Содержание к диссертации
Введение
1. Изучение особенностей горно-геологических условий Западной Сибири и их влияние на промышленную и экологическую безопасность рассматриваемого региона 9
1.1. Актуальность разработки месторождений нефти и газа в сложных горно-геологических условиях Западной Сибири 9
1.2. Особенности геологических условий Западной Сибири (на примере Приобского месторождения) 14
1.3. Осложнения, возникающие при строительстве скважин в сложных горно-геологических условиях 19
1.4. Влияние технологического процесса строительства скважин на промышленную и экологическую безопасность рассматриваемой территории 27
2. Оценка эффективности традиционных технологий предупреждения осложнений и аварий. Пути обеспечения промышленной безопасности при строительстве скважин в сложных горно-геологических условиях 30
2.1. Анализ эффективности традиционных технологий предупреждения осложнений и аварий при бурении скважин в условиях Западной Сибири 31
2.1.1. Проблемы обеспечения устойчивости стенок скважин и пути их решения 31
2.1.2. Поглощения буровых растворов и мероприятия по их ликвидации 39
2.1.3. Осложнения и аварии, связанные с поступлением пластового флюида в ствол скважины. Мероприятия по их предупреждению 42
2.1.4. Изменение проницаемости призабойной зоны пласта при вскрытии её бурением 48
2.2. Определение показателей термодинамического режима в системе «скважина - буровой раствор - горная порода» 54
2.3. Совершенствование способа строительства скважин, направленного на предупреждение геологических осложнений за счёт регулирования температуры и давления бурового раствора 61
3. Исследование и разработка технологии ликвидации аварийных фонтанов пластового флюида из нефтяных и газовых скважин 69
31. Анализ существующих способов ликвидации открытого фонтанирования скважин 69
3.2. Разработка способа глушения фонтана пластового флюида из скважины, основанного на использовании жидкого азота 82
3.3. Расчёт необходимого объёма жидкого азота для замораживания аварийного потока нефти 85
4. Совершенствование технологии повышения эффективности мероприятий по ликвидации аварийных разливов нефти с поверхности водоемов 88
4.1. Анализ эффективности современных технологий ликвидации аварийных разливов нефти с водной поверхности 89
4.2. Совершенствование технологии ликвидации аварийных разливов нефти с поверхности водоёмов 94
5. Исследование и совершенствование технологии обращения с нефтесодержащими отходами бурения скважин 99
5.1. Анализ эффективности современных способов разделения и утилизации промышленных отходов, возникающих при строительстве скважин 99
5.2. Моделирование теплофизического процесса при обезвреживании нефтесодержащих буровых отходов 106
5.3. Совершенствование технологии разделения и обезвреживания нефтесодержащих отходов бурения 108
5.4. Оценка экономической эффективности усовершенствованного способа утилизации нефтесодержащих отходов 113
Основные выводы 116
Библиографический список использованной
Литературы 118
Приложение 1 Акты внедрения 138
- Особенности геологических условий Западной Сибири (на примере Приобского месторождения)
- Изменение проницаемости призабойной зоны пласта при вскрытии её бурением
- Анализ эффективности современных технологий ликвидации аварийных разливов нефти с водной поверхности
- Совершенствование технологии разделения и обезвреживания нефтесодержащих отходов бурения
Введение к работе
Актуальность темы исследований
Перспективы расширения минерально-сырьевой базы в России, и в частности Западной Сибири, связаны с темпами геолого-разведочных работ, бурением и освоением новых скважин. Примерно две трети углеводородных запасов России и половина связанных с их добычей производственных ресурсов сосредоточены в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне, одном из крупнейших в мире. К настоящему моменту практически не осталось месторождений с традиционными для него терригенными коллекторами, т.к. они практически все введены в разработку. В этих условиях поддержание добычи углеводородов невозможно без повышения эффективности выработки остаточных трудноизвлекаемых запасов, а также разработки новых месторождений, расположенных в сложных горно-геологических и природно-климатических условиях.
Нефтяные и газовые скважины, являясь горно-техническими сооружениями, изначально представляют собой опасные производственные объекты. Большие глубины бурения, высокая литологическая неоднородность и сложность термобарических условий разрабатываемых месторождений только повышают уровень опасности технологических процессов, происходящих на скважинах, и усиливают техногенное воздействие на объекты окружающей среды (ОС).
Анализ строительства скважин в сложных горно-геологических условиях показал, что, как правило, все возникающие осложнения взаимосвязаны и взаимообусловлены. Их сочетание в одном стволе приводит к дополнительным затратам, увеличению сроков строительства скважины, затрудняет их ликвидацию. На борьбу с осложнениями в глубоком бурении в среднем приходится до 20…25 % календарного времени. В ряде случаев в силу некачественных и несвоевременных работ по ликвидации осложнений они переходят в категорию аварий.
