Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• Глава 1. Общая характеристика ТЭК России и нефти, как ценного прородного ресурса
• 1.1 Оценка роли ТЭК в России, его роли и значимости в бюджете и экономике страны
• 1.2 Физико-химические свойства и значение нефти, как природного ресурса
• 1.3 Основные типы месторождений нефти
• 1.4 Особенности месторождений нефти
• 1.5 Анализ влияния токсичных газов на здоровье работающих в процессе нефтедобычи
• 1.6 Методы борьбы с нефтяным загрязнением почв
• 1.7 Методы очистки водоемов, вблизи бурения и добычи нефти
• Глава 2. Анализ технологии и методов добычи нефти в России
• 2.1 Основные методы добычи тяжелой нефти в РФ
• 2.2 Особенности добычи нефти на шельфовых месторождениях и подводные технологии
• 2.3 Наиболее перспективные технологии нефтедобычи
• 2.4 Характеристика Баженовского месторождения и используемые технологии. Обессоливание, как важный этап первичной обработки нефти и анализ способов ректификации нефти
• 2.5 Анализ и обоснование наиболее перспективных технологий добычи тяжелой нефти
• Глава 3. Описание стратегических направлений инновационного развития добычи нефти на Баженовских месторождениях
• 3.1 Выбор наиболее перспективных технологий добычи нефти
• 3.2 Экономическое обоснование внедрения технологий добычи
• 3.3 Формирование инновационной стратегии добычи нефти
• Заключение
• Список используемых источников

Введение

Актуальность исследования. Одним из ключевых сегментов экономики России является топливно-энергетический комплекс, в рамках которого ключевую роль играют предприятия нефтегазового комплекса. Функционирование последнего, как показывают реалии сегодняшнего дня, сопряжено с наличием весьма серьезных проблем, связанных с истощением минерально-сырьевой базы, ростом удельных затрат на геологоразведочные работы, высокой степенью износа основных фондов в перерабатывающей промышленности, несоответствием глубины переработки нефтяного сырья мировому уровню.

В последние несколько лет добыча природных углеводородов, в частности нефти, в Российской Федерации практически достигла показателей, которые были заложены в самый благоприятный вариант развития экономики страны. Однако, не смотря на положительные прогнозы и тенденции по ряду нефтяных месторождений, особенно месторождения Западной Сибири, стоит отметить некоторое снижение обеспеченности добычи запасов природных углеводородов, а также некоторое ухудшение геологических и промысловых характеристик месторождений, вовлеченных ранее и вовлекаемых в ближайшем будущем на освоение.

Данная ситуация возникла не только по естественной причине истощения природных резервуаров нефти и газа, но и ввиду отсутствия стратегий и скоординированных программ, касающихся воспроизводства сырьевой базы работающих месторождений и внедрения инновационных технологий при добыче полезных ископаемых в нефтегазоносных районах нашей страны.

Несомненно, уже на протяжении нескольких лет теоретически разрабатывается ряд методических и прикладных рекомендаций современного и эффективного проведения процесса добычи природных углеводородов, однако в современных условиях данная работа требует некоторой конкретики, дальнейшего развития и применения.

Решение проблем развития разработки и добычи нефти на нефтегазоносных объектах имеет особое значение для Северо-Западного региона страны. Данный регион обладает значительным потенциалом расширения сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности, его промышленные запасы с учетом ресурсов шельфа арктических морей будут играть в ближайшие годы значительную роль в топливно-энергетическом балансе и экспорте России из-за выгодного географического положения и близости к рынкам сбыта.

Баженовское месторождение со своими запасами высоковязкой нефти можно отнести к числу альтернативных источников углеводородного сырья, на которые в будущем человечество возлагает особые надежды. Однако такие виды нефти не могут быть извлечены обычными для нефтедобычи способами. Внедрение технологий высокозатратное мероприятие, требующее комплексной детальной проработки вопросов геологического, технологического и экономического характера.

Таким образом, целью данной выпускной квалификационной работы является разработка стратегических направлений инновационного развития добычи нефти на Баженовском месторождении.

Предмет исследования - перспективные технологии добычи нефти.

Объект исследования - Баженовское месторождение.

Для достижения поставленных целей определены следующие задачи:

- дать общую характеристику ТЭК России и нефти, как ценного природного ресурса;

- исследовать типы и особенности месторождений нефти;

- проанализировать влияние и методы борьбы с вредными и опасными факторами, влияющими на человека и природу при нефтедобыче;

- проанализировать методы и технологии добычи нефти;

- разработать стратегические направления инновационного развития добычи нефти на Баженовских месторождениях.

Глава 1. Общая характеристика ТЭК России и нефти, как ценного природного ресурса

1.1 Оценка роли ТЭК в России, его роли и значимости в бюджете и экономике страны

Топливно-энергетический комплекс (далее - ТЭК) России всегда играл важную роль в национальной экономике. Ввиду того, что стабильное развитие экономики и повышение конкурентоспособности на международной арене страны не может происходить без развития топливно-энергетического комплекса, именно данная сфера должна быть обеспечена бесперебойной и качественной работы промышленности, коммунального и сельского хозяйства.

В Российской Федерации на сегодняшний день практически половина доходов государственного бюджета формируется благодаря экспорту и валютным поступлениям от деятельности топливно-энергетических компаний, при этом обеспечивается четверть производства внутренней валовой прибыли. Именно поэтому основной задачей экономики нашей страны является устойчивое развитие ТЭК.

Для решения данной задачи применяются не только организационно-экономические инструменты, но и административно-правовые. Так, к данным инструментам следует отнести сертификацию и стандартизацию, государственные программы, страхование и лицензирование. Неотъемлемой частью применяемых инструментов остаются экологическое аудирование и привлечение инвестиций [1].

