Техногенез в нефтедобывающей промышленности. Источники и виды техногенных потоков в окружающей среде при добыче и транспортировке нефти

Воздействие техногенных потоков на окружающую среду в районах добычи нефти определяется видом работ на месторождении (поисково-разведочные работы и обустройство промысла, эксплуатация месторождения, сбор и подготовка нефти на промыслах), которые формируют источники воздействия на среду и возможные группы загрязнителей природной среды, соответствующие применяемой технологии и составу техногенов. Во всех циклах и производственно-технологических стадиях бурения на нефть, газ, конденсат осуществляется: отвод земель под скважины, нефтепромысловые объекты, складирование отходов, под строительство и эксплуатацию магистральных нефте- и газопроводов, а также загрязнение почвенного и растительного покрова.

По пространственному признаку источники техногенеза подразделяются на точечные (скважины, амбары), линейные (трубопроводы, водоводы) и площадные (нефтепромыслы, месторождения). Связь источников техногенеза и техногенных потоков отражена в табл.

Классификация техногенных потоков в окружающей среде при разведке и добыче нефти и конденсата

Характеристики техногенных потоков	Технологические процессы формирования техногенных потоков
Поисково-разведочное бурение	Интенсификация притока нефти и конденсата	Сбор и подготовка нефти и конденсата на промыслах
Источники техногенных потоков	Скважины, шламонакопители и амбары, водоводы, системы циркуляции промывочной жидкости	Отстойники, насосные станции, нагнетательные скважины	Нефтяные резервуары, трубопроводы, факельные системы
Виды техногенных потоков	Промывочные жидкости, буровой шлам, утяжелители, химические реагенты, сточные воды, нефтепродукты	Механические примеси, ПАВ, полимеры, сульфаты, редуцирующие бактерии, кислоты, щёлочи, нефтепродукты	Кристаллизация гидратов и парафинов, локальное тепловое воздействие, продукты неполного сгорания попутных газов, нефтепродукты
Причины образования техногенных потоков	Аварийные выбросы, некачественный цементаж, сброс неочищенных сточных вод, поглощение помывочной жидкости, затрубные межпластовые перетоки	Коррозия промыслового оборудования, аварии водоводов и нефтепроводов, нарушение герметичности в технологическом оборудовании	Потери лёгких фракций нефти при хранении в резервуарах, некачественная сепарация газа от нефти, применение ПАВ, коррозия трубопроводов

Воздействие при буровых работах проявляется в виде:

- антропогенных экзогенных и эндолитических геологических процессов и явлений;

- механического уничтожения растительного и почвенного покрова;

- химического загрязнения атмосферы, почвы, поверхностных и грунтовых вод, геологической среды;

- снижения численности ценных и редких видов животных в результате браконьерства или фактора беспокойства.

Наиболее опасным видом воздействия непосредственно при бурении скважин и впоследствии является химическое загрязнение окружающей среды: атмосферы, почвы, поверхностных и грунтовых вод, геологической среды. К основным потенциальным химическим загрязнителям при строительстве геологоразведочной скважины по типовым технологиям относятся:

- буровые растворы, промывочные и задавочные жидкости, а также химические реагенты и материалы, используемые для приготовления этих жидкостей и растворов;

- отходы бурения, состоящие из бурового шлама, отработанного бурового раствора и буровых сточных вод;

- горюче-смазочные материалы;

- хозяйственно-бытовые сточные воды и твердые бытовые отходы.

Атмосферный воздух в процессе строительства скважины загрязняется:

- продуктами сгорания котельной и двигателей внутреннего сгорания;

- при испарении, проливах токсичных соединений из емкостей или других мест их хранения;

- факелами сжигания попутного нефтяного газа при испытании скважины;

- при производстве сварочных работ;

- в аварийных ситуациях, когда возможны газопроявления и возгорание продуктов выброса из скважины;

- продуктами испарений пластовых флюидов в результате перетоков флюидов в случаях ненадежной конструкции скважины, некачественного цементирования колонн, негерметичности обсадных колонн, а также при аварийных ситуациях в процессе строительства скважины, связанных с выбросом флюидов.

В процессе бурения скважины образуется отработанный буровой раствор, буровой шлам и буровые сточные воды. Вся масса этих буровых отходов размещается в шламовых амбарах. Буровой шлам – это измельченная породоразрушающим инструментом и вынесенная на поверхность буровым раствором порода, удаленная из системы циркуляции средствами очистки. Он состоит из твердой и жидкой фаз. Твердая фаза бурового шлама - твердообразное пластичное тело, образовавшееся в результате отстоя и глубоких физико-химических изменений отходов бурения в течение всего периода нахождения шламового амбара. Жидкая фаза бурового шлама – это многокомпонентные системы устойчивых суспензий на основе дождевых и талых вод, а также отработанного бурового раствора, содержащие минеральные и органические соли, а также нефть. Буровые сточные воды – образуются при обмывке и промывке технологического оборудования буровой установки и содержат остатки бурового раствора или других загрязнителей, а также талые и дождевые воды, скапливающиеся на территории под блоками технологического оборудования буровой установки.

