книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

Эта наклонно -направленная скваж ина была забурена в сентябре 1978 г. с целью уточнения объема углеводородов в отлож ениях карбона. П роектное отклонение бурильной колонны от вертикали составляло 26°, поэтому забой скваж ины располагался на глубине 2300 м, а длина бу­ рильной колонны составляла 2860 м. Осенью 1980 г. провели испы тания скваж ины , м еняя диаф рагм ы , зам еряя давление и околозвуковые ско­ рости вы ходящ его природного газа. П олученная инф ормация позволи­ ла прирастить запасы российского газа за счет Кумжинского м есторож ­ дения на 96 м лрд м'1

Скваж ину, которая выполнила свою задачу, необходимо было заглу­ ш ить и передать в фонд действую щ их скваж ин на баланс государства. Но тут возникли сложности. В процессе закачки раствора хлористого кальция из-под снежного покрова около устья скваж ины появились фон­ танчики грязи — грифоны. Это означало, что газ вы ш ел за обсадную колонну. Пока откры вали запорную арм атуру, чтобы снизить давление газа, грифоны усилились, над скваж иной в диам етре до пяти метров ф онтанировала грязь и л етели куски цемента. Облако газа и конденса­ та растекалось сизы м ш лейф ом над тундрой.

Когда спасатели начали свою ш татную работу, оказалось, что на­ клонная техн ическая колонна бы ла наруш ена ты сячам и спусков бу­ рильного инструмента, а истинное направление наклонного ствола сква­ ж ины отличалось от данны х инклином етрии на 10°. О тсутствие досто­ верны х данны х о местонахож дении ствола объясняет долгие неудачи в ликвидации аварии, в том числе неудачную попы тку ликвидировать газовы й ф онтан с помощью подземного ядерного взры ва.

Наклонную скваж ину д л я закладки ядерного заряд а залож или на расстоянии 260 м от аварийного устья и начали бурить, придерж иваясь ош ибочных азим ута и углов отклонений. З а р я д опустили в скваж ину глубиной 1700 м, зали ли цементом и взорвали. Глубинные пласты были сдвинуты и смяты мощ ным взры вом , но ожидаемого резул ьтата не по­ лучилось. Ч ер ез сутки газ вновь начал ф онтанировать.

После этой неудачи скваж ина ф онтанировала ещ е долгих ш есть лет. и все это врем я наносила вред тундре, П ечоре, рыбе, зверю и людям. Б ы ли пробурены ещ е три поисковых скваж ины , отсы паны защ итны е дамбы на П ечоре и дамбы обвалования вокруг стометрового кратера. Наконец, в м арте 1987 г. на глубине 1000 м удалось вы йти на ствол ава­ рийной скваж ины , после чего она бы ла заглуш ена. У щ ерб от этой ава­ рии подсчитать невозможно.

Л ю бая авар и я на буровой опасна, драм атична и дорого обходится государству, природе и человеку. Д алеко не каж дую беду можно спи­

сать на стихию . В р яд у причин возникновения авари й часто бывают беспечность, неподготовленность и многие другие человеческие ф ак ­ торы .

Больш ую угрозу для морской среды представляю т катастроф ы , свя­ занны е с разливом нефти. Добыча неф ти на калиф орнийском ш ельфе СШ А н ачалась в конце X IX в. В январе 1969 г. на пути буровой скваж и­ ны в проливе С анта-Б арбара оказалась геологическая аномалия и око­ ло 6 тыс. баррелей неф ти, просочивш ись через трещ ины в породе, выш ­ ли на поверхность моря. К лейкая масса сырой неф ти двинулась в при­ бреж ны е воды и покры ла толсты м слоем тридцать миль знаменитых калиф орнийских пляж ей. Взры в общественного возм ущ ения прокатил­ ся по всей стране, после чего адм инистрация президента Никсона на­ лож ила мораторий на разработку месторож дения.

