Пресные подземные воды загрязняются главным образом в результате инфильтрации с поверхности. Основными эагрязняющими агентами служат: а) при бурении скважин - буровые и тампонажные растворы, шлам, буровые сточные воды, продукты испытания скважин, циркулирующие и накапливающиеся в поверхностных сооружениях (земляных амбарах); б) в процессе эксплуатация нефтяного промысла - нефть, попутная пластовая вода, различного рода водорастворимые химреагенты.

Основные мероприятия по предотвращению и уменьшению воздействия на пресноводные подземные горизонты процессов строительства скважин направлены на сокращение объемов технологических жидкостей и отходов, устранение их токсичности, недопущение их растекания по поверхности и инфильтрации в грунт. Это достигается проведением целого ряда технических мероприятий, разработанных во всех буровых организациях, которые способны обеспечить существенный природоохранный эффект. Контроль за безусловным их исполнением осуществляют геологическая и техническая службы управлений буровых работ. Основной мерой предотвращения загрязнения пресных вод продукцией добывающих скважин на нефтяных промыслах является использование закрытой, полностью герметизированной системы сбора, первичной обработки и транспорта всей продукции, включая нефть, газ и попутную воду. Важным мероприятием служит полная утилизация всех попутных вод путем закачки их в нефтеносные пласты или в глубокие поглощающие горизонты. В целом, загрязнение природной среды и пресноводных подземных горизонтов под воздействием "сверху" в районах нефтяных промыслов, хотя и довольно частое явление, но оно не является неизбежным, поскольку не связано непосредственно с технологией добычи нефти. Оно во многом определяется экологической культурой работников, надлежащей реализацией технических природоохранных мероприятий, наличием ингибиторов, высококачественных труб, арматуры и т.д.

Важным мероприятием по предотвращению истощения пресноводных горизонтов является использование соленых вод более глубоких горизонтов для технического водоснабжения буровых и для заводнения нефтяных пластов. В настоящее время на большинстве нефтеразведочных площадей Куйбышевской и Оренбургской областей, Казахской ССР при бурении глубоких скважин используются не пресные, а соленые подземные воды. В больших объемах применяется соленая подземная вода для закачки в нефтяные пласты на месторождениях Западной Сибири, Западного Казахстана, Татарстана и Башкортостана. Это направление охраны пресных вод требует изучения гидрогеологических условий разреза отложений и проведения специальных гидрогеологических работ, включая опытные откачки.

Четвертое направление работ по охране недр связано с контролем и сохранением природных гидродинамических условий водоносных горизонтов разреза отложений. Дело в том, что изменения пластового давления, вызванные разработкой нефтяных залежей, могут передаваться не только по латерали, захватывая далекую законтурную водоносную область пластов, но и по вертикали, на водоносные горизонты разреза отложений вплоть до грунтовых вод. Такое изменение энергетического состояния геологической среды может вызвать очень опасные негативные последствия. Так, снижение пластового давления под влиянием отбора нефти, газа и воды (депрессионный техногенез недр) может привести к снижению потерь и истощению запасов подземных вод вышележащих горизонтов, иссяканию источников, общему осушению водоемов и местности. В некоторых случаях следствием депрессионного техногенеза недр становится просадка земной поверхности. Напротив, при повышении пластового давления вследствие разработки нефтяных залежей с закачкой воды или вследствие сброса сточных вод в поглощающий горизонт, возможен отток части жидкости в верхние горизонты разреза, что приводит к засолению пресноводных горизонтов минерализованными водами, образованию источников и грифонов, заболачиванию и подтоплению территории. Все перечисленные явления - не только предположения, но уже фактически проявились на ряде нефтяных месторождений, причинив значительный ущерб строениям, сельскому хозяйству и населению.

