Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Лекции по экологии нефтегазодобывающих комплексов - файл ЭКОЛОГИЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ КОМПЛЕКСОВ.doc


Лекции по экологии нефтегазодобывающих комплексов
скачать (695.3 kb.)

Доступные файлы (1):

ЭКОЛОГИЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ КОМПЛЕКСОВ.doc2183kb.13.03.2004 00:14скачать

ЭКОЛОГИЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ КОМПЛЕКСОВ.doc

1   ...   4   5   6   7   8   9   10   11   ...   18
^

Доля от добытой нефти, %

Устья скважин и средства перекачки

0,002-0,06

Буферные емкости, отстойники

0,16-0,27

Земляные амбары

9,9

Резервуары промежуточные

0,05-3,28

Сырьевые резервуары УПН

0,05-2,15

Технологические резервуары

0,21-1,52

Товарные резервуары

0,05-2,01

Нефтеловушки

0,002-0,2


Такой уровень техногенного воздействия может вызвать изменение динамического равновесия в природных экологических системах. В первую очередь, загрязнение УВ сказывается на биологической продуктивности растительного покрова и качестве поверхностных и грунтовых вод. С некоторым запозданием происходят локальные изменения в физико-химическом составе атмосферы и подземной гидросферы. Следовательно, изучение и оценка нефтяного загрязнения должны носить комплексный характер и выполняться для всех компонентов окружающей среды в тесной взаимосвязи.

По пространственному признаку источники загрязнения подразделяются на точечные (скважины, амбары), линейные (трубопроводы, водоводы) и площадные (нефтепромыслы, месторождения). Оценку значимости источников загрязнения следует проводить с учетом продолжительности их функционирования во времени. В зависимости от продолжительности действия выделяются систематические и временные источники загрязнения. Уровень загрязнения окружающей среды отходами производства оценивается кратностью превышения предельно допустимых концентраций (ПДК) поступающих веществ в природные объекты. По ориентировочным оценкам, большая часть углеводородного загрязнения приходится на атмосферу - 75%, 20% фиксируется в поверхностных и подземных водах и 5% накапливается в почвах. Различие физико-химических свойств загрязнителей и многообразие форм их миграции обусловливают чрезвычайную сложность механизма нефтяного загрязнения и недостаточную его изученность.

Таблица 4

Загрязнение окружающей среды при разведке и добыче нефти


Характеристика

загрязнителей, мероприятия по охране среды

^ Основные технологические процессы

Поисково-разведочные работы

Интенсификация добычи нефти

^ Сбор и подготовка нефти на промыслах

Источники

выброса ЗВ

Скважины

Шламонакопители и

Амбары

Водоводы

Циркуляционная система промывочной жидкости

Отстойники

Кустовые насосные станции

Нагнетательные скважины

Нефтяные резервуары

Трубопроводы

Факельные системы

Шламонакопители


































Виды загрязнений

Промывочные жидкости

Буровой шлам

Утяжелители

Химические реагенты

Сточные воды

Нефтепродукты

Механические примеси

ПАВ, полимеры

Сульфатредуцирующие бактерии

Кислоты, щелочи

Нефтепродукты

Нефть, легкие углеводороды, гидраты, АСПО,

Локальное тепловое воздействие

Продукты неполного сгорания попутных газов

Нефтепродукты

Химреагенты





















Причины загрязнений

Аварийные выбросы пластовой жидкости Низкая герметичность

колонн

Некачественный цемен-

таж

Сброс неочищенных сточных вод

Поглощение буровых

растворов

Затрубные межплас-

товые перетоки

Коррозия промыслового оборудования

Разрушение водоводов и нефтепроводов

Закачка вод с различным химическим составом

Нарушение герметичности

в технологическом оборудовании

Потери легких фракций нефти при хранении в резервуарах Некачественная сепарация газа от нефти

Применение ПАВ, одорантов и ингибиторов коррозии

Коррозия трубопроводов














































Природоохран-

ные мероприятия

Рекультивация земель

Захоронение отрабо-

танных буровых раст-

воров с их предвари-

тельной нейтрализацией

Применение заколонных

пакеров

Замена земляных амба-

ров металлическими

или железобетонными

емкостями

Герметизация промыслового

оборудования

Очистные сооружения для сточных вод

Применение оборотного водоснабжения

Использование напорной герметизированной системы сбора нефти и

газа

Применение однотрубного транспорта продукции нефтяных скважин

Обезвоживание и обессоливание нефти

Увеличение объемов утилизации и переработки

нефтяного газа











































В табл. 4 систематизирована информация об источниках, видах и причинах

загрязнений при строительстве скважин, интенсификации добычи нефти, а также при сборе и подготовке продукции на промысле. Одновременно приводятся сведения о возможных мероприятиях по устранению отрицательного воздействия на окружающую среду.