С татистическая инф орм ация по строительству и эксплуатации мор­ ских платф орм свидетельствует об отказах с катастроф ическим и по­ следствиями. А нализ показы вает, что больш инство аварий на платфор­ мах произош ло во врем я добычи (255 аварий) и бурения (266). Наиболее часто встречаю щ им ися видами аварий являю тся пож ары (207). выброс н еф ти и газа (118), утечка неф ти и газа (117). З а период с 1980 по 1990 гг. потеряно 73 и з 4786 действую щ их платф орм .

С ам ая тя ж ел а я и трагическая авари я за всю историю морской неф­ тедобычи произош ла в ию ле 1988 г. на платф орм е «П айпер Альфа» в Северном море. Во врем я пож ара погибли 167 человек, а платф орма сто­ имостью в м иллиард долларов была полностью уничтожена.

В 1989 г. в резул ьтате аварии танкера «Валдез» компании «Экссон» у берегов А ляски в море вы лилось около 40 тыс. т нефти. В таких случа­ ях примерно 40 % тяж ел ы х составляю щ их неф ти уходит на дно, 40% тер яется в толщ е воды, а 20 % растекается по поверхности в виде ог­ ромных неф тяны х пятен. На ликвидацию этого катастроф ического раз­ лива и компенсацию ущ ерба израсходовано более 8 м лрд долларов. По­ добная катастроф а произош ла с танкером «П рестиж » у берегов Евро­ пы в 2002 г. Тогда спецотряды уборщ иков всего Евросоюза много месяцев очищ али берега курортов Ф ранции, И спании и П ортугалии.

А варии на неф тегазопроводах приводят к чувствительному ущ ер­ бу для окруж аю щ ей среды. Среднегодовой уровень аварийности рос­ сийских м агистральны х трубопроводов составляет 50— 60 аварий в год. На внутрипромы словы х трубопроводах еж егодно случается до 40 тыс. случаев их разгерм етизации .

В случае разруш ен и я магистрального газопровода и воспламенения выброса зона пораж ения м ож ет достигать 500 м. В июне 1989 г. при ава­

рии неф тепродуктопровода под У фой в резул ьтате взры ва легких па­ ров углеводородов и п ож ара погибло более 600 человек. П римером воз­ м ож ны х м асш табов загрязн ен и й долговременны ми утечкам и неф ти м ож ет служ ить аварийная эксплуатация нефтепроводов ОАО «Коминефть». У течки неф ти и пластовой воды через свищ и происходили много лет. Только в августе— октябре 1994 г. на рельеф выш ло до 70 тыс. т неф ­ тесодерж ащ ей смеси. П лощ адь зем ель, загрязненны х аварийной не­ фтью , составила около 700 га.

Главной особенностью предприятий по переработке углеводородного сы рья явл яется наличие мощ ных потоков пож аро - и взры воопасных продуктов. Н аиболее опасными элем ентам и установки первичной пе­ реработки неф ти являю тся ректиф икационны е колонны и трубопрово­ ды подачи и откачки неф тяны х ф ракций. И з-за случаю щ ихся утечек горючих ж идкостей и газов образую тся дрейф ую щ ие ядовитые и взры ­ воопасные парогазовоздуш ны е облака. Н апример, общие потери от ава­ рий на ам ериканских Н П З за 25 лет составили 1,7 м лрд долл, при сред ­ них потерях от одной аварии 58 млн долл. П рактика показы вает, что как бы осторожно не работали неф тяники, они своей деятельностью причиняю т ощ утим ы й вред окруж аю щ ей природной среде.

С троительство неф тяны х и газовы х скваж ин сопровож да­ ется образованием значительны х объемов отходов бурения, отрица­ тельно действую щ их на окруж аю щ ую среду: загрязняю тся недра, по­ чвы и водные объекты; сокращ аю тся лесны е и зем ельны е фонды.

Больш ое значение при ведении буровых работ имею т технико-эко­ номические аспекты охраны окруж аю щ ей природной среды , заклю ча­ ю щ иеся в рациональном выборе технологии и технических средств, ко­ торы е обеспечиваю т реализацию необходимых природоохранных ме­ роприятий.