Успешность предотвращения и локализации возможных негативных последствий изменения пластового давления глубоких пластов зависит прежде всего от своевременной организации надежного контроля за энергетическим состоянием подземных горизонтов. Пластовое давление в разрабатываемых нефтяных горизонтах контролируется наиболее надежно, являясь наряду с добываемой продукцией основным технологическим параметром разработки нефтяных залежей. Однако для охраны недр знаний о пластовом давлении только нефтяных горизонтов недостаточно. Неодходима организация контроля за всеми основными водоносными горизонтами разреза отложений, вплоть до грунтовых вод. Только зная характер изменения пластового давления (уровня вод) этих горизонтов во времени и сопоставляя его с графиком изменения давления в разрабатываемых горизонтах месторождения можно судить о том, сказывается ли разработка нефтяных залежей на энергетическое состояние других горизонтов разреза отложений, имеются ли межпластовые перетоки хидкости, какова их интенсивность, где они локализуются и какими причинами вызваны. Таким образом, возникает острая необходимость иметь сеть пьезометрических скважин на промежуточные водоносные горизонты разреза, вплоть до грунтовых вод. Это новая постановка вопроса, поскольку обычно пьезометрические скважины сооружаются для контроля давления только в нефтеносных разрабатывающихся пластах.

Каналы связи глубоких горизонтов с приповерхностной зоной геологической среды могут быть как природными (выходы нефтеносных пород на поверхность, литологически ненадежные флюидоупоры, дизъюнктивные нарушения), так и искусственно созданными при бурении скважин. Межпластовые перетоки жидкости часто обусловлены низким качеством цементирования обсадных колонн, отсутствием цементного камня в отдельных интервалах разреза или его нарушением при освоении и эксплуатации скважин, а также плохим качеством самих колонн, вызванным негерметичностью резьбовых соединений или коррозией металла. Негерметичность стволов добывающих и нагнетательных скважин осложняет разработку месторождений, приводя к преждевременному обводнению продукции, снижению текущей добычи и потере части запасов нефти, перерасходу закачиваемой воды и т.д. Контроль за состоянием крепи скважин, выявление и ликвидация интервалов межпластовой эатрубной циркуляции жидкости служат главным средством охраны недр и рационального ведения разработки нефтяных месторождений. В некоторых случаях, когда ремонтно-изоляционные работы не достигают цели, приходится прибегать к ликвидации скважин. Если же межпластовые перетоки осуществляются по природным каналам связи, не поддающимся воздействию, то в случае необходимости нежелательное изменение пластовых давлений в верхних горизонтах можно предотвратить путем регулирования отбора и закачки в нефтеносные пласты, остановки части нагнетательных скважин, переноса фронта закачки и другими технологическими мероприятиями. Во всех случаях необходим надежный контроль за пластовым давлением как в нефтеносных горизонтах, так и в вышележащих водоносных горизонтах, что требует специальных пьезометрических скважин.

Пятое направление работ по охране недр, близкое к предыдущему, предусматривает сохранение и рациональное использование запасов нефти и газа в соседних залежах, находящихся вблизи основных разрабатываемых объектов. Как правило, большинство крупных нефтяных месторождений окружено залежами-спутниками, а в разрезе месторождений наряду с основными объектами разработки имеются менее продуктивные объекты или даже невыявленные нефтеносные пласты. Изменения пластового давления в недрах, вызванные разработкой основных залежей, влияют на соседние залежи, приводя к их смещению, оттеснению нефти в водоносные зоны пластов. При таких перемещениях часть запасов нефти расходуется на образование связанной нефтенасыщенности, теряется на путях своего движения. Весьма нежелательны также межпластовые перетоки нефти, приводящие к потерям запасов в недрах и формированию новых "техногенных" залежей, найти которые и рационально разработать бывает весьма затруднительно. Возможность подобных нежелательных смещений нефтяных залежей и сопутствующих им потерь нефти в недрах не должна упускаться из внимания работников геологической службы. Для сокращения подобных потерь запасов необходим надежный контроль за распределением давления во всех подземных горизонтах, знание геологического строения всего разреза отложений и прилегающих территорий. Недопущение резких изменений пластового давления, ликвидация значительного разрыва во времени ввода в разработку соседних залежей-спутников и залежей в различных горизонтах разреза обычно может полностью устранить или существенно сократить потенциальные потери нефти в недрах.