Как видно из табл.4, возможные причины негативного воздействия на природные системы обусловлены возникновением аварийных выбросов при бурении и освоении скважин, нарушением герметичности колонн, порывами водопроводов и трубопроводов. Кроме того, сброс неочищенных сточных вод в поверхностные водоемы и поглощающие горизонты также отрицательно сказывается на всех компонентах биосферы.

^

9. ВЗАИМОВЛИЯНИЕ СИСТЕМ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА И ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ



( по Иванцову О. М., РАО «Роснефтегазстрой»)
Находясь в постоянном взаимодействии с природой, человек все острее ощущает необходимость налаживания таких взаимосвязей с окружающей средой, при которых был бы обеспечен устойчивый экологический компромисс, не нарушающий естественного природного баланса и эволюционного развития планеты. На этом пути человечество имеет огромные неиспользованные резервы.

Такой разумный устойчивый компромисс должен быть найден во «взаимоотношениях» систем трубопроводного транспорта газа, нефти, нефтепродуктов с природной средой. Ни одно инженерное сооружение не связано так тесно с окружающей природой как трубопроводные системы. Это объясняется обширной географией трубопроводного транспорта, огромной протяженностью газопроводов и нефтепроводов, которые пересекли все природно-климатические пояса, подземным расположением линейной части, а также размещением насосных и компрессорных станций в самых разных природных условиях, сообразуясь с гидравлическим расчетом трубопроводов.

Трубопроводные системы уже сейчас накрывают 35% территории, на которой проживает 60% населения страны. На всей этой территории рассредоточены искусственно созданные сооружения, которые находятся в сложном взаимодействии с окружающей средой. Как правило, взаимовлияние трубопроводных комплексов и природной среды носит негативный характер. Отсюда и основная задача, с одной стороны, свести к минимуму техногенные воздействия в период строительства и эксплуатации трубопроводов, с другой — ослабить отрицательное влияние природных компонентов на их надежность и безопасность.

Трубопроводные системы России обладают мощным энергетическим потенциалом. Уникальная газотранспортная система имеет протяженность 150 тыс. км, в том числе
трубопроводы диаметром 1220-1420 мм составляют 60%. На газопроводах работают 249 компрессорных станций общей мощностью 40,2 млн кВт. Годовая производительность единой системы газоснабжения (ЕСГ) страны измеряется в 600 млрд м3. Помимо внутренних потребителей газ поставляется в 25 зарубежных стран.

Трубопроводная сеть АК «Транснефть» самая крупная нефтепроводная система в мире. Она имеет протяженность 46,8 тыс. км со средним диаметром 860 мм. Средняя дальность трубопроводной поставки нефти — 2000 км. На магистральных нефтепроводах работает 395 насосных станций (НС), резервуарные парки насчитывают 898 резервуаров общей вместимостью 13,1 млн м3. Трубопроводный транспорт — самый экологически чистый вид транспорта углеводородов, но при условии проектирования, строительства и эксплуатации газопроводов и нефтепроводов на современном технологическом и техническом уровне с соблюдением жесткой экологической дисциплины.

В последние годы наметился серьезный поворот в сторону осмысления, изучения и принятия конкретных программ, направленных на защиту природных массивов, целых территорий от различных техногенных воздействий при строительстве и эксплуатации трубопроводов, формирующих потенциальные уровни антропогенного изменения биогеоценозов регио нального ландшафта. Создаются отраслевые системы производственного экологического мониторинга. Это продиктовано, с одной сто роны, ужесточением природоохранного законодательства с механизмом платного природопользования, основанного на присоединении к Монреальской, Рио-де-Жанейровской и другим экологическим конвенциям ООН устойчивого развития. С другой — появилось понимание того, что человечество очутилось на грани экологической катастрофы и более нельзя приближаться просчетами к этой грани. Как пример такой глубокой осознанности можно привести создание целого ряда общественных экологических организаций, в их числе Российской экологической академии, неправительственного фонда Вернадского и многих других.

