Анотація: Об'єкти нафтовидобутку за ступенем впливу на ОПВ знаходяться в лідерах. Під час вилучення, зборі та підготовці нафти в ОС крім нафти потрапляють пластові води, попутний нафтовий газ і багато хімічні реагенти в складі бурових шламів.
Екологічні проблеми нафтогазової галузі
Щорічно підприємства нафтової галузі порушують до 15 тис. Га земель, викидають в атмосферу понад 2,5 млн т забруднених речовин, спалюють на факелах близько 6 млрд попутних газів, забирають близько 750 млн т прісної води, залишають неліквідованими сотні комор з буровим шламом.
Щорічно на промислових трубопроводах Росії відбувається до 20 тис. Аварій з частотою 1,5-2 розриву на 1 км траси. Тільки в Західному Сибіру забруднено нафтою і нафтопродуктами до 840 тис. Га земель. Втрати нафти і нафтопродуктів за рахунок аварійних ситуацій досягають 20 млн т щорічно. При вартості нафти 50 дол. / Барель шкоди економіці Росії, не рахуючи екологічного, становить 7 млрд дол.
Перераховані проблеми складаються з локальних впливів видобувних підприємств. Екологічні проблеми можна згрупувати за трьома напрямками: організаційно-економічні; технологічні; природно-ресурсні.
Організаційно-економічні проблеми
Технічним завданням (ТЗ) на складання технологічної схеми розробки родовища природоохоронні заходи сформульовані досить розпливчасто. Наприклад, відсутня інформація про те, який економічний і екологічний збиток буде завдано ОС і місцевому населенню. До сих пір не усвідомлюється той факт, що витрати на екологічні заходи відносяться до виробничих і є такими ж необхідними елементами витрат, як і витрати на електроенергію і водопостачання.
Весь життєвий цикл промислу і собівартість товарної нафти залежать від якості еколого-економічних оцінок вартості ПР. завдається шкоди, а також компенсаційних заходів.
У більшості проектів відсутні показники екологічного стану компонентів ПС, визначені Правилами з проведення екологічної експертизи; проекти не відповідають вимогам офіційних документів з оцінки впливу на ОС (ОВНС); відсутні прогнозні сценарії впливу виробничого об'єкта на ОС; відсутні схеми організації екологічного моніторингу, а також розрахунки економічного збитку і платежів за оренду земельних ділянок, за розміщення відходів, за забруднення ОС; відсутні плани компенсаційних заходів.
При проектуванні розробки родовищ УВ повинні бути виявлені всі групи ризиків: геологічні, будівельні, експлуатаційні, інжинірингові, фінансові, маркетингові та екологічні. Останні можуть виникнути на будь-якій стадії реалізації проекту в результаті подій природного або техногенного характеру.
При встановленні лімітів впливу на ОС нафтовидобувного підприємства нормативи впливу затверджуються на 5 років, які продовжуються на новий термін без зниження обсягів викидів, скидів і утворення відходів, при цьому слабо враховуються реальні умови функціонування об'єкта. Крім того, проводиться недостатня обгрунтування меж гірничих відводів, а також відведення земельних ділянок під будівництво свердловин.
Дотримуючись закону "Про охорону навколишнього середовища", будь-яке підприємство, яке виробляє викиди в ОС, зобов'язана проводити моніторингові спостереження, мета яких - отримання показників стану ПС Крім того, більшість видобувних підприємств не має власних служб моніторингу, а спостереження проводяться епізодично і безсистемно.
технологічні проблеми
Аналіз технологічних процесів будівництва свердловин, облаштування та експлуатації нафтопромислів, організації робіт з охорони ОС виявив:
- недостатню ефективність екологічних рішень в проектах розробки та облаштування родовищ, будівництва та ремонту свердловин, програм по підвищенню нафтовіддачі пластів;
- неякісну реалізація проектних рішень з огляду на низьку експлуатаційної надійності технічних засобів і низьку ефективність системи контролю;
- недостатній рівень екологічної підготовки фахівців на всіх ділянках ланцюжка "свердловина - магістральний трубопровід".
Розливи нафти обумовлені великою протяжністю і низькою надійністю (80% зносу) промислових нафтових і водовідних ліній в системі підтримки пластового тиску (ППД). На МН причини аварійності наступні: 34% -зовнішні впливу: 23% Брак при будівництві; 23% -коррозія; 14% -заводской шлюб: 3% -ошібочние дії персоналу.
Зі збільшенням обводненості нафти швидкість корозії труб і устаткування збільшується. При обводнення від 10 до 80% швидкість корозії складає, а при обводнення 90% цей параметр збільшується до.