Рассмотренные направления работ по охране недр нефтяных месторождений, конечно, не исчерпывают всех задач этого важного участка деятельности геологов-нефтяников. Конкретные проявления техногенных изменений в недрах при поисках, разведке и разработке нефтяных месторождений могут быть очень разнообразными и приводить ко многим не всегда прогнозируемым последствиям.

Актуальность задачи комплексного использования и охраны недр требует усиления внимания к решению этих вопросов.

14.3 ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В ПРОЦЕССЕ РАЗБУРИВАНИЯ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1. При бурении скважин на нефтяных месторождениях должны быть приняты меры, обеспечивающие:

- предотвращение открытого фонтанирования, грифонообразования, поглощения промывочной жидкости, обвалов стенок скважин и межпластовых перетоков нефти, воды и газа в процессе проводки, освоения и последующей эксплуатации скважин;

- надежную изоляцию в пробуренных скважинах нефтеносных, газоносных и водоносных пластов по всему вскрытому разрезу;

- необходимую герметичность всех технических и обсадных колонн, труб, спущенных в скважину, их качественное цементирование;

- предотвращение ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов, сохранение их естественного состояния при вскрытии, креплении и освоении.

2. В процессе разведки при подготовке месторождений к разработке необходимо опробовать все пласты, нефтегазоносность которых отлична по результатам анализа шлама, образцов пород и геофизических исследований. В случае получения при опробовании этих пластов воды на них должны быть проведены исследовательские работы, уточняющие источник поступления воды, и, при необходимости, повторное опробование после изоляционных работ.

3. Вскрытие пластов с высоким давлением, угрожающим выбросами или открытыми фонтанами, необходимо проводить при установленном на устье скважин противовыбросовом оборудовании с праменением промывочной жидкости в соответствие с техническим проектом на бурение скважин.

4. Эксплуатационные объекты месторождения следует разбуривать при обеспечении всех необходимых мер по предотвращению ущерба другим объектам. При первоочередном разбуривании нижних пластов должны быть предусмотрены все необходимые технические мероприятия, гарантирующие успешную проводку скважин через верхние продуктивные пласты (предотвращающие нефтяные или газовые выбросы и открытые фонтаны, а также глинизацию верхних пластов и ухудшение их естественной проницаемости).

5. В скважинах, проводимых на нижележащие пласты, должны быть осуществлены технические мероприятия по предупреждению ухода промывочной жидкости в верхние пласты. При уходе жидкости в верхние разрабатываемые пласты эксплуатация добывающих скважин, ближайших к бурящейся, должна быть прекращена до окончания ее бурения или спуска промежуточной колонны, перекрывающей эксплуатируемый пласт.

6. Для предотвращения снижения проницаемости призабойной зоны скважин в результате длительного воздействия на них воды или глинистого раствора после окончания бурения скважин и перфорации колонны должны быть приняты меры по немедленному освоению скважин. Временное бездействие скважин, связанное с отставанием обустройства площадей, допускается только при условии заполнения ствола скважины (или хотя бы его нижней части) пластовой жидкостью.

7. В разведочной скважине, имеющей эксплуатационную колонну, последовательное опробование нескольких нефтеносных пластов производится раздельно «снизу вверх». После окончания опробования очередного пласта его изолируют путем установки цементного моста (или других технических средств) с последующей проверкой его местоположения и герметичности, снижением уровня и опрессовкой.

8. В скважинах, не законченных бурением по техническим причинам (вследствие аварий или низкого качества проводки), в пройденном разрезе которых установлено наличие нефтегазоводоносных пластов, необходимо произвести изоляционые работы в целях предотвращения межпластовых перетоков нефти, воды и газа.

9. В процессе бурения и освоения разведочных, эксплуатационных (добывающих) и нагнетательных скважин должен быть проведен комплекс геофизических, гидродинамических и других исследований.