В России появилась серьезная экологическая наука и, что отрадно, инженерная экология, которая вооружает конкретными знаниями специалистов, работающих практически во всех сферах народного хозяйства, включая нефтегазовый комплекс.

Исключительно важное значение приобретает задача оптимизации структурно-рациональных ограничений на процессы строительства и эксплуатации с точки зрения минимального воздействия на природный ландшафт, в первую очередь на особо охраняемых территориях. К таким территориям, как известно, относятся субарктические районы Западной Сибири и Европейской части страны, где расположены основные месторождения природного газа и нефти и откуда берут свое начало мощные трубопроводные системы.

Именно в эти районы переместился «центр тяжести экологических проблем», в том числе и трубопроводного транспорта. И это несмотря на, казалось бы, незначительную освоенность территории западно-сибирского нефтегазового комплекса, которая в центральной зоне составляет около 2%, а на севере — менее 1 % территории. Не считая геологоразведки, нефтегазовый комплекс осваивает 11 тыс.км3 северных территорий.

Археологические исследования показывают, что российский Север был заселен несколько тысяч лет тому назад, то есть значительно раньше, чем образовались первые славянские государства. Поэтому биологическая цивилизация (культура, традиции, жизненный уклад, промыслы и др.) имеет более глубокие корни, чем у любого из европейских народов. Поэтому речь идет не только об охране хрупкой природы Севера, но и о значительно большем, о защите биологической цивилизации, земель и народов этого региона.

Все малочисленные народности Сибири, Крайнего Севера и Дальнего Востока, насчитывающие 180 тыс. человек, неуклонно приближаются к опасной черте — полной ассимиляции.

Возведение и эксплуатация нефтегазового комплекса вызывает негативные геоэкологические последствия как при аварийных, так и при штатных ситуациях. Область с постоянно нарушенным почвенно-растительным покровом составляет до 5-7%, а области с импульсным (одноразовым) нарушением покрова — до 50% площадей, вовлеченных в освоение. Зона сплошного уничтожения растительного покрова, где применяется планировка трасс трубопроводов, составляет 15% всей площади освоения.

Наибольшее нарушение земельного ландшафта наблюдается вдоль северных магистральных трубопроводов, проложенных в неустойчивых грунтах.

Исследования, выполненные на газопроводах общей протяженности 15 тыс. км, позволили установить, что на северных трассах в начальный период эксплуатации (3-4 года) происходят интенсивные процессы обводнения, заболачивания, приводящие к разрушению обвалования и всплытию трубопровода. Относительная стабилизация природных условий вокруг газопровода с зарастанием растительностью трассы составляет 7-8 лет, правда, как правило, самозарастание идет по механизму замещения, а не восстановления, что создает иллюзию некоторого осушения и благополучия на трассе. Но полная реабилитация природных процессов вдоль северных магистральных газопроводов наступает только по прошествии 15-16 лет.

Хрупкость природы северных регионов общеизвестна. Этому способствует широкое распространение вечной мерзлоты, сильная заболоченность и заводненность территории, весьма тонкий мохорастительный покров, замедленное протекание биохимических процессов из-за долгой полярной зимы и другие факторы.

При нарушении растительного покрова, служащего теплоизоляцией, мерзлый грунт обнажается и активизируются термоэрозионные явления, нарушается гидрогеологический режим, деградирует ландшафт Стабилизация геокриологической и гидрогеологической обстановки наступает через длительное время, порой через 10 и более лет, возникает реальная опасность для устойчивости трубопроводов. Территория при этом выводится из сельскохозяйственной эксплуатации на долгий срок.

Для восстановления нарушенных территорий в зонах вечной мерзлоты успешно используется технология технической рекультивации, а также технология инженерно-биологической стабилизации, которые позволяют остановить процессы деградации тундровых земель. Первый успешный эксперимент частичного восстановления был осуществлен на Ямбургском газоконденсатном месторождении. Впервые было показано, что не так уж безнадежны процессы восстановления тундры.

Строители в прошлые годы рекультивировали и сдавали землепользователям почти 7 тыс. га в год.