Огромное значение на развитие регионов, в частности индустриальной специализации, таких как Ханты-Мансийский АО, Ямало-Ненецкий АО, Республика Татарстан, Оренбургская область, Сахалинская область, Республика Коми, Пермский край и другие, имеет региональная энергетическая политика в системе стратегического управления. Особенно это важно в период, начиная с 2014 года, когда для страны были введены санкции, которые привели к снижению доходов предприятий нефтегазового комплекса. В данный период можно было наблюдать стремительный рост безработицы, рост инфляции. Тем не менее, с 2016 года ситуация стала улучшаться, так как региональная энергетическая политика позволила выявить различные факторы, оказывающие положительное влияние на получение выручки нефтегазовых предприятий.

В Республике Татарстан спрос на нефтепродукты определился снижением безработицы и ставкой рефинансирования Центрального Банка России. Такая же ситуация происходит и в Самарской области.

На сегодняшний день стоит обратить внимание и на такие аспекты снижения инвестиционной активности в топливно-энергетический комплекс, как уменьшение качества ресурсной базы по мере истощения работающих ныне месторождений; отсталость от развитых стран в части технологического оснащения и высокая зависимость от импорта необходимого оборудования, увеличение степени изношенности основного и вспомогательного оборудования топливно-энергетического комплекса, ухудшение характеристик сырьевой базы, что также приводит к ухудшению экологической ситуации в стране и нерациональному потреблению жизненно важных ресурсов [2].

Ввиду вышеизложенного, стоит отметить, что одним из определяющих факторов успешного дальнейшего развития российской нефтедобывающей отрасли становится более широкое привлечение иностранных инвестиций, как важнейшей составной части диверсификации наших внешнеэкономических отношений. Приток иностранного капитала рассматривается на данный период как одно из важных условий успешного экономического развития страны в целом и более полного и эффективного включения ее в систему современных международных хозяйственных связей.

Вместе с тем, разработка соответствующей инвестиционной политики в отношении иностранных компаний оказывается необходимым, но еще недостаточным условием для серьезного увеличения притока иностранного капитала в нашу страну, а проблемы дополнительного привлечения иностранных инвестиций и создание для них более благоприятного инвестиционного климата не сводятся только к принятию соответствующих законодательных актов. Известно, что помимо создания общих благоприятных условий предпринимательской деятельности в принимающих внешние капиталы странах существенную роль играют, также производственная специфика отрасли, наличие соответствующих внутренних финансовых ресурсов, общее экономическое положение в стране, особенности организации и функционирования национальных компаний, как государственных, так и частных [3].

Решением проблемы притока инвестиций, а также улучшения условий экспорта стало вступление России в ВТО. Таким образом, вступление России в ВТО привело к росту российской экономики как минимум на 3,3%, а в долгосрочном периоде планируется рост на 11%.

Импортные пошлины на технологическое оборудование и технологии, вероятно, снизятся, и нефтяникам будет выгодно закупать то оборудование, которое не производит Россия.

В то же время обеспечение потребностей на внутреннем рынке диктуется соображениями энергетической безопасности страны и предопределяет развитие российской экономики как ресурсно-инновационной. На данный момент одним из многочисленных факторов, ограничивающим экспорт нефти, являются высокие таможенные пошлины.

Несомненно, на сегодняшний день требуется также комплексный подход в решении проблем топливно-энергетических компаний, который позволил бы привлечь их внимание к инновационным подходам разработки нефтегазовых месторождений и, как следствие, достичь большие стратегические цели по импортозамещению.

И, подводя итог вышеизложенному, несмотря на то, что в данный момент существует ряд проблем, препятствующих быстрому и стабильному развитию топливно-энергетического комплекса страны, несмотря на существенный износ материально-технической базы промышленных предприятий и недостаточный интерес к инновационной активности, в России в 2017 году было добыто 560 млн. тонн нефти, что составляет практически 13% от нефтедобычи во всем мире. Таким образом в 2017 году была сохранена бюджетообразующая роль топливно-энергетического комплекса России [1].

1.2 Физико-химические свойства и значение нефти, как природного ресурса

Нефть как одна из разновидностей горных осадочных пород, стоящих в одной линейке вместе с каменной солью, песком, некоторыми видами каолина и известняка, все же имеет ряд преимуществ и обладает, несомненно, важным свойством - горючестью. Тем не менее, среди всех горючих веществ именно нефть обладает наибольшей теплотворной способностью, что и делает ее такой ценной.

С химической точки зрения нефть является смесью парафиновых углеводородов и других углеродистых соединений. Основной состав нефти следующий: около 87% углерода, 11-15% водорода, по 1-2% кислорода, азота и серы, но количество серы может доходить и до пяти процентов. Кроме того, в нефти можно выделить углеродную, асфальто-смолистую, порфириновую и зольную части, в которых может выделяться газ, исходящий в атмосферу при выходе нефти на поверхность земли [4].

Основную и важную часть нефти составляют три вида углеводородов, которые и определяют физико-химические свойства нефти:

- парафиновые (метановые) углеводороды, количество атомов углерода которых превышает количество атомов водорода в два раза. Такие углеводороды имеют основную формулу С_nН_2n+2 и являются наиболее устойчивыми в химических процессах. Однако могут быть представлены во всех трех агрегатных состояниях, что по-разному влияет на свойства нефти (снижение вязкости, увеличение значения упругости паров). Сюда можно отнести СН₄, С₂Н₆, С₃Н₈, бутан и изобутан С₄Н₁₀;

- нафтеновые углеводороды, имеющие циклическое строение и формулу С/С_nН_2n, то есть, состоят из нескольких (преимущественно пяти-шести) групп СН₂, соединенных между собой в кольчатую систему. Такие углеводороды имеют высокую плотность и меньшую упругость паров;

- ароматические углеводороды, которые имеют формулу С_nH_n и наиболее бедны водородом. Такие углеводороды имеют высокую растворяемость, более высокую плотность и температуру кипения.

Во всех видах нефти присутствует также сера, которая может находиться как в свободном состоянии, так и в виде сероводорода или меркаптана. Зольный остаток, образующийся при сжигании нефти, представляет собой минеральные соединения с железом, никелем, ванадием и даже солями натрия.