10. Мероприятия по охране окружающей среды в процессе разбуривания нефтяных месторождений должны быть направлены на предотвращение загрязнений земли, поверхностных и подземных вод буровыми растворами, химреагентами, нефтепродуктами, минерализованными водами. Они включают в себя:

- планировку и обваловку буровых площадок, емкостей с нефтепродуктами и химреагентами, использование для хранения буровых растворов и шлама разборных железобетонных емкостей или земляных амбаров с обязательной гидроизоляцией их стенок и днища;

- многократное использование бурового раствора, нейтрализацию, сброс ц поглощающие горизонты или вывоз его и шлама в специально отведенные места:

рациональное использование и обязательную рекультивацию земель после бурения.

14.4 ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1. Промышленная разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений допускается только при условии, когда добываемый вместе с нефтью газ используется в народном хозяйстве или, в целях временного хранения, закачивается в специальные подземные хранилища, в разрабатываемые или подлежащие разработке нефтяные пласты. При этом также должен быть обеспечен сбор конденсата и сопутствующих ценных компонентов и воды.

2. На разрабатываемых месторождениях должен проводиться обязательный комплекс гидродинамических и промыслово-геофизических исследований и измерений, в том числе исследования по своевременному выявлению скважин - источников подземных утечек и межпластовых перетоков.

3. Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин должны производиться при соответствующем оборудовании устья скважин, которое должно предотвращать возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.

4. Эксплуатация дефектных добывающих и нагнетательных скважин (с нарушенной герметичностью эксплуатационных колонн, отсутствием цементного камня за колонной, пропусками фланцевых соединений и т.д.) не допускается.

5. При проведении мероприятий по повышению производительности нефтяных скважин путем воздействия на призабойную зону пласта должна быть обеспечена сохранность колонны, обсадных труб и цементного кольца выше и ниже продуктивного горизонта.

В скважинах, где раздел между нефтеносными и газоносными, нефтеносными и водоносными пластами невелик, мероприятия по интенсификации добычи нефти должны производиться при условии создания допустимого перепада давления на перемычке,

6. Если до обработки призабойной зоны вынос породы и разрушение пласта не наблюдались, а после обработки началось интенсивное поступление породы пласта в скважину, необходимо прекратить или ограничить отбор нефти из скважины и осуществить технические мероприятия по ограничению доступа породы пласта в ствол скважины.

7. Мероприятия по охране окружающей среды при разработке нефтяных месторождений должны быть напрвлены на предотвращение загрязнения земли, поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна нефтепродуктами (жидкими и газообразными), промысловыми сточными водами, химреагентами, а также на рациональное использование земель и пресных вод. Они включают в себя:

- полную утилизацию промысловой сточной воды путем ее закачки в продуктивные или поглощающие пласты;

- при необходимости, обработку закачиваемой в продуктивные пласты воды антисептиками, с целью предотвращения ее заражения сульфатвосстанавливающими бактериями, приводящими к образованию сероводорода в нефти и в воде;

использование герметизированной системы сбора, промыслового транспорта и подготовки продукции скважин;

- полную утилизацию попутного газа, использование замкнутых систем газоснабжения при газлифтной эксплуатации скважин; быструю ликвидацию розливов нефти, строительство нефтеловушек на реках, в местах ливневых стоков;

создание сети контрольных пунктов для наблюдения за составами поверхностных и подземных вод;

- исключение при нормальном ведении технологического процесса попадания на землю, в поверхностные и подземные воды питьевою водоснабжения ПАВ, кислот, щелочей, полимерных растворов и других химреагентов, используемых как для повышения нефтеотдачи, так и для других целей:

применение антикоррозионных покрытий, ингибиторов для борьбы с солеотложениями и коррозией нефтепромыслового оборудования:

организацию регулярного контроля за состоянием скважин и нефтепромыслового оборудования.



15. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

В 1987г. за рубежом дополнительная добыча нефти за счет применения методов повышения нефтеотдачи составила 70.6 млн т, в том числе за счет тепловых 39.1млн т (55.4%), газовых 28.9млн т (41%), физико-химических - 2.6млн т (3.6%).