Совершенствование и разработка технологических решений, направленных на предупреждение осложнений и аварий, локализацию и ликвидацию их последствий, имеют большую актуальность и научно-прикладную значимость. Обеспечение технико-экономической эффективности работ и требований промышленной безопасности при строительстве скважин невозможно без наличия эффективных природоохранных мероприятий, в том числе в области обращения с отходами производства.
Цель работы - обеспечение требований промышленной безопасности при строительстве скважин за счёт совершенствования, разработки ресурсосберегающих, экологически безопасных способов борьбы с осложнениями и авариями, возникающими в сложных горно-геологических условиях.
Основные задачи исследований:
1. Изучение особенностей сложных горно-геологических условий Западной Сибири (на примере Приобского месторождения), влияющих на промышленную и экологическую безопасность технологического процесса нефтегазового освоения;
2. Анализ существующих технологий, направленных на обеспечение требований промышленной безопасности, при строительстве скважин в сложных геологических условиях;
3. Обоснование оптимальных термодинамических режимов систем «скважина - буровой раствор - горная порода», «атмосфера - буровой раствор» при строительстве нефтяных и газовых скважин в сложнопостроенной геологической среде;
4. Совершенствование, разработка технологий бурения глубоких скважин в сложных геологических условиях, глушения открытых фонтанов из нефтегазовых скважин, обеспечивающих выполнение требований промышленной безопасности;
5. Разработка ресурсосберегающих технологий сбора разливов нефти с поверхности водоёмов, нового способа утилизации нефтесодержащих буровых отходов.
Методы решения поставленных задач
При выполнении работы были использованы результаты анализа опубликованных фондовых данных, материалов лабораторных и натурных исследований, полученных автором за период с 2007 по 2012 годы. Лабораторные исследования проводились в Северном (Арктическом) федеральном университете (САФУ) имени М.В. Ломоносова. Основной объём экспериментальных работ выполнен с участием автора при строительстве скважин на Приобском месторождении Ханты-Мансийского автономного округа Западной Сибири. Для анализа, обработки результатов исследований использовались стандартные компьютерные программы.
Научная новизна результатов работы:
1. Усовершенствован способ бурения скважин, предусматривающий изменение температуры, давления бурового раствора, используемого при вскрытии пластов, характеризующихся высокой литологической неоднородностью и сложностью термобарических условий;
2. Разработан способ ликвидации на месторождениях открытого фонтана из нефтегазовых скважин путем замораживания жидким азотом выделяющего флюида пласта и восходящего потока;
3. Установлено, что закачка охлажденного воздуха под аварийный разлив нефти на поверхности водоёмов с целью поддержания кинематической вязкости нефти свыше 210-5м2/с повышает эффективность противоаварийных мероприятий;
4. Теоретически обоснован и практически подтвержден способ утилизации нефтесодержащих отходов путём их послойного вымораживания с последующим разделением и обезвреживанием жидкой и твёрдой фаз буровых отходов.
Защищаемые научные положения:
1. Обеспечение промышленной безопасной эксплуатации скважины путем повышения устойчивости стенок открытого ствола, предупреждения поглощений бурового раствора, притоков в скважину пластовых флюидов, а также сохранения проницаемости продуктивных пластов на 80…90 % от исходных значений при строительстве скважин в сложных горно-геологических условиях достигается за счёт охлаждения на 15…25 С малоглинистого бурового раствора при одновременном увеличении в нём давления на 3…6 % от пластового;
2. Глушение фонтана пластового флюида из скважины путём нагнетания сжиженного азота в аварийную зону ствола скважины, ликвидация разливов нефти с поверхности водоёмов за счет закачки под разлив охлажденного воздуха и поддержания кинематической вязкости нефти свыше 210-5 м2/с обеспечивают увеличение эффективности противоаварийных мероприятий;
3. Утилизация нефтесодержащих отходов путём послойного вымораживания для разделения жидкой и твердой фаз, последующая термическая обработка при температурах свыше 110 оС оставшихся нефтепродуктов и твердых остатков дают возможность их применения в качестве строительных материалов. Таким образом, снижается объём неутилизированных отходов, оказывающих негативное влияние на объекты окружающей среды.
Практическая значимость результатов работы
1. Разработаны способы повышения промышленной безопасности при бурении скважин в сложных горно-геологических условиях за счёт регулирования давления и температуры малоглинистого бурового раствора, при глушении открытого фонтана пластового флюида путём нагнетания в аварийную скважину жидкого азота и замораживания поступающей жидкости.
2. Определены и обоснованы показатели термодинамических режимов в системах «скважина - буровой раствор - горная порода», «атмосфера - буровой раствор», необходимые для реализации предлагаемых способов строительства скважин и утилизации отходов бурения.
3. Предложен способ ликвидации разливов нефти, нефтепродуктов с поверхности водоёмов суши, участков морских акваторий, предусматривающий охлаждение, закачку под разлившийся нефтяной слой воздуха, что позволяет снизить затраты и сроки противоаварийных мероприятий.