Внаслідок високої агресивності пластових вод (сірководень, діоксид вуглецю, іони хлору і ін.) Наскрізні отвори в обладнанні можуть з'явитися через 5 років після початку експлуатації, а при подачі інгібіторів корозії термін безаварійної служби трубопроводів з вуглецевих сталей може бути продовжений до 10 років.
Вибір і дозування інгібіторів корозії залежать від складу пластових флюїдів. Служба корозійного моніторингу сприймається як другорядне підрозділ, однак якщо врахувати величину спричинених аваріями шкоди і вартість реабілітації компонентів екосистем, то такі уявлення невірні. Попередження аварійності є необхідною превентивним заходом, яка повинна бути відображена в екологічній політиці підприємства і в Декларації промислової безпеки.
Назріла необхідність вдосконалення захисних покриттів для запобігання асфальто-парафінових відкладень і методів очищення промислових труб. Термін служби бітумної ізоляції на зовнішніх покриттях не перевищує 10 років. тому необхідний перехід до нових матеріалів і технологій покриття.
Однією з найважливіших в нафтовій галузі є проблема утилізації попутного нафтового газу (ПНГ). Тільки в факелах нафтопромислів Західного Сибіру щорічно спалюється близько 15 млрд цього енергоносія. Показник утилізації ПНГ варіює від 25 до 95%. При експлуатації родовищ стягується плата за його спалювання. У разі перевищення ПДВ на межі санітарно-захисної зони проводиться вдосконалення факельної системи з метою більш повного спалювання, а не заходи щодо його переробки. В цьому випадку ПНГ відноситься до відходів видобутку (як бензин в XIX в. Який зливали ночами в річки), що дозволяє платежі за забруднення віднести до собівартості продукції, як і витрати на утилізацію пластових вод. Пластові води, як і ПНГ. також є джерелом цінної сировини для нафтохімії (містять і ін.).
Одним з методів утилізації ПНГ є його закачування в пласти-колектори з метою підвищення нафтовіддачі. Ефективність застосування газових методів підвищення нафтовіддачі збільшується при низьких фільтраційно-ємнісних властивостях продуктивних пластів. При закачуванні ПНГ вирішується ряд проблем:
- скорочуються платежі за викиди в ОС і підтримується якість атмосферного повітря в робочій зоні на рівні нормативів;
- скорочується протяжність промислових корозійно-небезпечних комунікацій;
- забезпечується геодинамическая стабільність поклади;
- знижується обводненість свердловини продукції і зберігається ПНГ як ресурс для подальшого вилучення.
У Росії налічується понад 150 тис. Нафтових і газових свердловин. Приблизно 10% з них або законсервовані, або потребують консервації та ліквідації. Законсервовані свердловини під впливом змін в земній корі можуть "ожити", виділяючи нафту, гази і пластові розсоли. Таких небезпечних свердловин в Росії понад 1500. У Казахстані, наприклад, десятки виливають свердловин пішли під воду при збільшенні рівня води в Каспії.
Одна зі стадій утворення відходів - буріння свердловин, на період будівництва якої надається до 5 га землі. Протягом року після закінчення будівництва свердловини територія бурової площадки повинна бути рекультивирована і передана землекористувачу. На період експлуатації свердловини виділяється 0,36 га. Раціоналізація розміщення кущів свердловин дозволяє знизити відводи земель за рахунок зниження площ, зайнятих промисловими комунікаціями.
При ремонті свердловин необхідний контроль використання розчинників, гелів, кислот та інших реагентів, які повинні закачуватимуться в пласт при стимуляції нафтовіддачі свердловин. При обробці привибійної зони свердловин застосовуються 10- і 5% розчини, відповідно, соляної і плавикової кислот. При ремонті свердловин виникають до 2 токсичних рідин на одну свердловину операцію. Крім того, при промиванні насосних агрегатів, НКТ виникають до 5 рідких відходів на одну операцію. На родовищі необхідно мати спеціальний отвір з поглинаючими горизонтами для утилізації рідких відходів від технологічних процесів видобутку.
Нафто- і газовидобувні свердловини є складними і дорогими спорудами, які потребують постійного контролю і проведенні технічних заходів по підтримці робочих режимів. Корозійне поразка цементного каменю в свердловинах призводить до зниження частки нафти в видобуваються флюїди та до забруднення артезіанських і грунтових вод, що використовуються для водопостачання. З цієї причини відбувається утворення грифонів у гирла свердловин. Внаслідок несвоєчасних діагностичних досліджень в галузі простоюють більше 20 тис. Свердловин, що підлягають капітальному ремонту.
Джерелом забруднення нафтою і мінералізованими водами є також резервуарні парки видобувних підприємств. Багато резервуарні парки "плавають" на лінзах нафтопродуктів, які утворилися за роки витоків нафти. Періодична діагностика і очищення резервуарів від опадів з наступною їх утилізацією дозволяє знизити гостроту цієї екологічної проблеми.