В 1989г. в СССР дополнительная добыча нефти от применения методов этих групп составила, соответственно: тепловых - 3.9млн т (38.6%), газовых - 0.7млн т (6.9%), физико-химических - 3.5 млн т (34,7%). Всего - 8.1 млн т.

В 1991г. за счет методов увеличения нефтеотдачи добыто 7.49 млн т нефти.

Все современные методы повышения нефтеотдачи предполагают глубокое воздействие на коллектор, на содержащиеся в нем углеводороды. В большинстве случаев даже при нормальном использовании этих методов они оказываются потенциально опасными с точки зрения загрязнения окружающей среды. Вредное их воздействие возможно на все объекты: воздух, воду, почву, недра, растительный и животный мир, человека.

Это означает, что при использовании методов интенсификации необходим соответствующий комплекс природоохранных мероприятий.

15.1 ЗАВОДНЕНИЕ

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 1.5м.

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 трицатиметровой 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.

15.1.1 ЗАВОДНЕНИЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ХИМРЕАГЕНТОВ

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.

1л 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.

15.1.2 ЗАВОДНЕНИЕ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПОЛИМЕРНЫХ РАСТВОРОВ

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.

15.1.3 ЗАКАЧКА ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ И ПАРА

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 ј добываемого количества.

При мощности бойлера 50*109 Дж/ч в атмосферу выбрасывается:

10-25 кг/ч SO2;

2-10 кг/ч NOx;

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 500-600К закачивается в скважину.

Процесс выгоден тем, что исключает выбросы ВВ 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.

15.2 МЕТОД ВЛАЖНОГО И СВЕРХВЛАЖНОГО ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ

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 низкотемпературного 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 С2 0Н12.

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 серусодержащих газов для карбонатных пород. Сернистый и серный ангидрид при реакции с водой образуют серную кислоту:

SO2 + Ѕ O2 + H2O H2SO4

SO3 + H2O H2SO4

Возможно некоторое разрушение карбонатных пород за счет вымывания водой сульфата кальция.

Несмотря на поглощение загрязнителей коллекторами, нефтью, водой из-за обратимости химических реакций, процессов расгворения и выделения из растворов, сорбции и десорбции, возможен выброс на поверхность образующихся в процессе горения нефти вредных веществ (табл.1).

Таблица 1

Предельно допустимые концентрации некоторых вредных веществ в воздухе

Вещества	Класс опасности	Предельно допустимая концентрация ПДК, мг/м3
		в населенных пунктах максимальная разовая	среднесуточная	в рабочей зоне ежедневно (при 8-часовом рабочем Дне)	агрегатное состояние
Бенз(а)пирен	1	-	0,000001	0,00015	Аэрозоль
Сероводород	2	0,008	0,008	10	Газ
Серный ангидрид	2	0,3	0,1	1,0	Газ
Сернистый ангидрид	3	0,5	0,05	10	Газ
Окись углерода	4	3	1	20	Газ
Фенол	3	0,01	0 01	5	Аэрозоль
Формальдегид	2	0,035	0,012	0,5	Газ

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 (ГС), разветвленно-горизонтальных и многозабойных.

История применения ГС для повышения нефтеотдачи пластов и темпов разработки месторождения насчитывает около 50 лет. Ранее к этому методу прибегали тогда, когда всеми известными методами разработки (вторичные, третичные) не достигали цели. Однако, это был опыт проводки и эксплуатации отдельных ГС, но не разработки системами ГС.

В посление годы разработка нефтяных месторождений с помощью ГС стала бурно развиваться за рубежом. Насчитывается более 60 различных фирм, занимающихся ГС. Одной из первых активизировала исследования фирма ELJ Aquitrane в содружестве с Французским институтом нефти.

За 1979-83гг. в Европе пробурено в общей сложности несколько десятков ГС.

В настоящее время в РФ пробурено более 200 МГС, РГС и ГС, причем наибольшее число из них пробурено в Башкирии. Это также был опыт проводки и эксплуатации отдельных ГС, но не систем скважин.