4. Усовершенствован ресурсосберегающий способ утилизации отходов бурения путём послойного вымораживания и разделения жидкой и твердой фаз отходов, позволяющий без использования дополнительных химических реагентов осуществлять обезвреживание отходов до экологически допустимых норм с минимальными материальными затратами.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на II международной научно-практической конференции «Перспективы и проблемы освоения месторождений нефти и газа в прибрежно-шельфовой зоне Арктики» (Архангельск, 2010 г.), XIII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XIII Российского энергетического форума (Уфа, 2013 г.). Результаты работы апробированы и планируются к внедрению на предприятиях ОАО «Варандейский терминал», ООО «Морнефтесервис» и ООО «НордФлот».
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в
8 научных трудах, в т.ч. 4 статьи в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Получено 4 патента РФ на изобретение.
Структура и объём диссертационной работы
Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 162 наименования, и 1 приложения. Работа изложена на 140 страницах машинописного текста, содержит 2 таблицы, 18 рисунков.
Особенности геологических условий Западной Сибири (на примере Приобского месторождения)
Приобское нефтяное месторождение, введенное в разработку в 1989 г., расположено в 65 км к востоку от г. Ханты-Мансийска, в 100 км к западу от г. Нефтеюганска. Оно разделено рекой Обь на две части - лево- и правобережную. Месторождение удаленное, труднодоступное, 80 % территории которого находится в пойме реки Обь и затопляется в паводковый период. На рисунке 1.3 представлен фрагмент карты месторождений нефти и газа Западной Сибири, отражающий местоположение Приобского месторождения на территории ХМАО.
Приобское нефтяное месторождение является уникальным по величине геологических запасов. Согласно данным на 01.01.2011, запасы месторождения оцениваются по категориям ABC і (разведанные) в 1097,8 млн тонн и категории Сг (предварительно оцененные) в 375,6 млн тонн нефти. При этом степень разведанности запасов месторождения находится в пределах 18 % [39]. Вследствие чрезвычайно низкой проницаемости коллекторов, высокой неоднородности по площади и по разрезу, а также литологическои прерывистости песчаных тел 80 % запасов месторождения относятся к категории трудноизвлекаемых [9, 21]. По данным на 01.01.2008, на месторождении насчитывается свыше 1440 добывающих и 530 нагнетательных скважин при проектном фонде 7893 скважины [6].
Этаж нефтеносности пластов месторождения охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2500 м. Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено более 90 % разведанных запасов, которые заключены между пимской и быстринской пачками глин (рисунок 1.4) [2, 9, 21]. В настоящее время в разработке находятся три главных пласта АСю, АСц, АС]2 верхнемеловых отложений, приуроченных к черкашинской свите и сложенных переслаиванием заглинизированных песчаников и глин. Глубина залегания продуктивных пластов от 2700 до 2800 м. Пластовые давления в них близки к гидростатическим, а забойные температуры находятся в пределах 87...89 "С. Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Юі и Юз) и баженовской (пласт Юо) свит. Однако именно с баженовской свитой и доюрскими отложениями связаны перспективы наращивания объёмов добычи углеводородного сырья как на Приобском месторождении, так и в регионе в целом.
Особенностью залежей, связанных с неокомскими отложениями, является их мегакосослоистое строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300...400 м) за счёт выноса обломочного терригенного материала с востока и юго-востока. Залежи являются пластовыми, литологическими или литолого-стратиграфически экранированными и относятся к категории сложнопостроенных. Характерна резкая изменчивость литолого-физических свойств пород коллекторов по разрезу. Для коллекторов продуктивных пластов АС характерны низкая проницаемость, низкая песчанистость, повышенная глинистость и высокая расчлененность [9, 13, 21].
Отсутствие при многочисленных испытаниях [13, 21] в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения.
По геохимическим и термобарическим показателям Приобское месторождение отличается значительной недонасыщенностью нефтей нижнемеловых отложений углеводородными газами, скачком в росте пластового давления при переходе от меловых к юрским залежам (наличие аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в юрском комплексе) при коэффициенте аномальности до 1,82 [146].
Характерной особенностью коллекторов баженовской свиты, входящей в состав юрского комплекса, является их сложный характер развития, обусловленный микрослоистостью, листоватостью пород, наличием тектонически напряженных зон, а также гидротермальными процессами (выщелачивания и растворения). Породы баженовской свиты не являются коллекторами в общепринятом смысле. Они представлены в основном четырьмя породообразующими компонентами: глинистыми минералами, минералами кремнезёма, твердыми органическими веществами сапропелевого типа и карбонатными минералами. Результаты обработки промыслового материала показывают, что пласт Юо по своим характеристикам весьма неоднороден. Его толщина варьируется от 15 до 44 м, пластовая температура - от 80 С до 135 С, а пластовое давление - от 28 до 52,6 МПа [5]. У геологов достаточно мало данных о фильтрационно-емкостных свойствах пород баженовской свиты, которые сильно разнятся в зависимости от территории залегания пласта.
