Некоторые возможные способы утилизации отходов бурения и нефтедобычи Шорникова Е.А. Характеристика отходов бурения
    На современном этапе развития технологии нефтедобычи при эксплуатации нефтяных месторождений образуются большие объемы отходов, преимущественное количество которых накапливается в шламовых амбарах. На нефтедобывающих предприятиях Среднего Приобья, в соответствии с регламентами, для сбора отходов бурения с одной кустовой площадки при бурении восьми скважин строится один амбар. Если количество скважин в кусте более десяти, - строится несколько амбаров [1].
    В процессе эксплуатации амбары заполняются буровыми и тампонажными растворами, буровыми сточными водами и шламом, пластовыми водами, продуктами испытания скважин, материалами для приготовления и химической обработки буровых и тампонажных растворов, ГСМ, хозяйственно-бытовыми сточными водами и твердыми бытовыми отходами, ливневыми сточными водами. Процентное соотношение между этими компонентами может быть самое разнообразное в зависимости от геологических условий, технического состояния оборудования, культуры производства и т.д. [1]. Так, по данным ОАО "Когалымнефтегаз", при бурении скважины глубиной 2600 м в амбаре содержится около 65% воды, 30% шлама (выбуренной породы), 5,5% нефти, 0,5% бентонита и 0,5% различных присадок, обеспечивающих оптимальную работу буровой установки (табл. 1).
    Таблица 1
    Состав отходов нефтедобычи на месторождениях ОАО "Когалымнефтегаз" [2] Компоненты отходов Состав при бурении первой скважины (2600 м), т Состав при бурении последующих скважин, т Вода 314.0 314.0 Шлам 150.0 150.0 Нефть 29.64 26.64 Бентонит 2.8 1.4 ПАВ-неонол 0.073 0.073 КМЦ 0.364 0.182 ТПФН 0.052 0.052 ГКЖ 0.080 0.080 Сода кальцинированная 0.042 0.042 Сода каустическая 0.150 0.150 КССБ 0.161 0.161 Графит 0.150 0.150 Барит 0.096 0.096 Цемент 0.722 0.722 Гипан 0.172 0.086 НТФ 0.045 0.045 "Нитрон" - отходы 0.170 0.170 Смазочная добавка ИКБ-4ТМ 0.520 0.520 По данным химического анализа амбарных шламов ОАО "Когалымнефтегаз" [2], содержание нефтепродуктов в шламе колеблется в пределах от 2000 до 13870 мг/кг. Нефтяная часть шлама представлена в основном парафино-нафтеновыми углеводородами - 41,8% масс., из них 20% масс. - твердые парафины [3]. Асфальтены - 5,6% масс.; смолы - 19,2% масс., полициклические ароматические углеводороды - 20,1 % масс. В образцах асфальто-смолистых парафиновых отложений, отобранных из амбаров нефтепромыслов Западной Сибири, содержание парафино-церезиновых компонентов с температурами плавления 66-84 оС составляет 40-70% масс.; содержание органической части - 72-90% масс. [4,5]. Нефтяная часть отходов распределяется в шламовом амбаре следующим образом: 7-10% нефтеуглеводородов сорбируется на шламе, 5-10% находится в эмульгированном и растворенном состоянии, остальные углеводороды находятся на поверхности амбара в виде пленки [6].
    Неорганическую часть составляют в основном окислы кремния и железа (песок, продукты коррозии), небольшие количества (менее 1%) соединений алюминия, натрия, цинка и других металлов [7].
    Строительство амбаров практически заключается в выемке определенного объема грунта и обваловании полученного котлована. Гидроизоляция дна и стенок амбара не производится [1]. При такой конструкции избежать фильтрации жидкой фазы и попадания ее на окружающий ландшафт практически невозможно. ............