Ввиду того, что физико-химические свойства нефти определяет способы ее переработки и оказывает влияние на выбор продуктов, получаемых в процессе переработки, существует масса критериев, по которым можно дать исчерпывающую характеристику свойствам нефти.

Одним из наиболее общих показателей, которые характеризуют свойство нефти и которое устанавливается стандартами различных стран совершенно по-разному, является плотность. Плотность нефти является отношение единицы массы к взятому объему. По данной характеристике можно судить об углеродном составе нефти ввиду того, что для различных групп углеводородов она будет также различна. Например, если нефть является более плотной, то можно говорить о том, что в ней содержится больше ароматических углеводородов. А если плотность невелика, то в нефти больше парафиновых углеводородов. Поэтому, плотность может говорить не только о химическом составе, но и о качестве.

Наиболее важным показателем качества нефти является фракционный состав, который можно определить посредством постепенного испарения в процессе лабораторной перегонки. Так, во время постепенного повышения температуры из нефти отгоняют части (фракции), отличающиеся друг от друга пределами выкипания и характеризующиеся начальными и конечными температурами кипения [3].

Таким образом разделяют следующие фракции нефти:

- бензиновая фракция (начало кипения при 140⁰С);

- тяжеля нафта или лигроиновая (140-180⁰С);

- керосиновая фракция (140-220⁰С);

- дизельная фракция (180-350⁰С).

Фракция, выкипающая выше 350⁰С является остатком после отбора светлых дистиллятов и называется мазутом [3].

В нефти и нефтепродуктах всегда содержится вода, которая попадает (дважды смешиваясь) в нефть в процессе добычи вместе с сопутствующей ей пластовой водой или в процессе переработки при обессоливании. Таким образом, вода представляет собой либо обычную взвесь, которую моно собрать при отстаивании, либо в виде стойкой эмульсии. В данном случае следует применять особые приемы обезвоживания нефти, так как образование эмульсий способствует большим финансовым потерям.

Именно из-за содержания воды в нефти необходимо вводить специальные поправки при расчете массы нетто и брутто и учитывать, что вода также является показателем качества. Ведь, попадая на оборудование по переработке, вода может вызвать коррозию металлических поверхностей и, как следствие, выход оборудования из строя.

Более точно определить содержание воды можно по ГОСТ 2477-65.

Следующим показателем качества, и в общем свойств нефти являются механические примеси, которые представлены в виде крупных и мелких частиц песка и различных пород.

Вязкость нефти является важнейшей физической константой, характеризующей эксплуатационные свойства котельных, дизельных топлив и других нефтепродуктов. Особенно важна эта характеристика для определения качества масленых фракций, получаемых при переработке нефти и качества стандартных смазочных масел.

По значению вязкости судят о возможности распыления и перекачивания нефтепродуктов, при транспортировке нефти по трубопроводам, топлив в двигателях и т.д.

Определить вязкость нефти возможно определив предварительно структуру углеводородов. Так, наименьшую вязкость имеют парафиновые углеводороды, а наибольшую - нафтеновые. Кроме того, чем более вязкая нефть, тем выше требуется температура для процесса выкипания.

Еще одно важное свойство, которым обладает нефть - это испаряемость. Как известно, любая жидкость может испаряться, поэтому, при определенных условиях давления (давление насыщенного пара) и температуры испарения над поверхностью нефти также находятся пары. В данном случае давление как жидкой фазы, так и пара будет одинаковым, а число молекул, которые стремятся перейти в жидкость равно числу молекул жидкости, совершающей обратный переход. Соответственно, при повышении температуры давление насыщенных паров также будет расти по сложной функции в зависимости от соотношения объемов пространства, в котором находятся пар и жидкая фаза нефти.

Таким образом, интенсивность испарения нефти будет зависеть именно от давления насыщенных паров, что и определяет пусковые качества полученных из нефти топлив и склонность их к образованию паровых пробок.

1.3 Основные типы месторождений нефти

Типы месторождений нефти можно определить согласно генетической основе типизации залежей, которая определяет генезис ловушек, устанавливаемых характеристиками структурно-тектонической и литофациальной морфологии, что и обеспечивает надежную консервацию залежей. Другими словами - тип месторождения зависит от морфогенетических параметров природных резервуаров.

Геологическое тело, которое представляет собой часть природного резервуара и характеризуется достаточными фильтрационными и емкостными свойствами, называется ловушкой. Ловушка также ограничивается со всех сторон непроницаемыми видами пород, так называемыми флюидоупорами, которые не дают возможности нефти распространяться за пределы месторождения.

Большинство залежей или месторождений нефти принято классифицировать в соответствии с тектоническим положением. Так, выделяют залежи литологического, рифового, структурного, стратиграфического и комбинированного типов.

Кроме того, можно утверждать, что месторождение является некоторой группой залежей не только одного, но и нескольких типов в одном резервуаре с подобными геологическими условиями залегания пород.

Стоит также выделить и такое понятие, как зона нефтенакопления, которая представляет собой совокупность залежей. Эти залежи объединяются одним общим характером структурно-тектонических условий. Так, согласно вышеизложенному, можно выделить антиклинальную, литологическую, стратиграфическую, рифогенную и комбинированную зону нефтенакопления [4].

Разработкой различных классификаций месторождений нефти занимались многие ученые, такие, как Губкин И.М., Бакиров А.А, Вассоевич Н.Б., Еременко Н.А., а также многие другие. Однако, на сегодняшний день чаще используют геолого-генетическую классификацию месторождений нефти, разработанную Бакировым А.А.

В таблице 1.1 представлена данная классификация.

Стоит отметить, что ввиду универсальности характера при изучении природных резервуаров, залежей, ловушек и месторождений природных углеводородов широко применяются морфогенетические показатели, которые и классифицирую зоны нефтенакопления.