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.

Первая ГС на Оренбургском НГКМ пробурена в 1990г.

В настоящее время на Оренбургском НГКМ пробурено - 11 газовых и 7 нефтяных ГС; в эксплуатации - 9 газовых и 6 нефтяных ГС.

Бурение сосредоточено в той части месторождения, где продуктивная толща представлена одним объектом эксплуатации, характеризующимся низкопроницаемым коллектором и низкими продуктивными характеристиками вертикальных (газовых) скважин.

Ярким примером эффективности горизонтального бурения является УКПГ-10, где среднесуточная добыча по восьми ГС составляет 34% от суточной добычи газа по всей установке при действующем фонде скважин - 86. По добычи нефти: пять ГС дают 47% суточной добычи нефти УКПГ-10 при действующем фонде в 52 сважины.

Таким образом, (на примере ОГКНМ) 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.



16. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ МЕТОДОВ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

При разработке многопластовых месторождений нефти и газа, как правило, существуют благоприятные возможности использования метода одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ): экспуатационная 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.

Так, например, на Бованенковском ГКМ (п-ов Ямал) проведена предварительная оценка экономической эффективности применения ОРЭ при разработке сеноманской залежи альб-аптского продуктивного объекта.

Некоторые геолого-технические показатели разработки:

Наименование	Глубина залегания, м	Начальное Рпл, МПа	Тпл, С	Количество скважин, шт
Сеноманская залежь	532-700	6.7	16	241
Альб-аптский объект	1080-1480	14.8	46	510

Количество кустов скважин - 56. 751

С применением схем ОРЭ этих двух объектолв можно сократить эксплуатационный фонд на 185 сеноманских скважин, оставляя на каждом кусте по одной однообъектной сеноманской скважине.

За счет сокращения такого количества скважин на кустах уменьшается и длина насыпных площадок кустов при расстоянии между устьями скважин 40м. Сокращение длины площадок в среднем составит: 7600 м. При высоте отсыпки 2.5 м и ширине кустовой площадки 20 м сокращение привозного грунта составит 380 тыс. м3:

7600 * 2.5 * 20 = 380 тыс. м3

Удорожание скважины оценено в 5% от стоимости скважины.

Если стоимость привозного грунта и строительно-монтажных работ составляет 32.5 тыс.руб за 1м3, то сокращение затрат на обустройство кустов скважин составит 12350 млн. руб (в ценах 1993г.).

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, ММП распространены до глубины 300м. А верхние продуктивные газонасыщенные горизонты находятся на сравнительно небольшой глубине (600-800м) и имеют невысокую пластовую температуру. Нижележащие продуктивные горизонты находятся на глубине от 1400 до 3000м и имеют пластовую температуру 30-40С. 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 20-22С (против 24-27 оС, в зависимости от дебита), а устьевая температура сеноманского газа повышается (по сравнению с однообъектной эксплуатацией, 6-7С) до 12С. В результате тепловая нагрузка на окружающие скважину ММП резко снижается. При этом в скважине обеспечивается безгидратный режим эксплуатации.



17. МОНИТОРИНГ НЕФТЯНОГО ЗАГРЯЗНЕНИЯ

Мониторинг - система долгосрочных наблюдений, оценки, контроля и прогноза состояния и изменения объектов. Принято делить мониторинг на базовый (фоновый), глобальный, региональный и импактный (в особо опасных зонах и местах), а также по методам ведения и объектам наблюдения (авиационный, космический, окружающей человека среды).

Поисково-разведочные работы на нефть и газ, добыча и первичная переработка углеводородов на промыслах сопровождаются нарушением естественного состояния природной среды и ее загрязнением. Масштабы техногенных изменений в нефтегазоносных районах зависят от природных условий и особенностей геологического строения, техники и технологии геолого-разведочных. и эксплуатационных работ, продолжительности разработки месторождений.