Резервуары, залегающие в кровле доюрского основания, имеют другую природу, чем терригенные гранулярные породы - коллекторы мезозоя. Это кавернозно-порово-трещинные резервуары, имеющие высокие пористость и проницаемость (пористость - до 40 %, проницаемость - до 2 мкм2). Такие резервуары способны вмещать крупные, высокодебитные залежи углеводородов, аналогов которых уже практически нет в осадочном чехле традиционных районов нефтяной и газовой добычи. В этом заключается главная привлекательность поисков залежей нефти и газа в кровле доюрского основания. Низкая эффективность поискового бурения на доюрские образования обусловлена сложным строением залежей, слабым знанием закономерности их формирования и распространения, отсутствием однозначных сейсмических образов залежей нефти и газа [80].
Особенностью бурения скважин на Приобском месторождении является наличие в разрезе значительного интервала неустойчивых глинистых отложений, склонных к обрушению из-за влияния гаммы факторов, сопровождающих процесс углубления скважины. Особенно это проявляется при прохождении интервалов залегания глин Березовской и Алымской свит [16, 22]. Нестабильность ствола часто проявляется в виде осыпания и обрушения слабоконсолидированных пород, приводя в результате к расширению ствола скважины, образованию пробок и заполнению ствола обломками породы. Присутствие на контакте с горной породой инородной среды (промывочной жидкости) приводит к развитию физико-химических процессов на границе раздела: осмотических явлений, поверхностной гидратации, капиллярного проникновения и другим негативным проявлениям. Вскрытые скважиной глинистые отложения, как показывают многочисленные результаты исследований, легко поддаются увлажнению и набухают, вспучиваются и подвергаются пластическому течению.
Представленные на примере Приобского месторождения горногеологические условия бурения и возникающие при этом осложнения характерны для большинства месторождений Западной Сибири. Стоит отметить, что по мере увеличения глубин бурения горно-геологические условия становятся всё более сложными, а риски возникновения осложнений и аварий повышаются.
Изменение проницаемости призабойной зоны пласта при вскрытии её бурением
Отрицательное влияние буровых растворов на проницаемость продуктивных пластов многообразно по мнению большинства отечественных и зарубежных исследователей [40, 122, 125, 147 и др.], оно сводится к физико-химическому взаимодействию промывочных жидкостей (и их фильтратов) с горными породами. При этом происходят набухание глинистых минералов пород под воздействием фильтратов буровых растворов, закупорка пор пласта твёрдыми частицами, содержащимися в буровых растворах, образование нерастворимых осадков вследствие химических реакций компонентов буровых растворов с флюидами, насыщающими породы пласта, образование водонефтяных эмульсий и газожидкостных систем в призабойной зоне пласта. Все эти процессы обусловлены воздействием на пласт твёрдой фазы или фильтрата бурового раствора или одновременным влиянием обоих факторов [119].
Помимо типа и параметров бурового раствора к основным факторам, оказывающим негативное влияние на проницаемость пород коллектора при его вскрытии бурением, относятся репрессия и продолжительность её действия. Репрессия определяет принципиальную возможность воздействия бурового раствора на пласт. Она является причиной формирования у стенки скважины наружной фильтрационной корки и зоны кольматации, через которые происходит фильтрование жидкой фазы бурового раствора в пласт. Под действием репрессии происходит задавливание компонентов бурового раствора в естественные или принудительно раскрытые трещины. Период времени вскрытия продуктивного интервала, т.е. продолжительность действия репрессии на пласт, определяет размеры зон поражения пласта твердой и жидкой фазами бурового раствора. И если глубина зоны кольматации, формирующейся в период мгновенной фильтрации длительностью 1...3 с, составляет от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров [125, 143, 151], то размер зоны проникновения фильтрата зависит от скорости поступления фильтрата бурового раствора в пласт через сформировавшуюся на стенке скважины фильтрационную корку и закольматированный пристеночный слой породы.
Радиус зоны проникновения фильтрата бурового раствора (Лф) может быть определён по формуле [104, 143]: Кф=ЯсЛ]\ + (2Гф-Т/т-Кс), (2.1) где Rc - радиус скважины, м; Уф - скорость фильтрации, м/с, определяемая экспериментально; Т - продолжительность действия репрессии, с; m - пористость коллектора.
Скорость фильтрации Уф зависит от пропускной способности фильтрационной корки и проницаемости зоны кольматации, определяемых фракционным составом и свойствами твёрдой фазы бурового раствора. Таким образом, правильно подобранные по фракционному составу и концентрации кольматанты позволяют минимизировать объём фильтрата, вторгшегося в продуктивный пласт, и, соответственно, максимально сохранить естественную проницаемость пород-коллекторов. Качественные буровые растворы, обеспечивающие минимальный радиус зоны проникновения фильтрата в пласт, имеют скорость фильтрации порядка 10"7 м/с [143].