Данные морфогенетические показатели следует рассматривать в единстве со структурно-тектоническими, седиментационными, литолого-фациальными и денудационно-эрозионными характерными типами залежей, при этом стоит все же выявлять доминирующие.

Таблица 1.1

Классификация зон нефтегазонакопления

Тип	Группа	Характеристика зоны
1	2	3
Антиклинальный (структурный)	Зоны, формирование которых связано: 1 - с линейно вытянутыми «цепочковидными» поднятиями на платформах и антиклинальными линиями в складчатых и переходных областях	Скопления УВ приурочены к отдельным локальным поднятиям, участвующим в строении вала; единое скопление УВ, контролируемое структурой валоподобного поднятия в целом
	2 - с изометричными куполовидными и брахиформными поднятиями	Скопления УВ приурочены к отдельным локальным поднятиям, участвующим в строении зоны; единое скопление УВ, контролируемое структурами и поднятием в целом
	3 - с региональными разрывными нарушениями и связанными с ними приразломными структурами	Скопления УВ приурочены к системе приразломных поднятий, группирующихся вдоль региональных разрывных нарушений; к моноклиналям, нарушенным региональными и осложняющими их приразломными структурами
	4 - с зонами развития солянокупольных структур	Скопления УВ приурочены к системам линейно вытянутых соляных куполов; к системе соляных куполов, концентрически округлых очертаний
	5 - с региональным развитием трещиноватости в породах	Скопления УВ приурочены к участкам и линейным зонам тектонической трещиноватости; к участкам седиментационной трещиноватости
Рифогенный	Зоны, формирование которых связано: 1 - с рифогенными образованиями 2 - с барьерными рифами	Скопления УВ приурочены: к атолам, одиночным рифовым или биогермным массивам к барьерным рифам
Литологический	Зоны, формирование которых связано: 1 - с региональным изменением литологического состава отложений и выклиниванием коллекторов вверх по восстанию слоев	Скопления УВ приурочены: к участкам регионального замещения коллекторов непроницаемыми породами; к участкам регионального выклинивания пластов-коллекторов на склонах поднятий и бортах впадин; к участкам развития песчаных валоподобных поднятий типа баров в прибрежных частях палеоморей; к участкам развития песчаных прибрежно-дельтовых образований палеорек (шнурковых, рукавообразных)
	2 - с песчаными образованиями вдоль прибрежных частей и береговых линий древних морей
Стратиграфи- ческий	Зоны, формирование которых связано с региональным срезанием и несогласным перекрытием коллекторов непроницаемыми глинистыми или соленосными слоями	Скопления УВ приурочены: к участкам региональных стратиграфических несогласий на платформенных поднятиях и моноклиналях; к участкам развития трещиноватых вулканогенных пород, несогласно залегающих среди толщ осадочного генезиса
Литолого-стратиграфический	Зоны, формирование которых связано с выклиниванием коллекторов, несогласно перекрытых непроницаемыми отложениями более молодого возраста	Скопления УВ приурочены: к участкам регионального выклинивания и стратиграфического срезания коллекторов на склонах поднятий и бортах впадин; к участкам регионального выклинивания вблизи эродированных выступов кристаллического фундамента

Тем не менее, если учесть также условия седиментации, можно выделить три основных типа природных резервуаров и ловушек нефти. К ним можно отнести пластовые, линзовые и массивные. Более того, данные типы представляются четырьмя классами:

I. Класс - структурные ловушки (например, антиклинальные, брахиантиклинальные, куполовидные, прочее) и пластовые, сводовые или массивные месторождения;

II. Класс - рифогенные (например, рифовые, биостромные и другие) ловушки и сводовые рифовые массивные месторождения;

III. Класс - литологические заливообразные или шнурковые ловушки и литологически ограниченные пластовые или массивные месторождения;

IV. Класс - стратиграфические (неантиклинальные) заливообразные или эрозионные ловушки и стратиграфически ограниченные пластовые или массивные месторождения.

Наряду со структурно-тектоническими, седиментационными и денудационно-эрозионными факторами в образовании различных модификаций эрозионно-тектонических и эрозионно-останцовых ловушек и комбинированных массивных залежей, в т.ч. в рифогенных останцах древнего рельефа, активную роль играют палеогеографические. Особую группу залежей и месторождений углеводородов составляют также комбинированные литолого-стратиграфические скопления.

Кроме указанных основных типов ловушек и залежей, для классификации месторождений в градациях, указанных для залежей, в практике поисков могут применяться различные сочетания приведенных типов. При этом необходимо сохранять в качестве определяющих рекомендованные категории залежей.

1.4 Особенности месторождений нефти

К особенностям образования месторождений нефти применяются некоторые руководящие геолого-геохимические свойства формирования залежей, таких, как:

1) вследствие катагенетических превращений в процессе литогенеза и катагенеза органических веществ происходит генерация нефти. Такая генерация происходит в осадочном бассейне по мере спускания и по мере изменения скорости опускания/поднятия тектонических зон, а также по мере погружения глинистых нефтематеринских пород;

2) ввиду того, что темноцветность представляет собой важный показатель нефтематеринских отложений, то наличие в разрезе гумусового и сапролевого типа темных глин, особенно в количестве 0,01%, говорит о наличии нефтематеринских отложений. В случае, когда основная масса глин и органических веществ представлены в виде красных, коричневых, зеленых или же голубых пород, то можно смело утверждать, что нефтепроизводящего потенциала в данном месте наблюдать не приходится [5];

3) одним из определяющих факторов наличия генерации нефти в месторождении является степень литогенеза осадочных пород и определенный уровень катагенетического преобразования органических веществ. Масштабы и степень активности образования нефти характеризуются протокатагенезом, мезокатагенезом и апокатагенезом, причем степень активности будет возрастать с ростом органических веществ в нефтематеринских отложениях;

4) наличие в природных резервуарах пород-коллекторов, представленных различными видами песка, трещиноватых пород и известняка, которые также способствуют фильтрации больших количеств углеводородных флюидов;

5) наличие природных резервуаров и ловушек, способные вместить в себя и сохранить при помощи флюидоупоров промышленное количество ископаемых углеводородов;

6) накопление нефти, происходившее в палеозое, мезозое и кайнозое при соответствующих термодинамических и термокаталитических условиях, на завершающей стадии; разное время формирования залежей в палеозое, мезозое и кайнозое в различных тектонических зонах по мере образования в них соответствующих термодинамических и термокаталитических условий, отвечающих главной фазе нефтеобразования (при опускании материнских пород до зоны с температурой от 50 до 165°С), обычно более длительное - в мезозое. 7. Находилось в литеральной миграции. После дальнейшего погружения пород истощенное органическое вещество начинает генерировать газообразные углеводороды.