Главная задача проектировщиков, строителей и эксплуатационников — построить и эксплуатировать экологически безопасные трубопроводы. В соблюдении строгого экологического режима важную роль играют нормативы и проектные решения. К сожалению ни то, ни другое не вызывают пока чувства удовлетворения. Например, нормы отвода земель под строительство трубопроводов не пересматривались с 1973 года. Строительные организации, для того чтобы доказать свое преимущество и выиграть тендер, предлагают новые технологии производства земляных работ и рекультивации с использованием скреперов, что позволяет сократить строительную полосу почти вдвое, но нормы пока действуют старые. Недостаточные изыскания, усеченные сметы — все это не способствуют экологической подготовке строительства. Для технического исполнения всех требований к защите окружающей среды на Трансаляскинском нефтепроводе понадобилось 2 млрд долл., из которых 200 млн долл. было израсходовано на стадии проектирования. Стоимость природоохранных мероприятий составляла около 15 % от общей стоимости трубопровода. Возникает сложное механическое и тепловое взаимодействие собственно трубопроводов с геологической и гидрогеологической средой на многолетнемерзлых грунтах и заболоченных территориях. В процессе строительства и эксплуатации трубопроводов происходит их «вживание» в естественную природную среду. Часто это осуществляется с нарушением динамического равновесия, сопровождающегося активацией опасных природных процессов, негативным влиянием на техническое состояние трубопроводов, приводящим нередко к аварийным ситуациям. К подобным «реакциям отторжения» природной средой техногенного воздействия относятся: пучение и просадка промерзающих, протаивающих грунтов, выпучивание (всплывание) участков трубопроводов, активация деструктурных мерзлотных процессов (термокарст, солифлюкция, морозобойные трещины, бугры пучения и др.), эрозионных, оползневых процессов и процессов обводнения и заболачивания трасс трубопроводов. Различают сезонное и многолетнее пучение, хотя физико-механические процессы, их вызывающие, и последствия имеют одинаковый характер. При промерзании происходит увеличение грунта в объеме, что вызывает подъем земной поверхности с последующей просадкой при протаивании. Процессы криогенного пучения опасны для трубопровода прежде всего неравномерностью проявления по трассе, изменчивостью, связанной с закономерностью климата, почвенно-растительным покровом, ландшафтными особенностями, генезисом, минералогическими составом и строением промерзающих пород.

Неравномерность деформации поверхности и ее абсолютная величина изменяется в широком диапазоне в зависимости от мощности слоя промерзания и влажности грунтов и достигает 40-50 см, что создает большие дополнительные нагрузки на трубопровод.

Институтом ВНИИГаз разработана методика определения напряженно деформированного состояния и несущей способности трубопровода при пучении грунтов. Предложены технологические и конструктивные решения по снижению нагрузок от пучения на подземные трубопроводы.

Деформация грунта при его многолетнем промерзании значительно превышает деформацию при сезонном пучении из-за протекания процесса в условиях «открытой системы» т.е. с возможностью миграции влаги к фронту промерзания. Поэтому в первые годы эксплуатации аварии наблюдались чаще, так как многолетнее пучение грунтов происходит наиболее интенсивно в начальной период их промерзания.

В теплое время года в процессе протаивания пород идет их осадка, сопровождающаяся деформациями усадки.

На севере Западной Сибири в первые три-пять лет эксплуатации «горячих» газопроводов на многолетней мерзлоте формируются ореолы оттаивания, достигающие в глубину 10 м. Их образование, как правило, сопровождается просадкой поверхности грунта над трубопроводом, а иногда и вдоль целого технического коридора. Создаются благоприятные условия для внутригрунтового стока вдоль газопровода. Вода же, как известно, хороший природный теплоноситель и теплоаккумулятор, оказывает значительное отепляющее действие на мерзлые породы, обусловливает на отдельных участках затопление значительных площадей коридоров трубопроводов и способствует потере их продольной устойчивости. Чередующиеся процессы сезонного пучения и сезонной осадки грунтов в результате воздействия кристаллизационного давления, достигающего 220 МПа при каждом цикле промерзания, вызывает выпучивание.

