Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

работки с поддержанием пластового давления, когда баланс пластовойэнергии искусственно регулируется [54, 56].

По методам регулирования баланса пластовой энергии выделяют сис­темы разработки с искусственным заводнением пластов и системы раз­работки с закачкой газа в пласт.

Системы разработки с искусственным заводнением пластов могут осу­ществляться по вариантам:

1. законтурного заводнения, при котором воду закачивают в ряд на­ гнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтенос­ ности на расстоянии 100-1000 м;

2. приконтурное заводнение, когда нагнетательные скважины располо­ жены в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности;

3. внутриконтурное заводнение, которое применяют на объектах с боль­ шими площадями нефтеносности.

Системы разработки с закачкой газа могут осуществляться посред­ством закачки газа в газовую шахту залежи или по всей площади залежи.

При водонапорном режиме процесс добычи нефти продолжается бо­лее 30~50 лет и проходит ряд стадий, отличающихся, с одной стороны, новым качественным состоянием залежей, а с другой, - степенью изме­нения состояния окружающей среды.

При этом режиме по динамике добычи нефти выделяют четыре ста­дии процесса разработки залежей.

Первая стадия - освоение эксплуатационного объекта характери­зуется:

• интенсивным ростом добычи нефти до максимального заданного уровня (прирост составляет примерно 1-2% в год от балансовых запасов);

• быстрым увеличением действующего фонда скважин;

• резким снижением пластового давления (до 30% за 6-8 лет);

• небольшой обводненностью продукции (3-4%);

- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи (около 10%).

В настоящее время около 90% ежегодно добываемой нефти извле­кают из месторождений, где нефть вытесняется водой. Поэтому наибо­лее общей и типичной является структурная схема производственного процесса разработки и эксплуатации месторождений с заводнением.

Промысловое обустройство представляет собой сложный комплекс со­оружений и коммуникаций (скважины, объекты и сооружения сбора, транспортировки, замера, сепарации, подготовка продукции скважины для сдачи ее потребителям, автомобильные дороги, линии электропередачи и др.), который имеет географические и климатические особенности: за-строенность, водные преграды, заболоченность отдельных участков, цен­ность земель для сельского и лесного хозяйства.

21

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Кроме вышеуказанных основных систем существуют и вспомогатель­ные, необходимые для обеспечения нормального функционирования неф-тегазопромысла: системы контроля и автоматизации производственных процессов, водоснабжения, сантехнических сооружений, связи, молние-защиты и т.д.

На первой стадии влияние производственных процессов разработки нефтяных месторождений характеризуется в целом двумя особенностями.

Первая особенность заключается в повышенной опасности открытого аварийного фонтанирования отдельных добывающих скважин, особенно при наличии зон АВПД (аварийно-высокое пластовое давление). Подоб­ные аварии сопровождаются обычно разрывом обвязки, вспышкой газа, выбросами жидкости, возникновением очагов пожара, просадками рель­ефа и т.д. В зависимости от способа глушения таких фонтанов в зоне аварийной скважины в чрезвычайно короткие сроки уничтожаются эко­системы почвенного покрова, загрязняются водотоки и атмосфера.

При строительстве и налаживании работы нового оборудования риск аварий и связанных с ними экологических последствий будет более вы­соким. Наиболее серьезными являются разливы нефти.

Опасной особенностью современных российских условий является стремление мелких геологоразведочных компаний в случае обнаружения нефти при ее разведке немедленно начать ее добычу, пытаясь заработать деньги. Поскольку при этом все осуществляется по временным, весьма ненадежным схемам, риск аварий и разливов очень велик [59].

Вторая особенность состоит в том, что на первой стадии призабой-ные зоны добывающих скважин и качество цементации обсадных ко­лонн находятся в хорошем состоянии. Поэтому аварийные перетоки флюидов в заколонном пространстве (при отсутствии аварий открытого фонтанирования) маловероятны. Продолжительность стадии 4-5 лет.

Вторая стадия - поддержание высокого уровня добычи нефти харак­теризуется:

• более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (мак­ симальный темп добычи нефти в пределах 3-17%) в течение 3-7 лет (1-2 года для вязких нефтей);

• ростом числа скважин;

• нарастанием обводненности продукции (от 2 до 7% ежегодно);

• отключением небольшой части скважин из-за обводнения и пере­ ходом на механизированный способ добычи нефти;

• текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 30-50% к концу стадии.

По мере обводнения продукции скважин наступает момент, когда ин­тенсивность обводнения продукции становится выше интенсивности ро­ста добычи жидкости. После этого начинается снижение добычи нефти, несмотря на увеличение добычи жидкости.

22