Основные источники загрязн ен и я окруж аю щ ей среды при бурении:

•промывочные ж идкости и реагенты , используемы е для регулиро­ вания ее свойств (см. табл. 14.2);

•частицы горных пород, выносимые потоком промывочной ж идко­ сти из скваж ины ;

ки, что обеспечит сниж ение норм водопотребления. Н апример, сточные воды можно использовать для приготовления там понаж ны х растворов. После окончания строительства скваж ины БСВ и О Б Р следует выво­ зить на соседние скваж ины для повторного использования.

Д ля очистки БС В использую т м еханические и ф изико-хим ические методы. М етод м еханической очистки вклю чает отстаивание, центри ­ фугирование, ф ильтрование и позволяет удалять все примеси за исклю ­ чением коллоидных ф ракций. В гидроциклонах и на центриф угах м ож ­ но удалить из БСВ до 70 % взвеш енны х частиц. Л учш ие результаты достигаю тся при ф и льтраци и БСВ через пористы е м атериалы . Наибо­ лее эф ф ективно очищ аю тся БСВ с помощью коагулянтов — солей алю ­ миния и ж елеза. П ри высокой загрязненности БСВ использую тся со­ вместно коагулянты и ф локкулянты — растворим ы е вы сокомолекуляр­ ные соединения.

П ерспективен биохимический метод очистки БСВ, основанный на способности некоторы х микроорганизмов извлекать из воды органичес­ кие вещ ества различного генезиса и использовать их в качестве пита­ тельного субстрата.

В составе отходов буровы х растворов (ОБР), буровы х ш ламов (БШ ) и буровых сточных вод (БСВ) содерж ится повыш енное содерж ание р а ­ створимы х солей и многих классов органических вещ еств, в том числе неф ти и неф тепродуктов. В О Б Р содерж ание загрязняю щ ей органики, оцениваемой по величине п оказателя химического потребления кисло­ рода (ХПК), достигает 50 г/л , а неф ти и неф тепродуктов — более 15 %. П ри назначении составов буровы х растворов следует использовать м а­ лотоксичные м атериалы и химические реагенты (КМЦ, КССБ, N a ,C 0 3, NaOH, граф ит) и сокращ ать объемы использования неф ти в качестве противоприхватной добавки. В качестве смазочной добавки можно ис­ пользовать граф ит, Ф К -2000 и др.

Токсичность вещ еств характер и зуется величиной п оказателя пре­ дельно допустимой концентрации (ПДК) в различны х средах. Д ля об­ работки буровы х растворов использую тся сотни химических реагентов, и не для всех и з них определены ПДК. Поэтому реглам ентировать от­ ходы по степени их токсического воздействия на окруж аю щ ую среду не всегда п редставляется возможным.

Наиболее токсичными реагентами являю тся баритовый утяж елитель, известь, каустическая сода и бихромат калия. Например, значения ПДК в водных объектах для некоторых используемых в составе буровых р а ­ створов материалов следую щ ие: сульфонол НП-1 — 200; ОП-7 — 500; барит — 50; У Щ Р — 500; ССБ — 20; каустическая сода — 50 мг/л.

Составы прим еняем ы х растворов зави сят от многих факторов. На­ пример, при бурении отлож ений солей П рикаспийской низменности в интервале 700— 4000 м использовался вы сокоминерализованный нефтеэмульсионны й буровой раствор. П оследую щ ее вскры тие продуктив­ ного горизонта, представленного карбонатными породами на глубине 4000— 5000 м, осущ ествлялось с прим енением известково-битумного утяж еленного баритом раствора. В состав этого раствора входили из­ весть, битум, дизельное топливо, утяж елитель, реагент-нейтрализатор сероводорода Ж С -7, сульфонол, СМ АД и эмультал.