К числу природных сложностей, накладывающих серьезные ограничения на выполнение строительных работ в этом регионе, и относятся особая ранимость природной среды, ее слабая способность к восстановлению. Поэтому прокладка трубопроводов в этом регионе практически возможна только в зимнее время. Потеря продольной устойчивости трубопроводов в отдельных случаях с выходом (всплыванием) их на поверхность, образованием арок и гофров, как правило, происходит в грунтах с низкой несущей способностью, сильно обводненных и торфяных. Многолетнемерзлые грунты после перехода в талое состояние также многократно снижают свои несущие свойства.

Провоцирует потерю продольной устойчивости газопроводов разница температур их укладки в зимний период и летней эксплуатации, которая достигает 80°С и более. В результате возникают огромные осевые усилия, выталкивающие даже на самых пологих выпуклых участках трубопровод на поверхность. Так, на газопроводах диаметром 1420 мм осевое усилие достигает 1,5 тыс. т.

Для погашения плавучести газопроводов и интенсивных деформаций от продольного сжатия балластировка на газопроводах диаметром 1420 мм достигает от 2 до 4 тыс. т на 1 км. И все равно, в отдельных случаях пригрузы неспособны удержать газопровод в проектном положении.

О масштабах этого явления можно судить по данным Главтюменгазпрома. Весной 1988 г. из 24 тыс.км действующих газопроводов со средней продолжительностью эксплуатации 12 лет было отмечено всплытие участков общей протяженностью около 2 тыс. км (более 8%). За 1981-1987 гг. на действующих газопроводах было устранено 52 арки, которые образовались вследствие потери газопроводами продольной устойчивости. В последнее время выход на поверхность участков газопроводов заметно сократился, а эксплуатационники научились более квалифицированно ликвидировать последствия такого явления.

^ Одно из радикальных решений обеспечения продольной устойчивости — искусственное снижение температуры транспортируемого газа.

Однако установки искусственного охлаждения газа на Уренгойском, Ямбургском промыслах были построены после того, как в течение многих лет на участках, проложенных на территории распространения постоянномерзлых пород, подавался теплый газ. Переход на подачу холодного газа по таким магистралям таит много сложностей. Реставрация вечной мерзлоты в ореолах протаивания неизбежно будет сопровождаться защемлением труб, неравномерным пучением на границах контакта грунтов, имеющих различную величину абсолютного пучения.

Поэтому перед сменой температурного режима газопроводов необходим прогноз его взаимодействия с грунтовым массивом.

В зоне газопровода Соленинское-Мессояха-Норильск в зимнее время имеет место растрескивание грунта с образованием морозобойных блоков размером примерно 1,5х1,5 м. Это явление вызывает дополнительные напряжения в трубопроводе и в сочетании с другими нагрузками может приводить к авариям. Такие разрушения имели место на высокой пойме Енисея.

Еще большие трудности для прокладки трубопроводов представляют морозобойные трещины, постепенное развитие которых связано с сезонным заполнением водой в летний период и замерзанием с наступлением холодов. В таких условиях трещины раздвигаются и идет их углубление. Ледяные жилы имеют глубину до 12м, а ширина их достигает 2 м, регионально-жильные образования разбивают поверхность с интервалами 6-10 м. Осевые растягивающие усилия в трубопроводе могут вызвать большие дополнительные напряжения и его разрушение. Трассу трубопровода, как правило, выбирают с обходом районов, склонных к морозо-бойному растрескиванию.

Среди особо неблагоприятных условий прохождения трассы трубопровода — ее встреча с закарстованной территорией. Например, в Пермской области 6 ниток газопроводов проходят по Кунгурско-Иренскому карстовому району. Карстологическая съемка показала, что половина воронок по трассе, ранее засыпанных, проседают на глубину 0,8-3,0 м. Такие просадки под трубой с ее обнажением приводят к большому прогибу.

Тензометрические исследования, выполненные предприятием «Пермтрансгаз» показали, что при значительных пролетах трубопровода над карстовым провалом его ось изгибается и растягивается. При определенном уровне деформации трубопровод разрушается, как это случилось на одной из ниток упомянутой системы газопроводов.

Газотранспортная система России отличается беспрецедентной в мировой практике кон- центрацией энергетических трубопроводных мощностей. Многониточные газопроводы объединены в технические коридоры. От газовых месторождений северных районов Тюменской области действует уникальная газотранспортная система из 20 трубопроводов 1220-1420 мм, к которой вскоре присоединятся еще две магистрали диаметром 1420 мм СРТО-Торжок и СРТО-Черноземье, а потом и газопроводы Ямал-Европа. По техническим коридорам транспортируется до 250 млрд м3 в год, а на отдельных участках суммарная производительность достигает 340 млрд м3 в год.

