Нефте- и газодобыча (скважинная, подземная добыча полезных ископаемых)

Нефтяной промысел – это комплекс производственных сооружений, разобщенных территориально, но взаимосвязанных системами трубопроводов, энергопередач и организацией работы.

К основным сооружениям нефтепромысла относятся скважины (бурящиеся, эксплуатируемые, нагнетательные и наблюдательные), компрессорные станции, сборные пункты, нефтехранилища, пункты первичное переработки нефти, трубопроводы, различные амбары, отстойники, площадки сжигания излишков газа и конденсата, электроподстанции и некоторые вспомогательные сооружения. Каждое из перечисленных сооружений – единичный потенциальный источник техногенного воздействия на окружающую среду. Эти воздействия могут быть оказаны изолированно или пересекаться во времени и пространстве, выходя или не выходя за пределы промысла.

Нефть и газ в залежах насыщают пустоты между зернами породы, трещины и каверны пород, слагающих пласты. Обычно нефтегазовые месторождения приурочены к осадочным породам (пески, песчаники, известняки, доломиты). Иногда нефть обнаруживают в трещинах и порах изверженных пород, но эти скопления обычно не имеют промыслового значения.

В зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефть:газ залежи делят на:

- чисто газовые (скопления природных газов не связаны с другими полезными ископаемыми),

- газоконденсатные (газ обогащен жидкими углеводородами),

- газонефтяные (газ растворен в нефти или находится над нефтяной залежью в виде газовой шапки),

- нефтяные без газовой шапки с растворенным в нефти газом.

Как правило, в продуктивной зоне пласта кроме нефти и газа присутствует вода. Породы, слагающие пласты, в основном гидрофильны, поэтому органическая фаза не может вытеснить воду. Она остается в порах пласта в виде тончайших пленок, капель. Соотношение вода:нефть может изменяться от 1:100 до 100:1.

Добыча нефти и газа осуществляется из скважин. Обычно различают:

мелкое бурение (до 1500 м),	глубокое бурение (до 6000 м),
бурение на средние глубины (до 4500 м),	сверхглубокое бурение (глубже 6000 м).

При глубоком бурении забой скважин обычно очищается от выбуренной породы потоком непрерывно циркулирующей промывочной жидкости (бурового раствора), реже производится продувка забоя газообразным рабочим агентом.

С экологической точки зрения выбуриваемые породы представляют собой серьезную проблему, т.к. при средней глубине скважин 2500 м на поверхность извлекается 350 м³ грунта, а при глубине 5000-6000 м – 800 м³. Эти породы складируются в виде отвалов вблизи буровой, сильно загрязнены буровыми растворами и нефтепродуктами.

Химические добавки в буровых растворах:

Компонент	Макс.содержание, мг/дм3	ПДКр-хоз, мг/дм3	Кратность превышения
Нитролигнин Карбоксиметилцеллюлоза Барит Са(ОН)2 Хромпик Полифенол Углещелочной реагент Нефть Взвешенные вещества	10000 30000 60000 10000 2000 10000 30000 150000 2000000	60,0 20,0 50,0 50,0 0,1 7,0 1000 0,05 800-1250	167 1500 1200 1200 20000 1428 30 3000000 250

Основными источниками загрязнения при начальном периоде создания нефтегазового промысла являются строительная техника и автотранспорт, передвижные генераторы. Количество выхлопных газов при бурении глубоких скважин составляет 2-3 м³/сек и более, т.е. 260000м³/сут. В составе этих газов присутствуют СО (0,5%), альдегиды (до 0,008%), бенз(а)пирен (до 10 мг/м³).

При вскрытии нефтяного месторождения нефть может подниматься (скважина 2) за счет:

• пластового давления,

• давления газовой шапки, причем при начальном снижении ее давления из нефти начинает выделяться растворенный газ и поддерживать давление,

• если первых двух факторов не хватает для поднятия нефти на поверхность, используют системы разработки с искусственным заводнением (скважина 1 – нагнетательная) пластов и/или с нагнетанием в пласт газа (воздух или газ). Продуктивность газовой (газоконденсатной) скважины повышают нагнетанием в пласт сухого газа (после отделения конденсата).

При современных методах разработки нефтяных месторождений даже при сравнительно благоприятных условиях (однородные пласты, невысокая вязкость нефти) нефтеотдача пластов при заводнении составляет 50-60%. Если пласты содержат тяжелую высоковязкую нефть, то нефтеотдача не превышает 15-20%.

Сейчас применяются следующие методы повышения нефтеотдачи пластов:

- методы усовершенствования процесса заводнения,

- тепловые методы воздействия на залежи в целом,

- закачка в пласты растворителей приводит к отсутствию границы раздела фаз и возникновению зоны смесимости.

При содержании в нефти более чем 2-3% парафина наблюдается его интенсивное отложение в трубах (из-за снижения температуры и перехода легких фракций нефти в газовую фазу). Основной компонент отложений – гипс. Солеотложения удаляются химическими реагентами: 10-15% растворами K(Na)₂CO₃ и K(Na)НCO₃. При этом SO₄^2- заменяется на СО₃^2- и новые осадки вымываются соляной кислотой. Для предотвращения солеотложения используют комплексонаты (трилон Б и другие).

С целью увеличения производительности скважин применяют искусственное воздействие на породы призабойной зоны для увеличения их проницаемости:

- обработка скважин соляной кислотой.

- термокислотная обработка скважин

- термоакустическая и электротепловая обработка призабойных зон применяются для очистки от парафина и смол

Нефть, газ и вода от устьев скважин, рассредоточенных по площади месторождения, направляются в систему сбора и транспортирования – это разветвленная сеть трубопроводов, проложенных на площади месторождения на (под) землей или над (под) водой (для морских месторождений). Общая длина транспортной сети достигает нескольких тысяч километров.

На старых месторождениях применяют негерметизированные самотечные системы сбора и транспортирования (за счет разности геодезических отметок). В таких системах низка скорость движения, поэтому происходит отложение механических примесей, солей, парафина. Такая система металлоемка, трудно автоматизируется, т.к. требует большого числа обслуживающего персонала – операторов, лаборантов. Потери нефти от испарения легких фракций и газа достигают 3%. В настоящее время такие системы уже не строят, но еще эксплуатируют. Современные нефтепромыслы снабжены высоконапорными герметизированными и автоматизированными системами сбора. Потери от испарения сведены к минимуму и не превышают 0,2%.

В призабойной зоне и при движении нефти и воды по трубопроводам возможно образование эмульсий – нефть в воде или вода в нефти.

На нефтепромыслах эмульсии разрушают (деэмульгаторы – многочисленные ПАВы, а также электродегидраторы) для отделения воды от нефти и вывода ее из системы транспортирования или/и обессоливания нефти, что увеличивает срок службы оборудования из-за уменьшения коррозии.

На газопромыслах к газосборному пункту подключают 10-30 скважин. На одном месторождении функционируют 5-10 газосборных пунктов, но их количество может достигать 20-25 в зависимости от размеров залежи. Добытый газ освобождается от механических примесей, охлаждается до 5-10^оС. Для предотвращения образования твердых гидратов газ осушается раствором этиленгликоля. В борьбе с образованием гидратов используются ингибиторы гидратообразования - метанол, этиленгликоль, СаСl₂.