Технологические процессы нефтяной промышленности ХМАО

Из перечисленных объектов наибольшую опасность для окружающей среды представляют амбары ПВО и БСВ, площадки ГСМ, к сооружениям которых предъявляются особые требования. При организации площадок ГСМ и строительстве амбаров проводится:

- снятие растительного слоя со всей площади амбара и рытье дренажной канавы по контуру;

- разработка и рытье  котлованов бульдозером и погрузка  грунта в самосвалы для сооружения обваловки;

- планировка днища котлована  и выполаживание бортов 1:2;

- устройство предварительного гидроизоляционного экрана котлована из грунто-битумно-бетонной смеси с последующим покрытием пленкой.

Днище котлована, целиком  попадающее на суглинистые грунты, может выполняться без изоляции. Особое внимание при возведении котлованов уделяется герметичности дна и стенок, целостности обвалования. Во избежание разрушения склонов насыпи дождевыми и талыми водами, предусматриваются мероприятия по укреплению откосов.

В процессе бурения с  целью уменьшения объема котлованов и норм отвода земель типовыми проектами предусматривается периодическое осветление буровых сточных вод и повторное их использование. Кроме того предусматривается повторное применение бурового раствора до 80 м³ при бурении с последующим вывозом на другие буровые площадки после окончания бурения. Для расслоения буровых отходов на загущенную и жидкую фазы, отходы в котлованах-отстойниках обрабатываются раствором коагулянта. Осветление проводится методом мокрого дозирования раствора сульфата алюминия (путем разбрызгивания на поверхность котлована) при помощи насоса. Обработка ведется из расчета 1 кг сухого сульфата алюминия на 1 м³ буровых сточных вод, при этом степень очистки реагентной коагуляции составляет:

• по механическим примесям - 90 % и выше;
• по эмульгированным нефтепродуктам (перевод в осадок) 90 % и выше;
• по показателю ХПК - 70 %.

Уплотнение образовавшейся пульпы происходит за 2-4 часа, необходимое время отстоя не превышает 24 часов.

После окончания бурения  осветленная вода из амбаров отстойников закачивается в линию с последующей ее очисткой и обработкой на блоке первичной сепарации и используется в нагнетательных скважинах для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления (ППД). Твердая фаза бурового раствора и внутренняя порода, оставшаяся в котловане после очистки воды, подвергается отвержению с последующей засыпкой котлована  грунтом. Территория, отводимая во временное пользование на период бурения скважин, подвергается технической и биологической рекультивации.

Извлечение  нефти из земных недр.

Извлечение нефти из земных недр включает три этапа:

• движение нефти по пласту к скважинам вследствие разности давлений в пласте и на забое скважины - разработка нефтяных месторождений;
• движение нефти от забоя скважин до их устья на поверхности - эксплуатация нефтяных скважин;
• сбор нефти и сопутствующих продуктов на поверхности, отделение газа и воды от нефти, сбор попутного газа, возврат воды в пласт.

Рассмотрим каждый из этих этапов более подробно.

1.Разработка  нефтяных месторождений.

Разработка нефтяного месторождения  – это комплекс мероприятий, направленных на обеспечения притока нефти  из залежи к забою скважин, предусматривающих  с этой целью определенный порядок   размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание  определенного режима их работы.

Для повышения эффективности естественных режимов работы залежи применяются  различные искусственные методы воздействия на нефтяные пласты и призабойную зону. Их можно разделить на три группы:

• методы поддержания пластового давления (заводнение, закачка газа в газовую шапку пласта);
• методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны (солянокислотные обработки призабойной зоны пласта, гидроразрыв пласта  и др.);
• методы повышения нефтеотдачи пластов.

Метод поддержания пластового давления.

Искусственное поддержание пластового давления достигается методами законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения,  а также  закачкой газа в газовую шапку пласта.

Метод законтурного заводнения применяется при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплутационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру. В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и давление в нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.

