Литературный обзор, Определение. Источники образования. Классификация - Система управления буровыми шламами в нефтегазовых компаниях

Определение. Источники образования. Классификация

Согласно определению Отраслевого стандарта ОСТ 51.01-06-85 буровой шлам - это измельченная выбуренная порода, загрязненная остатками бурового раствора (ОБР). Это является одним из видов отходов, образующихся в процессе бурения нефтяных и газовых скважин

Выбуренная порода содержит компоненты отработанного бурового раствора и породы, слагающей разрез (песчаник, глина, и др.) [1].

Буровые отходы (БО) образуются следующим образом. В процессе бурения в скважину подается буровой раствор, который смазывает и охлаждает инструмент, выводит на поверхность выбуренную породу, компенсирует внутрискважинное давление, снижает интенсивность образования и укрепляет стенки скважины. В результате на поверхности образуются буровые сточные воды, отработанный буровой раствор и загрязненная выбуренная порода (буровой шлам). Все эти три составляющие БО в различных пропорциях содержат воду, частицы выбуренной породы, нефть и компоненты бурового раствора. Нефть попадает в буровые отходы при прохождении нефтеносных пластов и при использовании ее в буровом растворе. [2] Высочайшую опасность для объектов природной среды представляют производственно-технологические отходы бурения, которые накапливаются и хранятся непосредственно на территории буровой. В своем составе они содержат широкий спектр загрязнителей минеральной и органической природы, представленных материалами и химреагентами, используемыми для приготовления и обработки буровых растворов. На 1 м3 отходов приходится до 68 кг загрязняющей органики, не считая нефти и нефтепродуктов и загрязнителей минеральной природы. [3]

В бурении различают два понятия - "выбуренная порода" и "шлам буровой". В процессе углубления скважины, в забое образуется выбуренная порода. При гидротранспорте промывочной жидкостью с забоя скважины на поверхность порода под воздействием техногенных факторов (например, смешения с буровым раствором) превращается в буровой шлам.

Бурение скважин осуществляется в осадочных отложениях, в которых наиболее распространенными являются глинистые породы. Их доля составляет 65-80%. Выбуренные частицы глинистых или скрепленных глинистым цементом пород в процессе гидротранспорта с забоя скважины на поверхность пропитываются фильтратом промывочной жидкости и набухают. Продолжительность нахождения частиц породы в промывочной жидкости с глубиной скважины возрастает и может достигать нескольких часов. Чем дольше они находятся в промывочной жидкости, тем сильнее их набухание. Происходит адгезионное присоединение к частицам твердой фазы частиц, преимущественно коллоидных размеров, из промывочной жидкости.

На изменение физико-химических свойств частиц выбуренной породы при превращении их в буровой шлам влияет пропитка дисперсионной средой промывочной жидкости. Поры и трещины частиц породы заполняются дисперсионной средой промывочной жидкости, поверхность глинистых частиц модифицируется, на внешней и внутренней поверхности частиц выбуренной породы адсорбируются вещества различной природы из компонентного состава промывочной жидкости.

Минералогический состав бурового шлама определяется литологическим составом разбуриваемых пород и может существенно изменяться по мере углубления скважины. Гранулометрический состав бурового шлама определяется типом и диаметром породоразрушающего инструмента, механическими свойствами породы, режимом бурения, свойствами промывочной жидкости и изменяется в широких пределах. [4]

Шлам буровой - преимущественно твердый отход бурения, вместе с выбуренной породой включает все химические соединения, которые используются для приготовления буровых растворов, его потенциальное загрязняющее действие на окружающую среду в основном обусловлено токсичными, большей часть малоопасными, свойствами компонентов бурового раствора, как правило, имеющими IV класс опасности, пластовыми флюидами и в меньшей степени выбуренной породой, которая и составляет основную массу отхода. Наибольшее потенциальное воздействие на окружающую среду могут оказывать содержащиеся в шламе хлориды и сульфаты, меньше нефтепродукты, еще меньше другие загрязняющие вещества. Незначительное общее загрязнение нефтепродуктами отходов бурения, в том числе, твердой фазы отходов бурения происходит при прохождении скважин наклонно-горизонтальных участков непосредственно в теле нефтеносного пласта и в среднем составляет около 200 мг/кг.

