Эффективность эманационной съемки достаточно высока лишь для эманирующих нефтешламов. Шламы из нефтеловушек, прудов-отстойников и радиоактивные отложения на стенках трубопроводов на нефте- и газопромыслах часто обладают низкой эманирующей способностью, особенно, если основные источники радиоактивности -радиобарит и радиокальцит. Поэтому глубинность эманационной съемки не всегда достаточна для поисков глубоко погребенных слабо радиоактивных нефтешламов и солей. Однако даже для низко эманирующих ТРО (удельная активность более 10 кБк/кг) глубинность эманационной съемки превышает 3-5 м. В степных районах имеется положительный опыт поисков погребенных аномалий в рыхлых отложениях с помощью высокоскоростного шнекового бурения и гидрозадавливателей. Детектор гамма-излучения располагается непосредственно в буровом агрегате. В этом случае глубина обнаружения радиоактивных аномалий в рыхлых грунтах достигает 20 м. Однако экономическая целесообразность проведения таких работ часто не обоснована из-за их высокой стоимости.
При подготовке к захоронению нефтешламов и солей и при проведении дезактивационных работ задачи мониторинга существенно осложняются. Исследованию (радиометрическому опробованию) дополнительно подлежат радиоактивные шламы и радиоактивные соли, маршруты перемещения нефтешламов и продуктов их дезактивации, контейнеры для их перемещения, технологические емкости, места захоронения продуктов дезактивации, технологическое оборудование для дезактивации, места утилизации технологических продуктов, помещения, в которых производятся дезактивационные работы и т.п. Важной задачей мониторинга является исследование радиоактивности воды в наблюдательных скважинах, реках, прудах и т.п., а также радиоактивного загрязнения добываемой вместе с нефтью и газом пластовой воды и пластов в месте закачки пластовых вод и технологических растворов. Во многих случаях необходимо комплексное исследование радиоактивных загрязнений по альфа-, бета- и гамма- излучению из-за их различного радионуклидного состава.
Технологию дезактивации радиоактивных нефтешламов рассмотрим на примере одного из типичных нефтегазопромысловых регионов России, в частности ВГПУ, в котором эксплуатируются 6 месторождений нефти, газа и конденсата. Из скважин поступает смесь газа, конденсата, нефти и пластовой воды. В пластовой воде содержится в среднем 150 (летом) - 240 (зимой) г/л метанола, который используется для предотвращения гидратообразования. Газ и конденсат сепарируются (разделяются) и затем поступают на головные сооружения ВГПУ по межпромысловым трубопроводам. На блоке выветривания головных сооружений ВГПУ происходит разделение конденсата и пластовой воды. Пластовая вода с содержащимся в ней шламом сбрасывается в резервуарный парк, где накапливается в резервуарах объемом от 1000 до 5000 м3. В 2000 году сброс пластовой воды в резервуарный парк составил 36000 м3, а общий сброс - около 130 тыс. м3. В резервуарном парке происходит разделение конденсата, парафина и пластовой воды (отстаивание). Пластовая вода после отстаивания поступает на установку регенерации метанола. Метанол используется вторично. Горячая пластовая вода с установки регенерации метанола по трубам поступает на очистные сооружения. На очистных сооружениях имеется ряд устройств для очистки пластовой воды и других жидких отходов ("промстоков"), поступающих из резервуарного парка, установки регенерации метанола, хозяйственно-бытовых стоков: нефтеловушки, песколовушки, пруды-отстойники, емкости вторичного отстоя, дренажные емкости, колодцы. Стоки после очистных сооружений под давлением закачиваются в скважину на глубину 3700 м. Два раза в год в эту же скважину для увеличения проницаемости пласта закачивается до 70 т 22% соляной кислоты с антикоррозионными добавками. Такая схема типична для многих объектов нефте- и газодобычи.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.