Существующие до настоящего времени практика и теория вскрытия продуктивных пластов предусматривают, прежде всего, кольматацию пласта с помощью регулирования плотности бурового раствора, не учитывая химию взаимодействия пластового флюида с буровым раствором [68]. Для решения сложившейся проблемы на сегодняшний день наиболее перспективно использование промывочных жидкостей на углеводородной основе и эмульсий, которые по своему составу идентичны с природой пластового флюида. Данные промывочные жидкости имеют ряд важных недостатков: структурно-механические свойства таких растворов зависят от температуры (т.е. чем выше температура, тем тяжелее регулировать их реологические свойства), а также приготовление и использование такого рода буровых растворов ведет к загрязнению рабочего места и окружающей среды. Поэтому использование буровых растворов на углеводородной основе с целью сохранения проницаемости пород-коллекторов не всегда представляется возможным.
Для предотвращения притока пластовых флюидов в ствол скважины, обеспечения стабильности стенок открытого ствола необходимо поддерживать плотность бурового раствора, превышающую градиент пластового давления на 5... 10 % [101]. В практике современного бурения в качестве утяжелителя наибольшее распространение получил барит (BaSC t), при помощи которого можно произвести утяжеление бурового раствора до плотности 2,2 г/см3 [111]. Существенным недостатком использования барита является закупорка им пор и каналов фильтрации пород коллекторов, которая не может быть ликвидирована при обработке призабойной зоны пласта кислотами, к примеру соляной кислотой (НС1), эффективной для растворения карбонатных утяжелителей. Одним из вариантов решения данной проблемы может быть утяжеление бурового раствора до 1,3... 1,5 г/см в зависимости от типа кислоторастворимого карбонатного утяжелителя, а для дальнейшего увеличения давления на стенки ствола скважины возможно использование закрытой системы циркуляции бурового раствора, обеспечивающей создание противодавления в затрубном пространстве (ЗП) скважины.
Качество вскрытия продуктивных пластов во многом определяется типом и составом применяемых буровых растворов. Помимо всех прочих технологических функций растворы должны обеспечивать максимальное сохранение проницаемости пород, слагающих продуктивный пласт. Из этого вытекают следующие основные требования к составу твердой фазы бурового раствора, предназначенного для вскрытия пород-коллекторов [143]:
1. Фракционный состав используемых кольматантов и утяжелителей, находящихся в буровом растворе, должен подбираться с учётом размера поровых каналов породы-коллектора с целью образования сводовых перемычек непосредственно у поверхности проницаемой породы и сокращения периода мгновенной фильтрации, когда происходит активное проникновение частиц в породы продуктивного пласта. Твёрдая фаза должна содержать в своем составе и коллоидные частицы, необходимые для формирования плотной низкопроницаемой фильтрационной корки (рисунок 2.2);
2. Дисперсность и концентрация твердой фазы в буровом растворе должны также обеспечивать такую проницаемость фильтрационной корки и закольматированного при мгновенной фильтрации поверхностного слоя породы, при которой в условиях вскрытия конкретного пласта скорость фильтрации будет составлять не более 10"7м/с [42, 107];
3. Физико-химические свойства поверхностной плёнки, обволакивающей твёрдые частицы в буровом растворе, должны обеспечивать минимально возможную адгезионную способность частиц по отношению к нефтенасыщенной породе.
В случае если размер частиц применяемого кольматанта значительно превышает размер поровых каналов вскрываемых горных пород, между частицами образуются каналы, через которые свободно происходит фильтрация раствора и коллоидных частиц, снижающих проницаемость продуктивного пласта (рисунок 2.2, а). Применение кольматантов различного фракционного состава позволяет создать на стенках скважины более качественную фильтрационную корку. Однако если не учитывается взаимосвязь размера поровых каналов горных пород, фракционного состава и концентрации кольматанта, фильтрат продолжает поступать в поровое пространство породы, но уже в меньшем объёме, чем в первом случае (рисунок 2.2, б). Правильное распределение частиц по размерам в составе кольматанта способствует образованию качественной фильтрационной корки, обеспечивает минимальное проникновение фильтрата бурового раствора и твердых частиц в пласт (рисунок 2.2, в).
Наиболее полно современным требованиям вскрытия продуктивных пластов удовлетворяет метод определения оптимального фракционного состава кольматанта, основанный на теории идеальной упаковки (IPT - Ideal Packing Theory), разработанной М. Кауффером [154, 162]. Согласно данной теории, кольматант образует идеальную упаковку (качественную фильтрационную корку) в том случае, если гранулометрический состав частиц обеспечивает эффективное закупоривание всех пор, включая поры, образуемые между твёрдыми частицами. Идеальная упаковка достигается в том случае, если совокупное распределение частиц в смеси будет прямо пропорционально квадратному корню из значения размера частиц, что графически может быть представлено в виде прямой линии (идеальная смесь) (рисунок 2.3).