Естественно, такая концентрация создает зону высокого риска. Но, пожалуй, наибольший риск представляют пересечения технических газовых коридоров с другими коридорами или трубопроводами другого назначения. К надежности и безопасности таких узлов предъявляются особые требования. Модель оценки риска на пересечениях должна учитывать возможность проявления при авариях «эффекта домино», выводящего из строя пересекающиеся нитки.

Самый чувствительный экологический урон приносят аварии на трубопроводах. При разрушении газопровода и мгновенном высвобождении энергии газа возникают механические повреждения природного ландшафта и рельефа, нарушение целостности почвенно-растительного покрова. Примерно половина аварий сопровождается возгоранием газа. Поэтому механическое и бризантное воздействие усугубляется тепловой радиацией. Радиус термического влияния определяет зону полного поражения окружающего растительного покрова в очаге отказа, имеется зона трансформации ландшафтов, буферная зона при механических повреждениях.

При авариях на газопроводах диаметром 1420 мм максимальный разброс отдельных кусков металла достигал 480 м, зона термического воздействия — 540 м. Потери газа при разрушении газопровода в среднем составляют около 5 млн м3.

На газопроводах в 1985-1986 гг. аварии составляли 0,41-0,44% на 1000 км в год, в последние годы 0,18-0,22. Наибольшее количество аварий связано с коррозией под напряжением. Так, в 1999 году аварии по этой причине составили 27% от всех аварий на газопроводах.

Как показывает практика, более 51 % общей длины трассы магистральных трубопроводов прокладывается по лесным массивам. Это обусловливает значительную вероятность возникновения лесных пожаров в результате аварий на газопроводах. На 25% общей длины магистральные газопроводы пересекают пашни и другие сельскохозяйственные угодья. Из-за аварий при термическом воздействии горящего газа происходит выгорание посевов на площадях в сотни гектаров и спекание грунта на глубину нескольких сантиметров.

При разрушении продуктопровода широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) в Башкирии территория поражения составила 2 км2.

Имели место аварии трубопроводов с каскадным развитием разрушения. В этом случае выходят из строя последовательно элемент за элементом, конструкция за конструкцией трубопровода. Такого ряда очень редкие аварии наносят наибольший экономический и экологический ущерб. Ярким примером каскадного разрушения трубопровода может служить авария на Южно-Солененском газоконденсатном месторождении в ноябре 1989 г.

^ Основным источником химического загрязнения атмосферы в трубопроводном транспорте являются компрессорные станции. При использовании для привода турбин природного газа, в результате его сгорания в атмосферу выбрасываются вредные вещества, в том числе окислы азота, окись углерода, окислы серы (в случае, если газ содержит соединения серы). Количество выбросов зависит от типа газотурбинных агрегатов. Их количество составляет около 0,5 млн т на 1 млрд м3 товарной добычи газа. В 1996 г. они составили 2,5 млн т. Ставится задача за счет модернизации камер сгорания и замены устаревших газоперекачивающих агрегатов снизить содержание оксидов до 50 мг/нм3.

ВНИИприроды, изучая трансграничный перенос загрязнителей, установил, что оксиды в продуктах сгорания газа, рассеиваемые ветром с избыточной влагой воздуха, могут образовывать кислоты, которые, выпадая на землю, угнетают растительность, воздействуют на некоторые виды ценных рыб. В результате таких процессов, например, вокруг Норильска возник «лунный ландшафт».

Наибольшее шумовое загрязнение атмосферы происходит за счет работы ГПА и строительных механизмов. Уровни шума на КС значительно превышают действующие санитарные нормы, что создает неблагоприятные условия для обслуживающего персонала и обитания местных диких животных и птиц.

Из-за воздействия шумов животные и птицы вынуждены покидать привычные места ареалов обитания. Известны примеры, когда даже такие приспособленные к жизни в экстремальных условиях виды, как, например, волки, вынуждены откочевывать для вывода потомства на 100-300 км от КС или строящегося объекта.