П редставление о количестве получаю щ ихся отходов бурения мож­ но получить из следую щ его примера. На Тенгизском месторождении (К азахстан) общ ее количество отходов в амбарах пробуренных 72 сква­ ж ин составило 220 тыс. т, общ ий объем которы х — более 120 тыс. жК В среднем количество отходов буровы х растворов от проходки одной скваж ины — более 3000 т или 1600 м3.

При проектной вместимости одного амбара 5000 м3 отходы химичес­ ких реагентов и м атериалов заняли третью часть вместимости амбара. П ри этом содерж ание неф ти, битума и дизельного топлива в одном ам­ баре составило более 1000 т. Кроме этого в ш ламовы й амбар такж е сбра­ сы вался избы ток тампонажного раствора. О стальной объем амбара за­ полнялся выбуренной породой, а после технической рекультивации — грунтом, вы нуты м при строительстве амбара.

Подобный способ захоронения полуж идкой массы отходов бурения в ш ламовы х ам барах на территории буровой практикуется почти по­ всеместно. Способ локализации отходов бурения посредством засыпки котлованов без их обезвреж ивания не реш ает полностью задачи защи­ ты почвы и грунтовы х вод от загрязн ен ия отходами.

Основным направлением утилизации отработанных буровых раство­ ров (ОБР) остается их повторное использование для бурения новых сква­ ж ин и крепления стволов скважин. Самым доступным методом ликви­ дации О БР и бурового ш лама (БШ ) явл яется их захоронение в земля­ ны х ам б арах непосредственно на буровой. П ри этом обязательным условием явл яется обезвреж ивание захороненной массы.

Н аиболее просты м способом об езвреж и ван и я и утилизации ОБР является их отверж дение с помощью м инеральны х вяж ущ их материа­ лов с активирую щ им и добавками: окись алю миния, ж идкое стекло, хло­ рид ж елеза. И спользую тся такж е вяж ущ ие на основе полимерных ма­ териалов. Проблемы очистки и утилизации всех отходов бурения целе­ сообразно р еш ать в ком плексе — т а к а я технологи ческая политика явл яется основной среди нефтедобы ваю щ их компаний.

Рекультивац ия наруш енны х территорий — это комплекс м еропри­ ятий по восстановлению наруш енного почвенного покрова, биоресур­ сов, природной и геологической среды . П роцессы рекультивации дол­ ж ны носить системны й характер и заним ать равное полож ение с про­ ц е с са м и э к с п л у а т а ц и и н ед р . Р е к у л ь т и в а ц и я зе м е л ь д о л ж н а осущ ествляться за счет средств добываю щ их компаний. Эти средства долж ны входить в себестоимость готовой продукции.

По разны м оценкам ежегодно в М ировой океан попадает от 4 до 10 млн т нефти. Обычно неф ть распространяется по поверхности воды в виде пленки толщ иной несколько м иллим етров в зависим ости от в я з ­ кости и тем пературы . Н априм ер, толщ ина пленки н еф ти плотностью 950 к г/м 3 в холодной морской воде мож ет достигать 7 мм. Примерное вли­ яние объема разлитой неф ти на толщ ину пленки следую щ ее: при разли ­ ве и растекании нефти в количестве 20 л /к м 2 толщина образующейся плен­ ки составляет 20 нм; при 300 л /к м 2 толщина пленки примерно 300 нм; при растекании 1000 л /к м 2 толщ ина пленки составляет 1,0 мкм.

Ф п зи ч есгте и х т т ч е с к н е изменения, которы м подвергается про­ ли тая в море неф ть, во многом зави сят от вязкости неф ти, тем перату ­ ры водной среды и ее турбулентности. П осле разлива неф ти на водную поверхность с нею происходят следую щ ие превращ ения:

•перемещ ение по поверхности м оря под действием ветра, волн и те ­ чений;

•растекание по поверхности за счет полож ительной плавучести, по­

верхностного н атяж ен и я и турбулентной диф ф узии;

•испарение — процесс, в р езул ьтате которого легкие ф ракции ул е ­ тучиваю тся, а оставш аяся н еф ть изм еняет свою плотность, в я з ­ кость и т. д.;