Метод приконтурного заводнения применяют на месторождениях  с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагревательные  скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем.

Метод внутриконтурного заводнения применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную площадь. Сущность этого метода  заключается в искусственном «разрезании» месторождения на отдельные участки, для каждого из которых осуществляется нечто подобное законтурному заводнению.

Нетрудно видеть, что методами заводнения искусственно создается жестководонапорный режим работы залежи.

Для поддержания пластового давления  применяют также метод закачки газа в газовую шапку нефтяного пласта. В этих целях используют нефтяной газ, отделенный   от уже добытой нефти. Благодаря закачке газа увеличивается давление на нефтяную часть залежи, и дебиты нефтяных скважин растут. В качестве нагнетательных в этом случае используют отработавшие нефтяные скважины, вскрывшие верхнюю часть продуктивного пласта, или бурят специальные скважины. Нагнетание газа в пласт производят при давлениях выше пластового на 10-20%. Как видно, при закачке газа  в газовую шапку искусственно создается газонапорный режим работы залежи. В настоящее время этот метод применяют редко в связи с дороговизной процесса и дефицитностью самого газа. Использование метода искусственного заводнения позволяет повысить отдачу пласта с 30-35 % до 40-4 5%.

Методы, повышающие проницаемость  пласта и призабойной зоне.

В процессе разработки нефтяных месторождений широко применяются  методы повышения проницаемости  пласта и призабойной зоны. По мере разработки залежи приток нефти в  скважину постепенно уменьшается. Причина  этого заключается в «засорении»  призабойной зоны - заполнение пор твердыми разбухшими частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина, гидратами и т.д. Для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяются механические, химические и физические методы.

К механическим методам относятся гидравлический  разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование скважин. Гидроразрыв пласта  производится путем закачки в него под давлением до 60 МПА нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазут, керосин, дизельное топливо) и других жидкостей. В результате этого в породах образуются новые или расширяются уже существующие трещины. Чтобы предотвратить их последующее закрытие, в жидкость добавляют песок,  стеклянные и пластмассовые шарики, скорлупу грецкого ореха. Применение гидроразрыва (рис 3) дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и проницаемой зоны, и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в 2-3 раза.

Рис 3. Применение гидроразрыва пласта и кислотной обработки скважин.

а- пласт перед  воздействием; б- пласт после гидроразрыва; в- пласт (призабойная зона) после  кислотной обработки. 1- обсадная труба; 2- ствол скважины; 3-насоснокомпресорные  трубы;

4- трещины  в породе , образовавшиеся после гидроразмыва; 5- порода, проницаемость которой увеличена в результате кислотной обработки.

Гидропескоструйная перфорация – это процесс создания отверстий  в стенках эксплуатационной колоны, цементом камне и горной породе для  сообщения продуктивного плата со стволом скважины за счет энергии песчано-жидкостной струи, истекающей из насадок специального устройства (перфоратора). Рабочая жидкость с содержанием песка 50-200 г/л закачивается в скважину с расходом 3-4 л/с. На выходе же из насадок перфоратора ее скорость составляет 200-260 м/с, а перепад давления 18-22 МПа. При данных условиях скорость перфорации колоны и породы составляет в среднем от 0,6 до 0,9 мм/с.

Торпедированием называется воздействие на призабойную зону пласта взрывом. Для этого в скважине напротив продуктивного пласта помещают соответствующий заряд взрывчатого вещества (тротил, гексоген,  нитроглицерин, динамиты) и подрывают его. При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит через скважинную жидкость, достигает стенок эксплуатационной колонны, наносит сильный удар и вызывает растрескивание отложений (солей, парафина и др.).   В дальнейшем пульсация газового пузыря, образовавшегося из продуктов взрыва, обеспечивает вынос разрушенного осадка из каналов.

К химическим методам воздействия на призабойную зону относятся обработки кислотами, ПАВ, химреагентами и органическими растворителями. Кислотные обработки осуществляются соляной, плавиковой, уксусной, серной и угольными кислотами. Соляной  кислотой 8-15 % -ной концентрации растворяют карбонатные породы (известняки,  доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие частицы.

