дальнейшая переработка которых экономически нецелесообразна или невозможна. С факельных устройств, котельных, нагревательных печей в качестве продуктов сгорания в окружающую среду выбрасываются оксиды азота, диоксид серы, оксид углерода, сажа.
Охрана недр.
Охрана недр предусматривает осуществление комплекса мероприятий, направленных на предотвращение потерь нефти в недрах вследствие низкого качества проходки скважин, нарушений технологии разработки нефтяных залежей и эксплуатации скважин, приводящих к преждевременному обводнению или дегазации пластов, перетокам жидкости между продуктивными и соседними горизонтами, разрушению нефтесодержащих пород, обсадной колонны и цемента за ней.
Охрана окружающей среды предусматривает мероприятия, направленные на обеспечение безопасности населенных пунктов, рациональное использование земель и вод, предотвращение загрязнения поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна, сохранения лесных массивов, заповедников, охранных зон и т.п.
Экологическая характеристика нефтегазодобывающего производства
Состояние окружающей природной среды является одной из наиболее острых социально-экономических проблем, прямо или косвенно затрагивающих интересы каждого человека.
Создавая необходимые для своего существования продукты, отсутствующие в природе, человечество использует различные незамкнутые технологические процессы по превращению природных веществ. Конечные продукты и отходы этих процессов не являются в большинстве случаев сырьем для другого технологического цикла и теряются, загрязняя окружающую среду. Человечество преобразует живую и неживую природу значительно быстрее, чем происходит их эволюционное восстановление. Потребление нефти и газа несопоставимо, например, со скоростью их образования.
В настоящее время человечество находится в периоде сверх интенсивного использования ресурсов окружающей среды — расход ресурсов, превышает их прирост, что неизбежно ведет к исчерпанию ресурсов.
Современное экологическое состояние территории России можно определить как критическое. Продолжается интенсивное загрязнение природной среды, и оно представляет реальную угрозу самим биологическим основам здоровья и жизнедеятельности населения страны.
Экологическая опасность производства характерна для многих отраслей — химической, пищевой, текстильной, деревообрабатывающей, горнодобывающей, производства строительных материалов, транспорта и т.д.
По уровню отрицательного воздействия на окружающую природную среду нефтегазодобывающее производство занимает одно из первых мест среди отраслей промышленности и это влияние обусловлено его особенностями. Оно загрязняет практически все сферы окружающей среды — атмосферу, гидросферу, причём не только поверхностные, но и подземные воды.
Первой характерной особенностью нефтегазодобывающего производстваявляется повышенная опасность его продукции, т.е. добываемого флюида — нефти, газа, высокоминерализованных и термальных вод и др. Эта продукция пожароопасна, для всех живых организмов опасна по химическому составу, гидрофобности, по возможности газа в высоконапорных струях диффундировать через кожу внутрь организма, по абразивности высоконапорных струй. Газ при смешении с воздухом в определённых пропорциях образует взрывоопасные смеси.
Второй особенностью нефтегазодобывающего производстваявляется то, что оно способно вызывать глубокие преобразования природных объектов земной коры на больших глубинах — до 10 – 12 тыс. м. В процессе нефтегазодобычи осуществляются широкомасштабные и весьма существенные воздействия на пласты (нефтяные, газовые, водоносные и др.). Так, интенсивный отбор нефти в больших масштабах из высокопористых песчаных пластов-коллекторов приводит к значительному снижению пластового давления, т.е. давления пластового флюида — нефти, газа, воды. Нагрузка от веса вышележащих пород первоначально поддерживалась как за счет напряжений в породном скелете пластов, так и за счёт давления пластового флюида на стенки пор. При снижении пластового давления происходит перераспределение нагрузки — снижается давление на стенки пор и, соответственно, повышаются напряжения в породном скелете пласта. Эти процессы достигают таких широких масштабов, что могут приводить к землетрясениям, как было, например, в Нефтеюганске. Здесь следует отметить, что нефтегазодобыча может воздействовать не только на отдельный глубокозалегающий пласт, но и на несколько различных по глубине пластов одновременно. Иными словами, нарушается равновесие литосферы, т.е. нарушается геологическая среда.
Третьей особенностью нефтегазодобывающего производстваявляется то, что практически все его объекты, применяемые материалы, оборудование, техника являются источником повышенной опасности. Сюда же относится весь транспорт и спецтехника — автомобильная, тракторная, авиа и т.п. Опасны трубопроводы с жидкостями и газами под высоким давлением, все электролинии, токсичны многие химреагенты и материалы. Могут поступать из скважины и выделяться из раствора такие высокотоксичные газы, как, к примеру, сероводород; являются экологически опасными факелы, в которых сжигается неиспользуемый попутный нефтяной газ.
Во избежание ущерба от этих опасных объектов, продуктов, материалов система сбора и транспорта нефти и газа должна быть герметизирована.
О днако аварии на указанных объектах, а также на паро- и глинопроводах приводят к очень тяжёлым экологическим последствиям. Так, порывы нефтепроводов и глинопроводов загрязняют земли, почвы, воды.