Для анализа условий нефтенакопления и нефтегенерирования остается важным выяснение условий и периодичности накопления осадков с выделением седиментационных циклов [5].

Вышеуказанная цикличность накопления осадков особенно четко может проявляться при связи с тектонической цикличностью и такими ее показателями, как перерывы, размывы и несогласия в накоплении органических осадков.

Первый показатель тектонической цикличности дает возможность оценить величину и мощность размытых отложений в центральной части осадконакопления, а также скорость восходящих движений образования региональных наклонов слоев на моноклиналях.

Можно рассмотреть наиболее распространенные типы второго показателя тектонической цикличности - несогласия. При расчете региональных и локальных структурных форм используют наиболее распространенные типы несогласий.

В пределах молодых и древних платформ и их краевых прогибов самым распространенным видом несогласий являются трансгрессивные перекрытия отложений в краевых зонах впадин и прогибов (рисунок 1.1).

Для них свойственны значительная мощность размытых осадков (до 1000 м и более), резкое погрубение отложений в подошве трансгрессивной части цикла и, как правило, заметные угловые несогласия между циклическими толщами, достигающие 8-10 и более градусов.

Здесь же широко распространено трансгрессивное (стратиграфическое) прилегание горизонтов с облеганием подстилающих образований, для которых, кроме угловых несогласий, свойственно выпадение значительной мощности (до 200 м и более) в низах перекрывающей серии. Чаще это несогласие конседиментационное.

По северному склону Кавказа и западному склону Урала отмечаются подводнооползневые несогласия, а также скрытые внутриформационные несогласия и перерывы, сменяющиеся вверх по восстанию слоев трансгрессивным перекрытием отложений. Рассмотрим особенности циклической седиментации и характер строения седиментационных циклов на примере мезокайнозойских отложений Скифской плиты, та же специфика седиментационной цикличности сохраняется и для других осадочных бассейнов эпипалеозойских и более древних плит.

1 - стратиграфическое несогласие: а - параллельное несогласие; б - параллельное прилегание; в - плащеообразное облегание; 2 - краевое несогласие: а - трансгрессивное перекрытие; б - трансгрессивное прилегание; в - регрессивное прилегание; 3 - географическое (картографическое ) несогласие; 4 - угловое несогласие: а - региональное; б - местное; 5 - конседиментационное (дисперсное) несогласие; 6 - подводно-оползневое несогласие; 7 - азимутальное несогласие: а - региональное; б - местное.

Рисунок 1.1 - Основные виды и разновидности несогласий (по В.Е. Хаину)

В составе седиментационных циклов выделяются динамическая и статическая части. Первая включает трансгрессивный (в нижней части серии) и регрессивный (в верхней части) комплексы осадков, формирование которых связано с активной динамикой водной среды, вторая содержит промежуточную серию нормально морских отложений, формировавшихся в условиях спокойной водной среды.

В качестве особенностей выделения и анализа седиментационных циклов в осадочных бассейнах платформенных и геосинклинальных систем и значения их для оценки тектонодинамики и формационного состава осадков следует отметить следующее.

Седиментационные циклы, отождествляемые с тектоническими циклами, наиболее четко выраженные по периферии осадочного бассейна в ограниченных перерывами комплексах осадков, характеризуются стратиграфической «неполнотой» за счет межформационных и внутриформационных перерывов, размывов и выпадения части разреза.

Регрессивные составляющие терригенных толщ, отличающиеся погрубением осадков в кровле разреза, полностью выклиниваются в направлении суши, а трансгрессивные - более грубообломочные в подошве циклической серии, замещаясь к центру седиментационного бассейна глубоководными глинистыми образованиями с уменьшением мощности.

1.5 Анализ влияния токсичных газов на здоровье работающих в процессе нефтедобычи

С точки зрения повышенного риска возникновения профессиональны заболеваний при нефтедобыче специальность буровика является наиболее опасной. Такое обстоятельство возникает вследствие наличия определенных условий добычи природных углеводородов, начиная с географического расположения буровой станции и заканчивая самой особенностью нефтяной отрасли. Ввиду вышеизложенного, систематический анализ вредных и опасных факторов, возникающих при работе буровика, а также разработка методов их предотвращения или хотя бы снижения является достаточно актуальными.

Так как большинство мест добычи нефти в Российской Федерации находятся на территории Западной Сибири, то работники характерных для анализа предприятий находятся под постоянным воздействием неблагоприятных климатических условий, таких как низкая температура окружающей среды, ветер, большие осадки или же наоборот - интенсивное солнечное излучение. Более того, во время производственного процесса добычи нефти присутствуют деструктивные воздействия на организм человека от сильных локальных вибраций и шума. Не меньшую опасность представляет собой и использование химических реагентов для приготовления буровых и очистительных смесей, тампонажных растворов и многих других технологических жидкостей.

Таким образом можно утверждать, что работа по добыче нефти является тяжелым и очень тяжелым трудом.

Стоит отметить, что особенности нефтяного производства, а также специфика выполняемых работ на всех этапах технологического процесса являются высоко взрыво- и пожароопасными. Такое обстоятельство определяет следующего вредного фактора - постоянного нервно-эмоционального напряжения.

