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.

Жидкости и газы в пласте находятся под давлением, которое зависит от глубины и может быть приближенно оценено по формуле:

Р(Па) ≈ 10⁴*Н,

где Р – начальное пластовое давление, Па/м,

10⁴ – переводной коэффициент,

Н – глубина залегания пласта, м.

С увеличением глубины залегания пластов повышается температура. Расстояние по вертикали, на котором температура горных пород повышается на 1 градус, называется геотермальной ступенью, ее среднее значение – 33м, для разных месторождений она разная. Свойства нефти, газа и воды на поверхности отличаются от их свойств в пластовых условиях, где они находятся при повышенных давлении и температуре.

Добыча нефти и газа осуществляется из скважин. Обычно различают:

- мелкое бурение (до 1500 м),

- бурение на средние глубины (до 4500 м),

- глубокое бурение (до 6000 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		60,0 20,0 50,0 50,0 0,1 7,0 0,05 800-1250

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 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:

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.