^ Метан является парниковым газом и может внести при утечках из газотранспортных систем вклад в глобальное потепление. Один килограмм метана на временном горизонте в 20 лет эквивалентен потенциалу глобального потепления от 21 кг углекислого газа.

Существует расхожее мнение, что не следует заострять внимание на потерях метана в системах газовой промышленности, коль скоро безгранично много его отдают в атмосферу болота, угольные шахты. Из последних в России поступает в атмосферу более 12 млрд м3 метана в год. Вероятно, значительно больше из болот. И все же, необходимо оценить влияние на климат утечек метана, в том числе из газотранспортных систем при авариях, через свищи и трещины, неплотность арматуры, сбросах при ремонте и переиспытаниях.

В среднем в расчете на один год учтенные потери газа от утечек через свищи и другие повреждения газопроводов как минимум в 1,5 раза выше, чем при аварийном разрыве труб.

Данные РАО «Газпром» подтверждают потери газа при средней дальности транспортировки 2500 км в 1,0% от общего объема перекачки.

Таким образом, газоплотность трубопроводных систем и при сдаче объектов, и еще больше в период эксплуатации является важнейшим фактором экологической дисциплины.

Наиболее тяжелые экологические последствия вызывают аварийные ситуации на нефтепроводах, хотя разрушающий эффект на них значительно меньший, чем на газопроводах. В этом случае доминирующую роль играет выход большого количества нефти при аварийном разливе. Физико-химическое воздействие продукта на почву и воду часто приводит к трудновосстанавливаемому или практически невосстанавливаемому режиму естественного самоочищения.

Разрушение трубопроводов по своему характеру вызывает техногенное воздействие, затрагивающее биохимические процессы, происходящие в атмосфере, в почве и водоемах. В период аварийных ситуаций концентрация нефти и нефтепродуктов в воде достигает 200-300 мг/л. Загрязнение рек и водоемов отрицательно сказывается на рыбных запасах регионов.

На нефтепроводе Харьяга-Усинск в Коминефть, или, точнее, на промысловом коллекторе длиной 148 км, начиная с 1994 года имели место разрушения с крупными потерями нефти, в основном по причине внутренней коррозии. О потерях при этих авариях до сих пор еще спорят. Истинные размеры разлива нефти оказались в «вилке» между завышенными оценками западных экспертов и мнением российских специалистов. Но и у последних очень разные результаты подсчетов: от 14 до 103 тыс. т. Словом здесь перемешалась политика, бизнес, техника и экология.

Так или иначе, это было большой экологической бедой с загрязнением значительной территории, попаданием нефти в реки Уса и Кольва.

Напомню, что такие аварии дорого стоят. Коминефть для ликвидации последствий разлива нефти получила кредит в 124 млн долларов. Разлив нефти при катастрофе с танкером Эксон Вольдерс обошелся компании «Эксон» более миллиарда долларов.

О масштабах потери нефти из коллектора Вазой-Уса можно судить по данным Коми-нефть о добыче 49 тыс.т нефти из шлама, образовавшегося в результате утечек. Пред- полагается добыть еще 40 тыс. т Утечки нефти из трубопроводов на промплощадках в отдельных случаях приобретали катастрофический характер. Так, на территории Пермьнефтеоргсинтеза, Новокуйбышевского и Ангарского нефтеперерабатывающих заводов в результате потерь нефти и нефтепродуктов из трубопроводов и разлива при аварийных ситуациях образовались техногенные залежи, объем которых достигает 900 тыс.т нефтепродуктов. Из одной из них добывается 40-60 т бензина марки 50 в день.

Проведение выборочного ремонта на нефтепроводах по результатам внутритрубной диагностики позволило за период с 1993 г. по 1998 г. уменьшить количество аварий с 0,25 до 0,06 на 1000 км. Конечно, это очень обнадеживающий результат. Еще в 1977 году АК «Транснефть» предстояло вырезать 47 тысяч дефектов на магистральных нефтепроводах, в том числе и строительного происхождения.