Возвращаясь к вопросу о влиянии климатических условий, можно выделить наиболее влиятельные на организм человека, а именно температуру, влажность и скорость ветра. Эти показатели ухудшают общее состояние человека путем нарушения правильного теплообмена кожи с окружающей средой. Причем скорость ветра может оказывать как положительное, так и отрицательное влияние. Если скорость ветра или скорость движения воздуха небольшая, приемлемая, то теплообмен между кожей и окружающей средой нарушен не будет. Если же скорость ветра большая, то повышается риск возникновения сквозняков, следствием которых является увеличение количества простудных заболеваний.

Таким образом, климатические условия и микроклиматические условия при работе по добыче нефти играют немаловажную роль и могут как хорошо влиять на организм человека, так и ухудшить его самочувствие.

Ввиду того, что технологический процесс бурения скважин и непосредственной добычи нефти связан с работой множества механизмов и машин, которые вызывают шум и локальные вибрации, следует обратить внимание на установленные нормы согласно ГОСТ 12.1.003-83. При нарушении норм возникают такие нарушения работы организма человека, как нервное истощение, возникновение и обострение сердечно-сосудистых заболеваний, снижение аппетита и разлад пищеварительной системы, что проявится в итоге общим плохим состоянием и даже потерей работоспособности.

Работа механизмов и машин может стать причиной ушибов и травм, в том числе и таких, которые приводят к полной потере трудоспособности, инвалидности, а в самых тяжелых случаях - к летальному исходу.

Одним из важных показателей гигиены труда является производственное освещение. Если освещение на рабочем месте недостаточное, то появляется утомляемость, ухудшается психологическое состояние. Анализ отраслевых нормативных документов показал, что на сегодняшний день нормы освещенности занижены в пять раз по сравнению со СНиП 23-05-95. Возможно, такое обстоятельство имеет место быть ввиду того, что буровая установка рассматривается не как рабочее место в производственном помещении, а как строительная площадка. Однако, плохое освещение затрудняет профессиональную деятельность из-за нарушения координации и ориентирования в пространстве, приводит к травмам.

В нефтегазовой промышленности постоянно используют различные химические вещества. Они, несомненно, представляют большую опасность не только для трудоспособности, но и для жизни человека. Основными химическими веществами, которые представляют опасность на производстве нефтедобычи и применяются в строительстве скважин, являются двуокись углерода, сероводород, сама нефть и природный газ. На всех этапах строительства скважин присутствие данных веществ является опасным. Однако нет возможности исключить их в производстве или каким-либо образом снизить количество контактов. Поэтому возможны такие заболевания, как потеря зрения, кожные заболевания, заболевания слизистой носа и рта [5].

Учитывая вышеизложенное и анализируя статистику профессиональных заболеваний при нефтедобыче можно констатировать то, что лишь 27% работников нефтяной промышленности могут считаться практически здоровыми, остальные же имеют хроническую патологию. Среди патологий также есть определенная статистика. Так, наибольший процент заболевшие имеют проблемы с опорно-двигательным аппаратом (33,5%), сердечно-сосудистые заболевания составляют 30%, заболевания ЛОР-органов составляют 18% и желудочно-кишечного тракта 11% [6].

Несомненно, условия труда и вредные факторы, возникающие на предприятиях нефтедобычи, становятся главной причиной профессиональной заболеваемости, а значит изучение данных факторов, анализ причин и разработка новых, инновационных методов снижения влияния опасных факторов на организм человека является на сегодняшний день актуальным.

1.6 Методы борьбы с нефтяным загрязнением почв

Кроме вредных и опасных факторов, влияющих на здоровье и жизнь человека в нефтедобыче существует также угроза загрязнения почв.

Для предотвращения и борьбы с нефтяным загрязнением почв существуют физико-химические, механические и термические методы. Однако, данные методы являются наиболее дорогостоящими и эффективными лишь при определенных условиях и определенном уровне загрязнения. Например, данные методы не работают в случаях, когда происходит дополнительное внесение загрязнения, тогда не обеспечивается полнота очищения почвы.

Сейчас широко применяют механические методы, которые основаны на применении электрического тока - электрохимические или электрокинетические.

Электрохимические методы - методы, применяемые при очищении почв от хлористых соединений с углеводородами, фенолов и других нефтепродуктов. Данный метод основан на пропускании электрического тока сквозь грунты и почву, посредством чего осуществляется электролиз воды в паровом пространстве, электрохимическое окисление, электрофлотация и коагуляция. Таким образом эффективность очищения почвы от загрязнения нефтью и нефтепродуктами составляет от 95 до 99% [6].

Существует еще один верный способ очистки почв - метод промывки. Данный метод основан на применении растворов с поверхностно-активными веществами, такими, как ОП-10 или ОЖК в соотношении 1:16 (соответственно грунта к раствору). Степень очистки почв при применении данного метода с учетом использования лишь 0,02% раствора ОП-10 составляет 99,2%. Если же использовать такое же процентную концентрацию раствора ОП-10, но в соотношении 1:30, то степень очистки дерновокарбонатных почв составит 93,5% [6].

В качестве промывающих веществ также используются растворы с активным кислородом, щелочью и активным хлором.

После обработки всеми вышеперечисленными веществами земли возвращаются на рекультивацию.

Стоит отметить, что для обеззараживания грунтов требуется не менее 12-48 месяцев, причем нефтепродукты частично вытесняются и извлекаются.

На сегодняшний день наиболее перспективным и наиболее действенным остается способ биотехнологического расклада, который основывается на использовании различных групп микробов путем их заселения в почву. Ввиду того, что многие микроорганизмы обладают свойством утилизировать трудноразлагаемые препараты антропогенного происхождения, называемые ксенобиотиками, опыты показали высокую дееспособность к быстрой метаболической перестройке и обмену генетическим материалом, что дает возможность данному методу гарантировать высокую степень очистки почв от загрязнения нефтью и нефтепродуктами.