Геохимические изменения в почвах начинаются уже на стадии бурения скважины. Загрязняющие вещества (нитраты, свинец, цинк) обнаружены в почве в радиусе 2 км от буровой. В процессе бурения основными загрязнителями почв выступают шламы и отстойные ямы (амбары) для промывочной жидкости. В процессе бурения скважин на почвы оказывают влияние буровые растворы, расход которых достигает 30 м³/сут. на один объект. В состав промывочных жидкостей входят следующие химические компоненты: разжижители, термостабилизаторы, эмульгаторы, утяжелители и т.д., а также реагенты, используемые в процессе бурения и обработки призабойной зоны, которые после проведения производственного цикла попадают в отстойники: кислоты HCl, H₂SO₄, HNO₃ и др.; ПАВ (неионогенные и анионогенные); углеводородные растворители (дизельное топливо, керосин, гидроконденсат); водорастворимые полимеры, ингибиторы отложения солей (фосфорорганические соединения, карбоновые и сульфокислоты, растворы хлорида натрия, гидрооксида калия и др.).

Техногенные потоки углеводородов, образуемые при добыче, часто сопровождаются выносом из скважин высоко минерализованных пластовых флюидов, которые попадают в почвы. Минерализованные воды нефтегазоносных и артезианских бассейнов являются источником техногенных потоков металлов в процессе бурения и эксплуатации нефтяных, газоконденсатных и гидрогеологических объектов. Для нефтяных вод характерно повышенное содержание галогенов (Cl, Br, I), бора, бария, стронция, двухвалентного железа и сероводорода.

Наряду с пластовыми высокоминерализованными флюидами почву загрязняет нефть в земляных амбарах (до 16% валового загрязнения углеводородами). Засыпка их глиной приводит к радиальному загрязнению почв, особенно в периоды интенсивных дождей, которые формируют техногенный фронт за счёт радиальной миграции углеводородов в 200-250 раз выше первоначальных размеров амбаров, и площадь загрязнения может составить несколько гектаров. Размеры амбаров значительны – 500-800 м³.

Для нефтепромыслов основными компонентами почти всех типов техногенных потоков являются нефть и нефтепродукты, которые в сыром виде выступают в качестве самостоятельных техногенных потоков.

Загрязнение нефтью в период бурения скважины происходит вследствие:

- аварийных выбросов нефтесодержащих пластовых флюидов;

- испытаний скважин;

- переполнения амбаров для сбора пластовых флюидов;

- утечек из резервуаров хранения дизельного топлива и смазочных материалов (склады ГСМ);

- утечек топлива и масла из дизельных генераторов электроэнергии и двигателей автомобилей на местах стоянок;

- утечек из продуктопроводов.

После консервации или ликвидации скважины загрязнение происходит в результате:

- подтекания устья скважины при разгерметизации вследствие коррозии или некачественно проведенных ликвидационных работ;

- утечек нефти из загрязненных шламовых амбаров при их переполнении талыми и дождевыми водами;

- утечек из брошенных резервуаров, содержащих сырую нефть или топливо.

Нефти различаются по вязкости, газосодержанию, количеству смолы, парафинов и содержанию серы. Внутри провинций по месторождениям эти различия ещё более существенны. Во многих нефтях присутствуют разнообразные микроэлементы, а в некоторых – повышенные концентрации металлов.

По оценкам геохимиков, в нефтях определено около 450 индивидуальных соединений, но принято по преобладающим компонентам нефти разделять на 4 класса:

1) Парафины (CnH₂n₊₂), низкие парафины от метана до бутана, при комнатной температуре - газы.

2) Нафтены (C_nH_2n), при комнатной температуре газы, жидкости, твёрдые смеси.

3) Ароматические соединения ряда бензола (C₆H₆), преимущественно жидкости.

4) Олефины – ненасыщенные нециклические соединения с двойной связью и общей формулой, как и у нафтенов (CH₄H_2n), при комнатной температуре – газы, жидкости и твёрдые тела.

Существенное значение в составе нефтей имеют циклоалканы и ароматические углеводороды ряда аренов – C_nH_m. Многие из ароматических углеводородов относятся к токсинам (ПАУ). Например, содержание одного из наиболее токсичных соединений – 3,4-бензапирена, - в нефтях колеблется от 250 до 8050 млрд^-1. Токсичность некоторых нефтей усиливает присутствие в них в значительных количествах Hg и As.

Показано вредное влияние на почвы смолисто-асфальтеновых компонентов, обусловленных связью этих соединений с микроэлементами: As, Co, Cu, Pb, Hg, Ni, V, Fe, Mn и др.

Потери углеводородов при добыче, транспортировке и использовании нефти и конденсата составляют 8-12% в год от его мировой добычи. Например, в 2000 г. потери были около 350 млн. т нефти и конденсата (ВНИИ Зарубежгеология 2000). По прогнозу Н.Д. Терелла, к 2020 г. потери углеводородов увеличатся вдвое, что предопределит рост техногенных потоков углеводородов в окружающую среду.

Дата добавления: 2017-01-14