Анализ эффективности современных технологий ликвидации аварийных разливов нефти с водной поверхности
Локализация и ликвидация разливов нефти с поверхности водоёмов являются наиболее трудоёмкими и сложными видами противоаварийных работ в силу быстрого и обширного распространения разлива по поверхности воды с образованием тонкой нефтяной плёнки. Считается, что одна тонна нефти способна покрыть площадь до 12 квадратных километров поверхности водоёма [134]. В России разливы нефти и тяжелых нефтепродуктов свыше 1 тонны на поверхности водоёмов рыбохозяйственного и хозяйственно-питьевого водопользования относятся к разряду чрезвычайных ситуаций, для ряда морей эта величина ещё ниже [102].
Попадая в окружающую среду, нефть претерпевает серию преобразований, со временем приводящих к самоочищению природных компонентов. В первые часы объем нефтепродуктов сокращается за счет испарения, чему способствуют температуры воды и воздуха, если они достаточно высоки. Со временем плёночная нефть теряет свои летучие и водорастворимые составляющие, вязкость и плотность остатка повышаются. При сильном волнении и низких температурах из него образуются эмульсии. Немаловажную роль в эволюции загрязнения играет его переход в донные отложения в результате осаждения тяжелых компонентов нефти. На дне моря тяжелые фракции нефтепродуктов включаются в состав донных отложений, где они сохраняются в течение более или менее длительного времени. В результате физико-химических и биологических процессов, протекающих в донных осадках, нефть может вновь выходить в морскую воду, приводя к ее вторичному загрязнению, что возможно и при штормовой погоде, когда происходит взмучивание грунтов. Даже после полной очистки акватории от нефтяного загрязнения при наличии нефти в грунтах углеводороды могут длительное время (годами) попадать на поверхность моря [23, 67]. Поэтому мероприятия, обеспечивающие быструю локализацию и ликвидацию разлива, крайне важны. Время локализации разливов нефти и нефтепродуктов не должно превышать 4 часов при разливе в акватории, а мероприятия по локализации и ликвидации должны производиться круглосуточно вне зависимости от погодных условий [99].
Существующие требования промышленной безопасности направлены, в первую очередь, на предупреждение подобных аварий и инцидентов, но также и на обеспечение готовности организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, к локализации и ликвидации последствий аварийных ситуаций [135]. Процесс ликвидации аварийных разливов нефти условно состоит из трех стадий: первая - локализация разлива, вторая - сбор с поверхности воды и третья - транспортировка собранного продукта к месту последующей переработки и утилизации. При этом степень негативного воздействия нефти на объекты окружающей среды во многом зависит от эффективности первых двух стадий, а именно от того, как быстро будет локализован разлив и какое количество разлитой нефти будет собрано с водной поверхности.
К наиболее простым и надежным методам борьбы с загрязнением водной поверхности относится способ локализации аварийных разливов нефти с помощью плавучих боновых заграждений [28, 129]. При таком способе нефть находится внутри локализованного участка, что предотвращает её растекание по всей поверхности водоёма. Конструкции и способы осуществления заграждения (локализации) разлива нефти могут быть самыми разнообразными. В настоящее время отечественной и зарубежной промышленностью выпускается свыше 200 разновидностей боновых заграждений. Такое разнообразие нефтеудерживающих бонов вызвано различием технологических задач, решаемых с использованием данного оборудования, а также ландшафтными и климатическими условиями их применения [59]. Выбор оптимальной конструкции боновых заграждений определяется конкретной технологической задачей, стоящей перед предприятием, эксплуатирующим опасный производственный объект.
Среди методов ликвидации аварийных разливов нефти можно выделить следующие: механический, термический, физико-химический и биологический [27, 28, 106 и др.]. В зависимости от объёма разлитой нефти, площади её распространения и времени с момента возникновения аварии данные методы могут применяться как самостоятельно, так и в сочетании друг с другом.
Одним из главных методов ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов является механический сбор нефти при помощи судов-нефтесборщиков, нефтесборных устройств (скиммеров) и других технических средств. Наибольшая эффективность метода достигается в первые часы после разлива, пока толщина слоя нефти остается достаточно большой, а площадь загрязнения - сравнительно малой. При малой толщине нефтяного слоя, большой площади его распространения и постоянном движении поверхностного слоя под воздействием ветра и течения механический сбор затруднен, а временами вообще невозможен [27, 59].