На основании применения данного метода был разработан термин, обобщающий несколько технологий и устройств, предназначенных для биологической очистки почв - это биоремедиация, которая включает в себя два основных подхода:

- биостимуляция, заключающаяся в активации деградирующей способности аборигенной микрофлоры путем внесения кислорода, некоторых субстратов и биогенных элементов. Биостимуляция делится на два вида: биостимуляция insiti, осуществляемая непосредственно в месте загрязнения, и биостимуляция invitro, когда сначала проводятся лабораторные исследования по очистке проб почвы, а затем уже непосредственно в месте загрязнений;

- биодополнение, заключающаяся во введении генноинженерных или жеприродных штаммов-деструкторов чужеродных соединений.

Еще одним эффективным способом борьбы с загрязнениями нефтью и нефтепродуктов является биорекультивация почв, которая заключается в таком биологическом процессе, который проводится в несколько стадий. Каждая из данных стадий включает физико-химические методы, методы детоксикации, а также применение биопрепаратов, органических и минеральных веществ [7].

Таким образом, интродукция микроорганизмов приводит к положительным результатам только при создании соответствующих условий для развития внесенной популяции, для чего необходимо знать физиологические особенности интродуцента, а также учитывать складывающиеся микробные взаимодействия.

1.7 Методы очистки водоемов, вблизи бурения и добычи нефти

Несомненно, нефтедобывающая промышленность не обходится и без загрязнений водоемов, особенно находящихся вблизи бурения и добычи нефти. Находящиеся в стоках и водоемах примеси нефти и нефтепродуктов, а также остатков буровых растворов, как правило представлены в виде нерастворимых веществ во взвешенном состоянии.

Для того, чтобы очистить водоемы от взвешенных механических примесей и от некоторых органических загрязняющих веществ, на сегодняшний день существуют механические методы, таки, как отстаивание, процеживание и фильтрование. Иногда загрязненную воду пропускают через гидроциклоны или центрифуги с целью отделить в поле центробежных сил загрязняющие вещества.

Фильтрование же чаще применяют для очистки воды от мелкодисперсных частиц [8].

На сегодняшний день широко применяются так называемые нефтеловушки (рисунок 1.2), предназначенные для улавливания из воды остатков нефти и нефтепродуктов. Принцип работы таких автономных сооружений основан на использовании гравитационных сил, то есть сточные воды очищаются путем отстаивания.

Рисунок 1.2 - Схема нефтеловушки

Стоит отметить, что ловушки продуктов (продуктоловушки) работают по тому же принципу, только их задача -- очистка стоков от специфических веществ, таких как парафин (нефтехимические предприятия).

Сегодня различают несколько основных типов нефтеловушек (нефтеуловителей):

- горизонтальные;

- радиальные;

- многоярусные (тонкослойные).

Горизонтальные нефтеуловители или нефтеловушки представляют собой большие резервуары-отстойники с несколько параллельно расположенными секциями, которые образованы перегородками. Из распределительной камеры, расположенной отдельно, нефтесодержащие стоки, двигаясь по трубопроводам, просачиваются через щели в перегородках в каждую секцию нефтеуловителя. Очищенные от нефтепродуктов воды движутся к концу секции под затопленной стенкой, удерживающей нефть, и, пройдя через водослив, попадают в специальный отводящий лоток, а оттуда уже в трубопровод. В зимний период поверхность жидкости обогревается посредством змеевика, это делается для уменьшения вязкости нефти.

Скребковый транспортер, по мере накопления нефти на поверхности, сгоняет ее к щелевым поворотным трубам, через которые она и удаляется из нефтеловушки. Тот же транспортер убирает и осадок, выпадающий на дно отстойника, сгребая его к приямку. Оттуда отстой через илопровод периодически выводят посредством донных клапанов или же гидроэлеваторов.

Эффективность работы нефтеуловителей в значительной степени зависит от того, насколько хорошо и надежно работают шламо- и нефтеудаляющие устройства, то есть скребковые транспортеры. Ведущий и ведомый вал относительно друг друга должны быть установлены строго параллельно, а натяжение цепей (правой и левой) должно быть одинаковым. В противном случае может произойти внезапный разрыв цепей, что выведет из строя скребковые транспортеры, а это, в свою очередь, приведет к полному отключению всех секций нефтеловушек. Ремонт нефтеуловителя будет достаточно длительным и сложным, что повлечет за собой простои.

Нефть может сгоняться к щелевым трубам с помощью воздуха, однако в таком случае требуется периодическая очистка секций нефтеловушек от выпадающего осадка, для чего необходимо время от времени выключать нефтеуловители и опорожнять их секции. Периодичность их вынужденного отключения определяют в процессе эксплуатации.

Стоит отметить, что у всех существующих на сегодняшний день нефтеловушек есть некоторые недостатки. К примеру, при наладочных работах очень сложно выполнить регулировку распределительных устройств из-за их жесткого соединения со стенами, в силу того, что изготавливают щелевые перегородки, как правило, из железобетона.

Для равномерного распределения рабочего потока по секции в некоторых случаях добавляют еще одну перегородку с равномерно распределенными по ней отверстиями диаметром от 20 до 30 миллиметров. Количество этих отверстий определяют исходя из их же общей площади, которая равна 6-8% площади поперечного сечения той секции, где осуществляют установку дополнительной перегородки. Данная перегородка может быть изготовлена из любого легкого пленочного материала (капрон, полиэтилен, лавсан), главное, чтобы этот материал был устойчив к нефти [8].

Стоит отметить, что установка дополнительных дырчатых перегородок по длине очистительной системы с интервалом 6h (h - глубина сооружения), позволяет увеличить производительность нефтеловушки при аналогичной эффективности в полтора раза.