Плавиковая кислота  в смеси с соляной предназначается  для воздействия на песчаники, а  также для удаления глинистого раствора, попавшего в поры пласта во время бурения или глушения  скважины.

Уксусная кислота добавляется  в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатной  породы.  Благодаря этому активные раствор соляной кислоты глубже проникает в поры породы. Кроме того, уксусная  кислота  также растворяет карбонатную породу и предотвращает  выпадение в осадок гидрата  окиси железа.

При  закачке в скважину концентрированной серной кислоты  положительный эффект достигается  двумя путями. Во - первых за счет теплоты, выделяющийся в процессе ее смещение с водой, снижается вязкость нефти и, соответственно, увеличивается дебит скважины. Во-вторых, при смещении серной кислоты с нефтью образуется ПАВ, также улучшающие приток нефти из пласта в скважину. Концентрированная серная кислота предназначается   для воздействия на продуктивные пласты, образованные песчаниками. Дело в том, что при ее взаимодействии с карбонатными породами образуется нерастворимый в воде сульфат кальция, улучшающий проницаемость призабойной зоны. Концентрированная (98%) серная кислота не разрушает металла. Коррозия начинается только при ее разбавлении водой.

Угольная кислота  применяется  для воздействия на породы, содержание карбонаты кальция и магния, а  также асфальто-смолистые отложения. 

Обработка призабойной  зоны пластов ПАВ преследует цель удаления воды и загрязняющего материала. Отрицательная роль воды проявляется  в том, что, попадая на забой скважины, она «закупоривает» часть пор, препятствуя  притоку нефти. Кроме того, вступая в контакт с глинистыми частицами пород, вода вызывает их набухание и разрушение. Это приводит к закупорке тонких поровых каналов и уменьшает дебит скважины. Механизм действия ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границе воды с нефтью, газом и породой. Благодаря этому размер капель воды в поровом пространстве уменьшается в несколько раз и облегчается их вынос. некоторые ПАВ, кроме того, делают поверхность поровых каналов в породе несмачиваемой для воды, но смачиваемой для нефти, что облегчает фильтрацию последней.

К физическим методам воздействия  на призабойную    зону относятся  тепловые обработки  и вибровоздействия. Целью тепловых обработок является удаление парафина и асфальто-смолистых веществ. Для этого применяют горячую нефть, пар, электронагреватели, термоакустическое воздействие, а также   высокочастотную электромагнитоакустическую обработку.  При вибровоздействии призабойная зона    пласта подвергается обработке пульсирующим давлением. Благодаря наличию жидкости в порах породы обрабатываемого пласта, по нему распространяются как искусственно создаваемые колебания, так и отраженные волны. Путем подбора частоты колебания давления можно добиться резонанса обоих видов волн, в результате чего возникнут нарушения в пористой среде, т.е. увеличится проницаемость пласта.

Методы повышения пластового давления и увеличения проницаемости  пласта позволяют, главным образом, сокращать сроки разработки залежей  за счет более интенсивных темпов отбора нефти и газа. Однако необходимо добиваться и наиболее полного извлечения нефти из недр. Это достигается применением методов повышения нефтеотдачи пластов.

 Методы повышения нефтеотдачи пластов.

Для  повышения нефтеотдачи  применяются следующие способы:

- закачка в пласт  воды, обработанной ПАВ;

- вытеснение нефти растворами полимеров;

- закачка в пласт  углекислоты;

- нагнетание в пласт  теплоносителя;

- внутрипластовое горение;

- вытеснение нефти из  пласта растворителями.

При закачке в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ, снижается  поверхностное натяжение на границе нефть – вода, что способствует дроблению глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой необходимы меньшие перепады давления. Одновременно резко снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности породы. Концентрация наиболее эффективных ПАВ в воде при заводнении пластов не превышает 0,05 %.