Шлам буровой представляет собой текучую пастообразную массу, темно-серого с металлическим оттенком цвета, маслянистую на ощупь и имеющий смешанный запах. Плотность бурового шлама определяется плотностью бурового раствора, выбуренной породы и влажностью.

Брутто-состав бурового шлама: выбуренная порода - 75-85%; органические вещества - 5-10%; водорастворимые соли - 5-10%; утяжелители и бентониты - 5-10%.

Основной компонент буровых шламов - выбуренная порода состоит из глинистых частиц и в меньшей степени песка, которые определяют его механические свойства. При подсыхании (около 20% влажности) шлам представляет собой твердые прочные куски. При дальнейшем высыхании куски растрескиваются и рассыпаются. Увлажнение приводит к быстрому размягчению кусков или порошка и переходу массы в вязкопластичное, а далее текучее состояние.

Гранулометрический состав, в котором подавляющая часть частиц (92_96 % весовых) имеют размеры частиц от 10 до 500 мкм, причем более крупные соответствуют выбуренным породам, а мелкие - бентонитам. Кривая распределения частиц по размерам имеет два максимума. Один максимум приходится на частицы размером 20_30 мкм другой на 200_300 мкм. Показатель pH, как правило, соответствует щелочной среде и составляет 8,5-10,5 единиц. Шлам буровой, поступающие на переработку для улучшения (восстановления) физико-химической структуры грунтов и безопасности для окружающей природной среды должен отвечать следующим исходным или технологически приемлемым параметрам и характеристикам на входе (входной контроль) в производственный процесс, не зависимо от основного способа бурения или их сочетания между собой (амбарное бурение, с использованием временных шламонакопителей или безамбарный способ бурения), принятого на нефтегазовом месторождении компании-недропользователя, согласно таблице 1.

Таблица 1 - Исходные (технологические) параметры и характеристики отходов бурения

Наименование параметров и характеристик	Значения параметров и характеристик
Шлам буровой
Гранулометрический состав, в %	- содержание частиц диаметром <0,071 мм - 60-65
Предельное и устойчивое насыщение водой, в %	40 ч 70
Нефть и нефтепродукты с диапазоном содержания, в % или г/кг	Не более 2 или 20,0
Растворимые соли, в %: - хлориды, - сульфаты	Не более 6,0 Не более 3,0
РН-метрия, в ед.	8,00 - 12,00
Тяжелые металлы: свинец, цинк, медь, никель, кобальт, железо, марганец, хром и др.	Не превышающие 2 кратные нормы ПДК
Удельная эффективная активность природных радионуклидов АЭфф, Бк/кг	I класс: ? 370 II класс: 370 740
Токсичность, класс опасности для ОПС (биотестирование)	IV

Бурение скважин осуществляется большей частью в осадочных отложениях, в которых наиболее распространенными являются глинистые породы. Их доля составляет 65-80%. Выбуренные частицы глинистых или скрепленных глинистым цементом пород в процессе гидротранспорта с забоя скважины на поверхность пропитываются фильтратом промывочной жидкости и набухают. Продолжительность нахождения частиц породы в промывочной жидкости с глубиной скважины возрастает и может достигать нескольких часов. Чем дольше они находятся в промывочной жидкости, тем больше их набухание. Происходит адгезионное присоединение к ней частиц твердой фазы преимущественно коллоидных размеров из промывочной жидкости.

На изменение физико-химических свойств частиц выбуренной породы при превращении их в буровой шлам влияет пропитка дисперсионной средой промывочной жидкости. Поры и трещины частиц породы заполняются дисперсионной средой промывочной жидкости, поверхность глинистых частиц модифицируется, на внешней и внутренней поверхности частиц выбуренной породы адсорбируются вещества различной природы из дисперсионной среды промывочной жидкости.

Минералогический состав бурового шлама определяется литологическим составом разбуриваемых пород и может существенно изменяться по мере углубления скважины. Химический состав бурового шлама зависит как от его минерального состава, так и свойств промывочной жидкости. Гранулометрический состав бурового шлама определяется типом и диаметром породоразрушающего инструмента, механическими свойствами породы, режимом бурения, свойствами промывочной жидкости и эффективностью ее очистки. [5]

Для решения задач утилизации ОБР и шлама бурения важное значение имеет их классификация по определенным качественным и количественным признакам. Наиболее существенными признаками являются:

- агрегатное состояние, - компонентный состав, - физико-химические свойства.

