- •Добывающая промышленность
- •Гидродинамические нарушения:
- •Открытые горные работы
- •Нефте- и газодобыча (скважинная, подземная добыча полезных ископаемых)
- •Химические добавки в буровых растворах:
- •Схемы нефте- и газосбора
- •Воздействия, оказываемые при нефте- и газодобыче
- •Характеристика буровых сточных вод (бсв), отработанных буровых растворов (обр)и буровых шламов (бш)
- •Новые способы добычи подземных ископаемых
- •Обогащение полезных ископаемых
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 нефтеразового 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:
1 - методы усовершенствования процесса заводнения. Применяют для залежей нефти с повышенной вязкостью.
В закачиваемую воду добавляют различные химические реагенты (ПАВы, например, ОП-10, или щелочи), которые увеличивают смачиваемость породы водой, что приводит к увеличению вытеснения нефти водой на 6-8%.
Применение высоковязких водорастворимых полимеров (типа полиакриламида) приводит к увеличению вязкости воды в пласте и к изменению соотношения подвижностей нефти и воды в пласте. Нефтеотдача при этом увеличивается на 10%.
Применение углекислого газа при заводнении залежей вязких нефтей связано с хорошей растворимостью его в ненфти и воде. При этом вязкость нефти, насыщенной углекислым газом может снизится на несколько сотен процентов, а вязкость воды, насыщенной углекислым газом увеличивается до 20%. Нефтеотдача может повысится на 15%.
2 – тепловые методы воздействия на залежи в целом.
Применение внутрипластового горения снижает вязкость нефти, приводит к испарению легких фракций нефти. Нефтеотдача возрастает до 50-60% при нефтеотдаче без горения в 10-20%.
3 – закачка в пласты растворителей приводит к отсутствию границы раздела фаз и возникновению зоны смесимости. Метод применим только для легких нефтей (с плотностью менее 0,8кг/м3). Нефтеотдача возрастает до 90%.
Для газовых месторождений газоотдача составляет 60-80%. Разработку месторождений прекращают в тот момент, когда затраты на добычу и транспортирование газа становятся равными затратам на добычу и транспортирование каменного угля.
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 SO42- заменяется на СО32- 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:
1 – обработка скважин соляной кислотой. Такая обработка основана на способности кислоты растворять карбонатные породы с образованием каналов, что способствует увеличению проницаемости пород и соединяет забой скважины с участками пласта, слабо отдавшими газ или нефть. Продукты реакции хорошо растворимы в воде, поэтому легко удаляются из пласта:
MCO3 + 2HCl = MCl2 + H2O + CO2↑
В зависимости от пластовых условий концентрацию соляной кислоты изменяют от 12 до 25%.
Для уменьшения влияния кислоты на металл оборудования в нее добавляют ингибиторы коррозии. Уксусную кислоту в рабочий раствор добавляют для замедления реакции и для предупреждения выпадения Fe(OH)3.
На 1 м мощности обрабатываемой части пласта закачивают от 0,4 до 1,5 м3 соляной кислоты.
Для скважин, пробуренных в некарбонатных породах, используют смесь соляной и плавиковой (фторводородной) кислот. Эта смесь растворяет глинистые фракции и частично зерна кварцевого песка.
2 – термокислотная обработка скважин. Доломиты и другие малопроницаемые породы плохо растворяются в холодной кислоте. Кроме этого прохождению реакции могут мешать отложения в забое скважины парафина, смол, асфальтенов. Для повышения эффективности обработки следует применять нагретую кислоту. Подогрев осуществляют химическим путем, за счет экзотермической реакции соляной кислоты с реагентами, загружаемыми в специальный резервуар, который опускают в скважину. Наиболее часто применяют магний, при его растворении выделяется 19,1 МДж/(кг магния), а продукты реакции растворимы в воде. Соляную кислоту используют из расчета 100 дм3 на 1 кг магния. На одну обработку расходуется несколько десятков килограммов магния.
3 – термоакустическая и электротепловая обработка призабойных зон применяются для очистки от парафина и смол.
При термоакустическом действии пласты одновременно облучаются мощными тепловыми и акустическими полями. Акустические колебания способствуют значительному увеличению теплопроводности пород. Термоакустическое воздействие разлагает гидраты природных газов в призабойной зоне и в скважине (СН4*6Н2О, С2Н6*8Н2О, С3Н8*17Н2О, С4Н10*17Н2О, Н2S*Н2О). Метод используют, если зона засорения пласта составляет1-8 метров. Если зона засорения меньше, применяют электротепловую обработку. Так как породы обладают небольшой теплопроводностью, прогрев ведут 3-7 суток (используют три U-образных элемента-электронагревателя мощностью 2 кВт, напряжением 380В. Процесс ускоряется при электроакустической обработке.