•эмульгирование — процесс ф орм ирования Эмульсии типа «вода в

нефти», приводящ ий к увеличению вязкости нефти;

• диспергирование — образование глобул неф ти которы е д и ф ф ун ­ дирую т в толщ у воды, об разуя эмульсию типа «нефть в воде»;

•растворение — процесс переноса растворим ы х в воде ф ракций уг­ леводородов из поверхностного слоя взвеси в толщ у воды после их окисления кислородом воздуха;

•фотоокисление — трансф орм ация углеводородов под действием солнечного света;

•биодеструкция — уменьш ение массы неф ти в водной толщ е за счет ж изнедеятельности микроорганизмов;

•погруж ение неф ти в воду и осаж дение ее на дно за счет постепен­ ного увеличения плотности.

Основными методами борьбы с неф тяны м и загрязнен иям и водной поверхности являю тся: механический; ф изико-хим ический; биологи­ ческий. К ф изико-хим ическим методам относится сжигание нефти на водной поверхности, а такж е применение детергентов, которые хими­ чески воздействую т на м олекулы углеводородов и изм еняю т их повер­ хностное натяж ение.

Одним и з ф изи ко -хи м и чески х способов ликвидации последствий аварийны х разливов неф ти явл яется использование препаратов дис­ пергирую щ его д е й с т в и я . В состав диспергирую щ их средств входят неионогенные оксиэтилированны е ПАВ и растворители: вода, спирты, бензол и др. М ассовая доля растворителей от 70 до 90 %.

Все диспергирую щ ие средства могут быть масло- и водораствори­ мыми. О птим альная концентрация м аслорастворим ы х средств от 3,5% и выш е, их плотность ниж е плотности воды, вязкость не более 50 мм2/с. В состав водорастворимы х диспергирую щ их средств входят смеси ПАВ с больш им содерж анием гидроф ильны х компонентов; реагенты исполь­ зую т до концентрации 10 %.

М асловодорастворим ы е диспергирую щ ие средства представляю т собой концентраты , которы е перед применением разбавляю т водой или органическими растворителям и до 15 % концентрации. И з отечествен­ ных средств известен ДН -75, который приводит к образованию мелко­ дисперсны х эм ульсий неф ти в воде с диаметром капель меньш е 1 мкм. О тличительной особенностью этого п репарата явл яется универсаль­ ность : его можно использовать в качестве диспергирую щ его и в качест­ ве собирающего средства.

При применении ДН -75 в качестве диспергирую щ его средства его водный раствор наносят с помощью авиации на плаваю щ ую нефтяную пленку. С одерж ащ иеся в препарате ПАВ сниж аю т м еж ф азное натяже­ ние на границе вода— неф ть до значения 2 м Н /м . Такое м еж ф азное на­ тяж ен и е способствует образованию мелкодисперсной эмульсии нефти в воде. В дальнейш ем диспергированная неф ть подвергается ускорен­ ному биохимическому разлож ению . К недостаткам метода диспергиро­ вания следует отнести сам принцип — неф ть остается в водной среде.

П ри использовании ДН -75 в качестве собирающего средства его на­ носят на водную поверхность по перим етру нефтяного пятна, оконтури вая разлив нефти. П рименение ДН -75 в качестве собирателя нефти

обусловлено его способностью при нанесении на водную поверхность создавать прочную м ономолекулярную пленку. П оверхностное н атя ­ ж ение на границе р азд ел а этого п репарата с морской водой достигает 45 м Н /м , что намного превы ш ает поверхностное натяж ение на границе раздела неф ти с водой. В результате этот препарат, имею щ ий больш ее давление растекания, чем нефть, локализует и концентрирует н еф тя ­ ное пятно. П репарат пригоден для сбора неф тяной пленки в изолиро­ ванное пятно толщ иной до б мм. П ри этом он сдерж и вает растекание нефтяного пятна.