Четвёртой особенностью нефтегазодобывающего производстваявляется то, что для его объектов необходимо изымать из сельскохозяйственного, лесохозяйственного или иного пользования соответствующие участки земли. Иными словами, нефтегазодобывающее производство требует отвода больших участков земли (нередко на высокопродуктивных угодьях). Объекты нефтегазодобычи (скважины, пункты сбора нефти и т.п.) занимают относительно небольшие площадки в сравнении, например, с угольными карьерами, занимающими очень большие территории (как сам карьер, так и отвалы вскрышных пород). Однако число объектов нефтегазодобычи очень велико. Так, фонд скважин в нефтедобыче близок к 150 тысячам. Ввиду очень большой разбросанности объектов нефтегазодобычи очень велика протяжённость коммуникаций — постоянных и временных автодорог, железных дорог, водных путей, ЛЭП, трубопроводов различного назначения (нефте-, газо-, водо-, глино-, продуктопроводов и т.д.). Поэтому общая площадь отводимых под нефтегазодобычу земель - пашен, лесов, сенокосов, пастбищ, ягельников и т.д. достаточно велика.
Пятой особенностью нефтегазодобывающего производстваявляется огромное количество транспортных средств, особенно автотракторной техники. Вся эта техника — автомобильная, тракторная, речные и морские суда, авиатехника, двигатели внутреннего сгорания в приводах буровых установок и т.д. так или иначе загрязняют окружающую среду: атмосферу — выхлопными газами, воды и почвы — нефтепродуктами ( дизельным топливом и маслами).
Характер воздействия на экологию обусловлен, в частности, и тем, что все технологические процессы нефтегазодобываюшего производства — разведка, бурение, добыча, переработка, транспорт — оказывают отрицательное влияние на окружающую среду.
При добыче нефти объем, качественный и количественный состав загрязняющих веществ определяются физико-химическими свойствами извлекаемого флюида, технологией разработки залежей, системой сбора и транспортировки нефти.
При проведении геологоразведочных работ, эксплуатации месторождений и транспортировке нефти происходит изъятие земельных площадей, загрязнение природных вод и атмосферы. Все компоненты окружающей среды в районах нефтедобычи испытывают интенсивную техногенную нагрузку, при этом уровень негативного воздействия определяется масштабами и продолжительностью эксплуатации залежей УВ.
Процессы разведки, бурения, добычи, подготовки, транспортировки и хранения нефти и газа требуют больших объемов воды для технологических, транспортных, хозяйственно-бытовых и противопожарных нужд с одновременным сбросом таких же объемов высокоминерализованных, содержащих химические реагенты, поверхностно-активные вещества и нефтепродукты, сточных вод.
Источники загрязнениятерритории и водных объектов на нефтепромыслах присутствуют в той или иной мере на любом участке технологической схемы от скважины до нефтяных резервуаров нефтеперерабатывающих заводов.
Основными загрязнителями окружающей среды при технологических процессах нефтедобычи являются: нефть и нефтепродукты, сернистые и сероводородсодержащие газы, минерализованные пластовые и сточные воды нефтепромыслов и бурения скважин, шламы бурения, нефте- и водоподготовки и химические реагенты, применяемые для интенсификации процессов нефтедобычи, бурения и подготовки нефти, газа и воды.
По пространственному признакуисточники загрязнения подразделяются наточечные(скважины, амбары),линейные(трубопроводы, водоводы) иплощадные(нефтепромыслы, месторождения).
Оценку значимости источников загрязнения следует проводить с учетом продолжительности их функционирования во времени. В зависимости от продолжительности действия выделяются систематическиеивременныеисточники загрязнения.
Уровень загрязненияокружающей среды отходами производства оценивается кратностью превышения предельно допустимых концентраций (ПДК) поступающих веществ в природные объекты.
По ориентировочным оценкам, большая часть углеводородного загрязнения приходится на атмосферу — 75 %, 20 % фиксируется в поверхностных и подземных водах и 5 % накапливается в почвах.
Негативное воздействие на окружающую среду поисково-разведочных и эксплуатационных работ на нефтяных месторождениях
Таблица 4
| ПРОИЗВОДСТ-ВЕННО-ТЕХНОПОГИЧЕСКИЕ СТАДИИ | ПРИРОДНЫЕ ОБЪЕКТЫ | ||
| ЗЕМНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ | ВОДНАЯ СРЕДА | АТМОСФЕРНЫЙ ВОЗДУХ | |
| Поиски и разведка | Нарушение и загрязнение почвенного и растительного покрова. Отчуждение земли под строительство буровых установок и размещение временных поселков. Актизация экзогенных геологических процессов. Снижение биопродуктивности экосистем | Загрязнение поверхностных и подземных вод промывочной жидкостью, засоление поверхностных водоемов, при самоизливе рассолов вскрытых структурно–поисковыми и разведочными скважинами | Аварийные выбросы нефти и газа в процессе бурения и освоения скважин. Газопылевое загрязнение при строительстве дорог и промышленных площадок |
| Добыча | Изъятие земель из сельскохозяйственного оборота под нефтепромысловые объекты. | Нарушение изолированности водоносных горизонтов из-за перетоков. | Загрязнение УВ, серо-водородом, оксидами серы и азота при эксплуатации скважин. Выделение отработанных газов транспортными средствами и двигателями буровых установок. |
| Первичная переработка и транспортировка | Отвод земель под складирование отходов. Нарушение экологической обстановки при строительстве и эксплуатации магистральных нефтепроводов. | Утечка нефтепродуктов и химических реагентов из резервуаров и дозирующих установок. Загрязнение поверхностных и подземных вод ГСМ, бытовыми и техническими отходами. | Распыление и розлив нефти и нефтепродуктов. Потери при испарении легких фракций нефти во время хранения в Резервуарах и производстве сливо-наливных операций. |