Актуальной научно-практической задачей является разработка для основных объектов нефтяной и газовой промышленности единой научно обоснованной системы контроля, которая позволяла бы контролировать и выявлять выделение вредных веществ - загрязнителей атмосферного воздуха и других природных объектов, связь количественных показателей выбросов с технологией, метеорологическими параметрами. Полученные при этом данные должны служить научной основой для:

прогнозирования вероятности образования опасных концентраций вредных веществ в воздухе, воде и почве;

определения размеров загрязненных участков, опасных зон, возможных последствий.

Мониторинг нефтяного загрязнения - это отдельный раздел системы управления качеством окружающей среды, включающий сбор и накопление информации о фактических параметрах основных компонентов окружающей среды и составление прогноза изменения их качества во времени.

Концепция мониторинга предусматривает специальную систему наблюдений, контроля, оценки, краткосрочного прогноза и определения долгосрочных тенденций в состоянии биосферы под влиянием техногенных процессов, связанных с разведкой и разработкой нефтяных месторождений.

17.1 СИСТЕМА НАБЛЮДЕНИЯ ЗА НЕФТЯНЫМ ЗАГРЯЗНЕНИЕМ

Ведение мониторинга базируется на создании и оборудовании специальной режимной сети и наличии долгосрочной программы наблюдений. В программе предусматривается необходимость изучения фонового состояния биосферы и определения антропогенного воздействия на окружающую среду. При этом с учетом темпов изменения экологической обстановки и скорости поступления загрязняющих веществ проводится выбор объема и количества проб, частоты и периодичности отбора, объектов опробования и их распределение по площади.

В зависисмости от места нахождения региона и целевых задач режимной сети система наблюдений может быть региональной или локальной, а также осуществляться на типовых участках и опытных полигонах.



Под региональным прогнозом понимается прогноз для крупных территорий преимущественно на качественном уровне, отражающем наиболее общие природоохранные аспекты. Характеристика ожидаемых явлений составляется по результатам анализа фактического материала с учетом пространственной и временной последовательности. В данном случае широкое применение находит метод аналогий.

Локальный прогноз выполняется для конкретного объекта (скважина, месторождение, промысел). Интерпретация результатов стационарных наблюдений за динамикой всех компонентов окружающей среды, как правило, проводится на математических моделях с использованием аналоговых, численных и аналитических методов.

Режимная сеть включает существующие и специальные пробуренные скважины, наблюдательные посты за изменением метеоусловий и гидрогеологических характеристик поверхностных водотоков. При стационарных исследованиях на ключевых участках выполняется контроль за составом и формами нахождения загрязняющих веществ в воздухе. почве, воде и грунтах. Количественная оценка нефтяного загрязнения проводится при сопоставлении содержания индикаторных компонентов с величиной их фоновых значений и ПДК. Комплексное изучение физико-химической трансформации нефтяных углеводородов во всех основных компонентах окружающей среды позволяет оконтурить очаг загрязнения, составить прогноз его развития как по площади, так и по разрезу и предложить мероприятия по его ликвидации.

Одновременно на полигонах ведутся наблюдения за оседанием земной поверхности, которое возможно при интенсивной эксплуатации нефтяных месторождений. Для этой цели проводится периодическая нивелировка специальных реперов, размещение которых уточняется в процессе наблюдений.

Сеть пунктов должна быть динамичной и ежегодно пересматриваться с учетом возникновения или ликвидации отдельных очагов загрязнения и результатов анализа проб.

Периодичность отбора проб устанавливается в зависимости от площадных параметров объекта, ландшафтно-климатических условий, сложности геологического строения, а также от характера и интенсивности возможного поступления загрязняющих веществ. Частота отбора проб в каждом наблюдательном пункте определяется его местонахождением по отношению к источнику загрязнения. При детальных исследованиях и в условиях аварийного выброса углеводородов интервал между отборами проб может уменьшаться до нескольких часов.