Перегородки из пленочного материала устанавливают в нескольких сечениях секции нефтеуловителя в свободном пространстве между скребками (верхние и нижние). Крепятся они, главным образом, к верхней части стенок секций. Делается это следующим образом. К трубе, по бокам которой расположены кронштейны, крепится верхний край перегородки. Чтобы натянуть легкий материал перегородки, к нижнему ее краю прикрепляют еще одну трубу. Затем верхнюю трубу на кронштейнах просто прикрепляют к стенкам секции.

Для предотвращения засорения гидроэлеватора какими-либо крупными загрязнениями в канале перед очистными системами устанавливается специальная решетка канализационного типа. Желательно, чтобы зазоры между ее прутьями были не более 10 миллиметров.

В нефтеловушке вода движется со скоростью от 3 до 10 миллиметров в секунду. Толщина слоя всплывшей нефти составляет около 0,1 метра. Площадь отверстий в распределительной перегородке обычно не превышает 6-7 процентов ее общей площади поверхности. При этом потери водяного напора в сооружении могут составлять всего 0,4-0,5 метров [9].

Все больше и больше находят применение физико-химические методы очистки воды от нефтепромысловых загрязнений как самостоятельный способ, так и в комплексе с другими методами очистки. Данная методика получила свое распространение ввиду возрастающего использования на нефтедобывающих предприятиях оборотных систем водоснабжения, характеризующихся извлечением из стоков наиболее полезных продуктов для повторного использования. Однако, данные системы требуют наиболее качественной очистки сточных вод.

Так, в качестве физико-химических методов используют методы коагуляции, флотации и многое другое, причем такие методы, как электрохимические, ректификация и перегонка не могут быть универсальными в данном случае и используются лишь как вспомогательные методы очистки сточных вод для систем оборотного водоснабжения. Такое обстоятельство обусловлено в первую очередь большой энергоемкостью и ограниченностью по производительности.

Чисто химические методы включают в себя озонирование, хлорирование и умягчение воды, однако данные способы применимы только лишь после механической обработки воды, то есть очистки воды от тяжелых взвесей или же после биологической очистки от растворенных в воде примесей нефти и нефтепродуктов (тетраэтилсвинца, сероводорода и других). Конечно, данные методы очистки являются достаточно действенными. Например, при воздействии озоном на воду, загрязненную тетраэтилсинцом эффективность составит до 90%, а при воздействии дополнительно силикагеля, который применяется как катализатор, можно достичь эффективности очистки сточных вод до 100%. Однако стоит отметить, что концентрация озона не должна быть менее 15 мг/л и время контакта - не менее одного часа [10].

Для очистки сточных вод на предприятиях нефтедобычи широко используются аэротенки, биофильтры и другие различные окислительные установки, предназначенные для удаления растворенных в воде органических веществ. После данного вида обработки воды содержание нефтепродуктов снижается на 20%, что соответствует 5-10 мг/л при начальном содержании примесей 20-50 мг/л [10].

Самый доступный и самый дешевый способ очистить водоемы от буровых сточных вод - это метод коагуляции, основанный на принципе оседания взвешенных частиц и химических веществ, свойства которых не позволяют удалить их обычными методами отстаивания и фильтрования. В качестве коагулянтов чаще всего используется сернокислый алюминий, что позволяет характеризовать сам процесс очистки действенным, так как вода при такой очистке считается не просто прозрачной, а практически чистой. Такую воду можно повторно использовать для технических нужд и в технологических процессах бурения скважин. Несомненно, перед подачей на коагуляцию, воду следует сначала подвергнуть отстаиванию и фильтрации.

Не смотря на некоторые преимущества и действенность, вышеперечисленные методы, такие как фильтрация и окисление озоном, не получили широкого распространения для очистки буровых сточных вод.

Для очистки пластовых и в целом промысловых сточных вод наиболее широко в нефтяной и газовой промышленности применяют самый простой и дешевый способ ? отстой в резервуарах-отстойниках. Однако такой способ не всегда обеспечивает необходимую степень очистки. Дополнительно используют фильтры, гидроциклоны. С помощью флотации из сточных вод удаляют эмульгированные нефтепродукты и твердые частицы, которые не задерживаются в нефтеловушках. Для повышения эффективности флотационной очистки применяют различные коагулянты (водные растворы глинозема, хлорного железа и др.). Продолжительность нахождения сточной воды во флотаторах 10-20 мин [11].

Для очистки сильно эмульгированных стоков применяют электрофлотаторы ? в результате электролиза сточной воды под действием постоянного электрического тока очищаемая вода насыщается микропузырьками. Обработки сточных вод в электрическом поле микродуговыми разрядами позволяет разлагать органические соединения под действием образующегося при этом озона.

Использование на нефте- и газодобывающих предприятиях сооружений, включающие каскады биологической и механической очистки сточных вод, малоэффективно из-за их громоздкости и большой стоимости. Капитальные затраты на их строительство достигают 30 % от стоимости предприятий. Высокоэффективно сочетание различных методов очистки промысловых сточных вод, например, отстаивания или электрофлотации и метода микродугового разряда.

Утилизация нефтепромысловых сточных вод для поддержания пластовых давлений на разрабатываемых нефтяных месторождениях позволит решить проблему защиты водоемов от загрязнения.

Кроме загрязнения окружающей среды пластовые воды вызывают интенсивную коррозию нефтепромыслового оборудования из-за наличия остаточного газа, механических примесей, растворенных солей, кислорода, химических реагентов, продуктов коррозии, а также появления в них на поздней стадии разработки месторождения сероводорода в результате жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. Коррозия приводит к нарушению герметичности колонн, а попадающие в почву сточные воды вызывают засоление почвы и грунтовых источников питьевой воды. В связи с этим пластовые воды обрабатывают ингибиторами коррозии, на внутреннюю поверхность трубопроводов и рабочих органов насосов, предназначенных для перекачки сточных вод, наносят защитные полимерные покрытия, проводят мероприятия по предотвращению попадания в них кислорода, кислотных и щелочных стоков, отделению газа и песка.