Д ля успешного проведения локализации разлитой неф ти и концен­ трирования неф тяной пленки на водной поверхности требуется препа­ рата до 5 к г/км перим етра нефтяного загрязнения. П ри этом волнение водной поверхности не долж но превы ш ать 2 баллов, а тем п ература воды — вы ш е 0 сС.

Д ля очистки воды от неф тяны х и других загрязнений, а так ­ ж е для осветления воды до питьевой кондиции используется эф ф ект адсорбции, которая как и адгези я относится к поверхностным явлени­ ям. М атериал, на поверхности или в объеме пор которого происходит концентрирование поглощ аемого вещ ества, назы ваю т с о р б е н т о м , а поглощ аемое вещ ество (в наш ем случае — нефть) — сорбатом.

Необходимым условием адсорбции как самопроизвольного процес­ са, происходящ его на поверхности раздела ф аз, явл яется повышенное значение химического потенциала сорбата (нефти) juAв собираемом объе­ ме по сравнению с его химическим потенциалом д., на поверхности сор­ бента (рис. 16.1 ). В результате адсорбционного процесса происходит кон­ центрация (сгущение) сорбата в поверхностном слое, которая намного превосходит его концентрацию в дисперсионной среде.

В зависимости от природы адсорбционных сил различаю т ф изичес­ кую и химическую адсорбцию. Ф изическая адсорбция связана с взаимо­ действием м еж ду молекулами сорбата и сорбента. При этом молекулы сохраняю т свою индивидуальность. Этот вид адсорбции является обра­ тимым и ум еньш ается с ростом температуры . Одновременно с адсорбци­ ей может идти противоположный процесс — десорбция (см. рис. 11.3. б).

Величина адсорбции Г зависит от концентрации С растворенной в воде неф ти, от тем пературы Т и от поверхностного натяж ения. Все ве­ личины, определяю щ ие адсорбцию, взаим освязаны : Г = /(С , T, à). При

адсорбции происходит сниж ение поверхностного натяж ен и я по мере увеличения концентрации неф ти на поверхности сорбента.

Рис. 16.1. Адсорбция (концентрирование) молекул нефти на поверхности сорбента:

а — в начале процесса; б — в условиях равновесия; 1 — молекулы неф­ ти; 2 — поверхность сорбента

В технологии очистки водной поверхности от неф тяны х загрязне­ ний использую т пористы е сорбенты. Эти сорбенты содерж ат различ­ н е е по разм ерам и ф орме поры, сущ ественно влияю щ ие на результаты адсорбционных процессов. Не вся поверхность твердого сорбента может быть покрыта слоем адсорбированных молекул, а только ее часть — ак­ тивные центры . А ктивны е центры характеризую тся избытком поверх­ ностной энергии и больш ей возможностью реализовать ф изическую или химическую адсорбцию, В частности, в порах горных пород активными центрам и вы ступаю т остры е ребра скелетообразую щ их минералов.

Количество поглощ аемой сорбентом неф ти преж де всего зависит от свободной площ ади сорбента и свойств поверхности. У величение пло­ щ ади поверхности сорбентов м ож ет бы ть достигнут за счет измельче­ ния м атериала и увеличения пористости. Однако, предел измельчения частиц с целью увеличения их поглотительной способности по отноше­ нию к неф ти и неф тепродуктам не бесконечен. С уменьш ением разме­ ра частиц сниж ается сила воздействия частицы на поверхность адсор­ бируемой ж идкости, и при некотором очень малом разм ере частица не см ачивается ж идкостью и, соответственно, не происходит процесса ад­ сорбции. Реальны й предел изм ельчения в технологии производства ад­ сорбентов составляет не менее ОД мкм.

П ористы е адсорбенты могут иметь макропоры, переходны е поры и микропоры. М акропоры имею т средние радиусы в пределах 1— 2 мкм и удельную поверхность 0,5— 2,0 м2/г. М акропоры не играю т заметной роли в величине адсорбции, однако они являю тся транспортны ми ка­ налами, по которым адсорбируемы е м олекулы неф ти проникают в глубь гранул адсорбента.