Для осуществления оперативного контроля за состоянием нефтяного загрязнения окружающей среды в качестве индикаторов могут быть рекомендованы содержания нефтепродуктов и полициклических ароматических углеводородов. Для этих веществ характерны токсичность, устойчивость к разрушению, высокая растворимость и повышенная миграционная активность в различных средах

17.2 КОНТРОЛЬ ЗА ЗАГРЯЗНЕНИЕМ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В ЗОНЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ УПРАВЛЕНИЙ

В зоне производственной деятельности нефтегазодобывающих управлений, использующих при разработке месторождений химические реагенты, достаточно широко применяются системы контроля за состоянием пресных водоисточников, почвы и атмосферного воздуха.

Контроль за изменением физико-химических свойств воды начинается с геологического и гидрогеологического изучения источника. Изучению подлежат как поверхностные, так и глубинные источники.

Обычно в зоне деятельности нефтегазодобывающих управлений строится поверхностная карта водостоков, совмещенная с коммуникациями по транспорту нефти, газа, воды и их смесей. Наибольшее внимание уделяется трубопроводам, перекачивающим сточные воды. Определяются границы распространения водостока (истока и русла), населенные пункты и источники питьевых вод (колодцы, пруды, родники). Строится карта поверхности, совмещенная с картой расположения коммуникаций, и определяются контрольные пункты наблюдения. При пересечении местности в зоне деятельности НГДУ реками, ручьями пункты наблюдены выбираются в начале, середине и конце стока воды. Отбор проб и их анализ на токсичность проводится по известным методикам отбора и исследования вод. Определяются ионы Са2+, Мg2+, Ка+, НСО3-, С1-, SO42-, рН, общая жесткость воды, наличие ПАВ (химреагентов). Строятся графики изменения физико-химических свойств пресных вод. Наиболее распространенная методика определения начала загрязнения вод - сопоставление изменения хлор-иона, предельно допустимая концентрация которого для питьевых источников лимитируется 350 мг/л. Для большинства месторождений Урало-Поволжья концентрация хлоридов в пресных водах колеблется от 20 до 40 мг/л, текущее значительное отклонение от которых указывает на загрязнение пресных вод.

Контроль за качеством подземных вод включает гидрогеологическое изучение разреза до источников пресных вод и определение границ их распространения. Обычно зона распространения пресных вод приурочена к верхней части разреза с зоной активного водообмена. Также строится карта распространения подземных вод и намечаются контрольные наблюдательные скважины. В случае их отсутствия бурят специальные наблюдательные скважины глубиной от 30 до 100 м. Отбор проб на исследования и частота отбора устанавливаются геологической службой НГДУ.

Анализами определяются те же физико-химические характеристики вод, что и для поверхностных. Сопоставляя графики изменения отдельных параметров характеристики вод, определяют место, интенсивность и объемы загрязнения, по результатам которых проводятся организационно-технические мероприятия по ликвидации утечек - источников загрязнения.

Контроль за состоянием почвы проводится как визуально, путем осмотра, так и лабораторным методом. Визуально исследуется изменение внешних (видимых) характеристик, таких как цвет, плотность, наличие растительности. Лабораторный анализ включает отбор проб почвы, измельчение, отмыв в пресной, предварительно исследованной воде, отстой и химический анализ этой воды.

Кроме химического анализа, может быть проведен биологический, например, методом сравнительной фитотоксичности химических реагентов.

Загрязнение воздушного бассейна связано с выделением СО2, Н2S в местах подготовки нефти, сжигания газа или шлама в факелах. При этом, кроме воздушного бассейна, могут загрязняться почва и водоемы. При выпадении осадков (дождь, снег) СО2, Н2S могут образовывать кислоты, находящиеся в капельно-взвешенном и жидком состоянии, которые могут конденсироваться на поверхности и образовывать скопления. Поэтому для своевременной разработки и осуществления текущих организационно-технических мероприятий по предупреждению загрязнения воздушного бассейна и поверхности почвы и водоемов, необходимо учитывать и вести наблюдения за изменением ветра, выпадением осадков. Отобранные пробы воздуха, как правило, исследуются путем хроматографического анализа. Применяются и экспресс-методы, основанные на использовании индикаторных материалов, при введении которых в пробу изменяется цвет.

Размещено на Allbest.ru