Термический метод основан на выжигании слоя нефти с поверхности воды и применяется при достаточной толщине слоя непосредственно после возникновения разлива, пока не произошло образования стойкой водонефтяной эмульсии. Считается, что данный метод применим до того момента, пока содержание воды в образовавшейся эмульсии не превысило 30 % [59]. При более высоком содержании воды заметно осложняется процесс поджигания разлива и снижается полнота сгорания нефти. Преимуществами данного метода являются быстрота ликвидации аварийного разлива нефтепродуктов, малое количество задействованных технических средств и минимальные затраты на проведение мероприятий. По мнению ряда специалистов [59, 132], полнота сгорания аварийных разливов нефти может достигать 50 %. Однако для его реализации требуется обеспечение дополнительных мер пожарной безопасности для предотвращения возгорания прилежащих объектов и территории, а также применение огнестойких боновых заграждений для локализации разлива. Образовавшиеся из-за неполного сгорания нефтепродуктов стойкие канцерогенные вещества загрязняют атмосферу.
Физико-химические методы основаны на использовании диспергентов и сорбентов.
Диспергенты являются химическими веществами, ускоряющими процесс естественного диспергирования нефти в воде. Таким образом, нефть, присутствующая на водной поверхности в виде плёнки, переходит в диспергированное состояние - в мелкие капли в толще воды. Использование диспергентов позволяет снизить экологическую нагрузку на более чувствительные элементы окружающей среды - береговую линию и зоны мелководья [75, 79, 86]. Применение диспергирующих реагентов наиболее эффективно, если с момента разлива прошло не более 72 часов и температура окружающей среды не выше 5 С.
Главным потенциальным недостатком диспергирования нефти является локализованное и временное повышение водонефтяной концентрации, которая способна оказывать воздействие на морскую флору и фауну в непосредственной близости от места применения диспергирующих веществ. Именно поэтому диспергенты не рекомендуется применять на мелководье на глубинах менее 10 м. В связи с тем, что в состав диспергентов входят различного рода поверхностно-активные вещества, растворители и прочие химические добавки, в России к применению допускаются только диспергенты, разрешенные Минздравом России и зарегистрированные в российском Реестре потенциально опасных химических и биологических веществ [27].
Использование нефтяных сорбентов аналогично применению других порошкообразных сорбентов. Принцип их работы основан на том, что при взаимодействии с водной поверхностью сорбенты начинают впитывать разлитые нефть и нефтепродукты, образуя комья плавучего конгломерата.
Совершенствование технологии разделения и обезвреживания нефтесодержащих отходов бурения
С учётом выполненного теоретического обоснования была разработана и апробирована в лабораторных условиях технология [90] разделения и обезвреживания нефтесодержащих отходов, не требующая использования дополнительных химических реагентов. Данная технология предусматривает послойное (сверху вниз) вымораживание и разделение промышленных отходов на твёрдую и жидкую фазы при одновременном (частичном, до 40 %) обезвреживании последней. Для удаления нефти, нефтепродуктов из жидкой фазы отходов технология предусматривает аэрацию её горячим воздухом и вибрацию жидкости. Для утилизации твёрдой фазы отходов технология предусматривает приготовление смеси частично обезвреженного шлама с нефтью в количестве свыше 14 % от общей массы, термическую обработку и использование горячей смеси для строительства промысловых сооружений. На рисунке 5.2 представлена принципиальная схема установки по разделению и обезвреживанию жидких буровых отходов.
Данную технологию целесообразно применять для обезвреживания и разделения следующих видов промышленных отходов:
нефтесодержащих отходов бурения скважин;
шламов из резервуаров, емкостей, трубопроводов, предназначенных для сбора, хранения, транспортировки, переработки нефти, нефтепродуктов и других вредных веществ;
загрязненных грунтов из зон аварийных утечек и разливов нефти, нефтепродуктов на магистральных нефтегазопроводах [42, 72].
Реализация предлагаемой технологии заключается в следующем. Ёмкость (1) заполняют загрязнёнными отходами, содержащими нефтепродукты. Затем верхнюю поверхность обводнённых отходов охлаждают до минус 5 С за счёт естественного или искусственного холода. Одновременно с охлаждением основного объёма отходов в плоскости днища (2) ёмкости (1) поддерживают температуру не ниже 0,1 С. В этих условиях происходят процессы разделения отходов на твёрдую, жидкую фазы с обезвреживанием последней. Под воздействием гравитационных сил на дне ёмкости накапливается твёрдая фаза отходов (3), а в верхней части ёмкости под воздействием температурного градиента формируется низковязкая плёнка нефтепродуктов. Образующуюся плёнку удаляют из ёмкости механическим способом. Под воздействием хладопотоков в переувлажнённой массе отходов проходит формирование ледяного блока (4). При этом из него выделяются и отторгаются вниз загрязнённые химическими веществами эмульсия (5) и твёрдая фаза отходов (3). В результате в верхней части ёмкости формируется опресненный лёд. Особенности процессов послойного вымораживания заключаются в том, что при температурах ниже температуры замерзания из жидкой фазы отходов выделяются кристаллы опреснённого льда, а твёрдая фаза и эмульсия, содержащие различные химические вещества, отторгаются от зоны ледообразования в нижнюю часть ёмкости. Вымораживание вредных веществ следует прекращать при промерзании отходов до 40 %, поскольку продолжение процесса вызывает, как показали исследования, обратное засоление (загрязнение) опресненного блока льда. Удаление льда из ёмкости производят путём поворота ёмкости относительно горизонтально установленной оси (6) и сброса его на прилегающий к установке рельеф местности. Для определения токсичности жидкости, содержащейся в обезвреженном ледяном блоке (4), были проведены исследования с использованием биологических индикаторов-дафний, подтвердившие экологическую безопасность сброса в водоём, на рельеф местности или утилизации очищенных сточных вод при строительстве новых скважин.