По агрегатному состоянию данные отходы могут быть систематизированы как жидкие (текучие), полужидкие (пастообразные) и твердые. При этом основным признаком их отнесения к тому или иному виду в данной систематизации является содержание твердой и жидкой фаз. Так, при содержании твердой фазы до 35 % отходы сохраняют свою подвижность и текучесть и относятся к жидким отходам (ОБР). При содержании твердой фазы от 35 до 85 % отходы имеют пастообразный вид и относятся к полужидким (это ОБР с буровым шламом). И наконец, при содержании жидкости в составе отходов менее 15 % их следует отнести к категории твердых отходов (выбуренная порода или буровой шлам).

Рисунок 1 - Систематизация ОБР и шлама: а - по агрегатному состоянию; б -- по компонентному составу [6]

По компонентному составу отходы бурения следует систематизировать как глинистые, карбонатные, галоидно-сульфатные. Эта систематизация в основном относится к твердым и полужидким отходам. К глинистым относятся отходы, твердая фаза которых представлена породами глинистой фракции (глины, аргиллиты, мергели). Карбонатные - это отходы, твердая фаза которых состоит преимущественно из карбонатных пород (известняки, доломиты). Галоидно-сульфатные отходы содержат твердую фазу, состоящую в основном из каменной соли, гипса и ангидрита. Такая систематизация позволяет оценивать пригодность этих отходов в качестве вторичного сырья при их утилизации. [6]

На рисунке 2 представлена классификация источников загрязнения при бурении скважин и их влияние на геосферу. [7]

Рисунок 2 - Источники загрязнения при бурении скважин

При бурении скважин задача очистки шламов от экологически опасных буровых отходов является наиболее актуальной.

Наибольшую опасность для окружающей среды представляют жидкие отходы бурения (главным образом, БСВ), так как они являются самым подвижным и легко аккумулирующимся загрязнителем отходом. Вместе с тем как сырье для регенерации из них активных компонентов буровые сточные воды являются "тощими" и представляют собой разбавленный раствор вредного вещества с концентрацией, как правило, до 0,1--1% и, за редким исключением, до 2,5%. Требуемая глубина извлечения из БСВ загрязнителей составляет 0,01--0,03% от определяемого нормативами экологически безопасного уровня как для сброса, так и для утилизации в технологическом цикле буровой. Как видно, система обезвреживания БСВ относится к технологии, более сложной, трудоемкой, энергоемкой и дорогостоящей, чем обычная технология. Полная утилизация более концентрированных суспензий (ОБР) или шламовых масс путем регенерации и извлечения из них ценных компонентов (утяжелителя, глинопорошка, отдельных химреагентов и т. д.) в промысловых условиях в настоящее время также экономически невыгодна из-за сложности и громоздкости технологических процессов. Буровые же установки на сегодняшний день специальной техникой для решения указанных задач не оснащены. [8]

Как правило, такие жидкости имеют углеводородную основу, а добавляемые в них компоненты - большую подвижность при попадании в воду и почву (поверхностно-активные вещества - ПАВ, дизельное топливо и др.) А также в процессе бурения при прохождении продуктивного горизонта БШ пропитывается нефтью. Твердые отходы, образующиеся при бурении и добыче, включают в себя:

- твердую фазу буровых растворов, - буровой шлам, - грунт, загрязненный случайными разливами нефти.

Загрязняющие свойства буровых растворов достаточно существенны в связи с содержанием в них, в первую очередь, органических компонентов и солей, токсичных для биоты. ОБР характеризуется следующим фазовым составом (в % от объема раствора):

- вода - 75-90 (представляющая собой добываемую совместно с нефтью пластовую воду, разбавленную атмосферными осадками); - твердая фаза - 11-25; - нефть и нефтепродукты - 7-14.

ХПК такого раствора колеблется в пределах 1000-8000 мг/л, минерализация его водной фазы 1,5-3 г/л, рН 7,8-8,2 [9]

Литературный обзор, Определение. Источники образования. Классификация - Система управления буровыми шламами в нефтегазовых компаниях

Определение. Источники образования. Классификация

Похожие статьи