После удаления из ёмкости обезвреженного ледяного блока под воздействием вибратора (7), горячего воздуха, подаваемого в ёмкость через перфорированные трубы (8), оставшуюся эмульсию (5) разделяют на составляющие: нефть (нефтепродукты), рассол и твердую фазу. При этом нефть (нефтепродукты) повторно удаляют механическим способом. Рассол (высокоминерализованную жидкость) при необходимости заливают в дополнительные ёмкости и известными химическими способами производят обезвреживание воды до ПДК. В случаях, когда это не удаётся, целесообразно дополнительно произвести очистку воды активированным углем. Очищенные сточные воды сбрасываются в водоёмы, на рельеф местности или утилизируются в ходе строительства скважин.
На заключительной стадии обращения с отходами осуществляют обезвреживание, утилизацию их твёрдой фазы. Следует отметить, что при наличии в твёрдой фазе отходов органических веществ менее 7 % от массы после обработки получают смеси, подлежащие только захоронению (ликвидации) на специально оборудованных полигонах. Для утилизации (повторного использования) в виде отвержденных дорожно-строительных материалов твёрдая фаза отходов должна содержать более 7 % от массы органических веществ. При этом в органических веществах содержание жирных смол и кислот, являющихся активными вяжущими компонентами, должно быть не менее 20 % по массе. В качестве органических веществ могут использоваться нефтезагрязненные грунты, органические отходы (кубовые остатки), добавки органических соединений природного происхождения (донный ил - сапропель) или товарные органические соединения (гудрон, битум). После чего полученную смесь перемешивают и подвергают термической обработке при температуре не более температуры вспышки лёгких фракций углеводородов. Эти смеси могут быть успешно использованы в строительстве дорог, технологических площадок и других промысловых сооружений [64].
С целью практического подтверждения эффективности предлагаемого способа совместно с А.В. Петровой (2012 г.) был выполнен ряд лабораторных исследований. Испытания включали обезвреживание и определение содержания нефтепродуктов в 4 образцах нефтезагрязненных льяльных вод с различной концентрацией в них водородных и гидроксильных ионов. Результаты определения концентраций нефтепродуктов в водах до и после обезвреживания и разделения с использованием предлагаемого способа приведены в таблице 5.1.
Данными исследованиями была подтверждена возможность выполнения эффективного обезвреживания сточных вод от нефтезагрязнений, очистки нефтепродуктов от воды за счёт их охлаждения в диапазоне 0...4 С. Согласно действующим нормативам [121] очищенная вода пригодна для сброса в водоемы санитарно-бытового водопользования. Дополнительное использование фильтрующих элементов с активированным углем позволит достичь уровней ПДК для водоемов рыбохозяйственного назначения. Данный способ планируется внедрять на объектах нефтегазового комплекса, в частности в ОАО «Варандейский терминал», ООО «Роснефть -Архангельскнефтепродукт» и ООО «Морнефтесервис».
Полученные результаты теоретических, лабораторных исследований позволяют отметить следующее. Особенности процессов послойного вымораживания заключаются в том, что при температурах ниже температуры замерзания из жидкой фазы отходов выделяются кристаллы опресненного льда, а твердая фаза и эмульсия, содержащие различные химические вещества, отторгаются от зоны ледообразования в нижнюю часть емкости. В результате происходит одновременное разделение промышленных отходов на пресный ледяной блок, твердую фазу и эмульсию, а также обезвреживание ледяного блока от механических и химических загрязняющих веществ.
Экономическая эффективность способа была рассчитана на примере утилизации 1000 м3 нефтесодержащих отходов при содержании твёрдой фазы 30 % по объёму. Основные технико-экономические показатели предлагаемого способа представлены в таблице 5.2.
Принимая среднюю стоимость утилизации отходов бурения на полигонах Западной Сибири равной 1900 руб./м , предлагаемая технология обеспечивает экономию средств в размере 17,3 %.
Применение предлагаемого автором способа разделения и утилизации жидких отходов, в том числе нефтесодержащих, позволит повысить экологическую безопасность в нефтегазовой отрасли. Данное техническое решение может быть успешно применено на предприятиях, занимающихся строительством скважин, переработкой и транспортировкой нефти или нефтепродуктов, что подтверждается выполненными теоретическими и лабораторными исследованиями.