Многие ремонты связаны со сливом нефти в амбары, т.е. связаны с нарушением экологии. Однако значительно большие потери нефти через свищи, трещины, неплотности арматуры, сбросы при ремонтах. По данным Европейской организации нефтяных компаний «Конкау» с 1971 по 1995 г. количество разливов (утечек) нефти на 1000 км уменьшилось с 1,4 до 0,4. Как видно, частота отказов (утечек) для хорошо обслуживаемых европейских нефтепроводов значительно большая, чем показатель аварий на российских нефтепроводах, но она и должна сопоставляться с зафиксированными утечками, а не с авариями. По утверждению экологов в условиях острого топливно-энергетического кризиса ежегодно теряется с учетом нефтяных газов в пересчете на нефтяной эквивалент примерно 16 млн т нефти.

К сожалению, до сих пор проектирование трубопроводных систем ведется без предварительной оценки и анализа риска их эксплуатации, т.е. уровня потенциальной опасности для окружающей среды. Задача теории риска — не только выявлять «слабые» звенья технологической цепи, но и прогнозировать развитие событий в случае возникновения аварий. Иначе говоря, речь идет о построении достоверных «сценариев» (т.е. логических схем) развития аварий, а также математическом описании и программном обеспечении сопутствующих физических процессов. Вся эта методология разработана ассоциацией «Высоконадежный трубопроводный транспорт», ВНИИГазом, Российским государственным университетом нефти и газа им. И. М. Губкина.

Серьезную опасность для трубопроводов представляют оползневые процессы, особенно часто наблюдаемые на береговых участках подводных переходов. Перемещение грунта, особенно если оно идет под углом к оси трубопровода, вызывает оползневое давление — пассивное давление в пределах высоты трубы. Следствием этого является изгиб трубопровода в плане, повреждение изоляции и при достижении предельных деформаций разрушение. Так на 9-ти ниточном переходе газопроводов через р. Каму, несмотря на то что крутой оползневый правый берег был существенно уположен в коридоре 600 м (крутизна склона составила 9-10°), в 1990 г. произошел разрыв трубопровода. В результате взрыва образовалась воронка диаметром 40 м. Выполненные дополнительные противооползневые мероприятия оказались недостаточными, и в 1995 г. в результате оползневой деформации произошел разрыв другой нитки газопровода.

По этому переходу Гипроречтранс сделал контрольные расчеты по программе Ризт и подтвердил его неблагополучие. Эта программа оказалась надежным средством оценки оползневой опасности. Ею следует пользоваться при проектировании и мониторинге, когда требуется оценить устойчивость склона, расположение, глубину и протяженность массива грунта, вовлекаемого в оползневой процесс, эффективность мероприятий по инженерной защите склона, выявить наиболее неблагополучные с точки зрения возможных деформаций участки трубопровода.

Оползневые участки — частое явление по трассам трубопроводов. Так, газопровод «Голубой поток» на протяженном участке пересечет оползневый район. Для снижения риска возникновения аварийных ситуаций, связанных с оползневыми процессами, необходимо ускорить выпуск обновленной нормативно-технической документации, регламентирующей современные правила проектирования и расчета сооружений на оползневых склонах.

Для трубопроводов окружающий мир — это грунтовый массив, это земля, живущая по своим законам, в том числе и по законам геодинамики. Но если доказано, что «тектонические стрессы», зарождающиеся в глубинах недр, находят отражение даже в атмосфере, трассируя «метеопятна», то нельзя пренебрегать возможностью влияния этих явлений на трубопроводы, как бы вросшие в земную поверхность.

Научно-исследовательский институт горной геомеханики и маркшейдерского дела попытался связать аварийные ситуации на трубопроводах с сейсмическими явлениями. Изучив природу 1021 отказа, Институт пришел к выводу что практически все разрушения на трубопроводах большой протяженности произошли в зонах возможного влияния тектонических разломов. Так интервалы времени между авариями подчинялись определенной периодичности, совпадающей с периодами сейсмической активности, установленной по материалам Таштагольской сейсмостанции.

Для более глубокого изучения и предотвращения аварий Институт предлагает провести геодинамическое районирование земной коры вдоль трасс действующих, строящихся и перспективных трубопроводов.

Отдельные районы Восточной Сибири, Прибайкалья и Дальнего Востока, где намечается большая программа строительства трубопроводов, сейсмически опасны. Здесь возможны землетрясения 6-10 баллов по шкале МЗК-64. Появление повреждений на трубопроводах обычно наблюдается при интенсивности около 7 баллов по шкале МЗК-64. Разрушения на старых поврежденных коррозией трубопроводах можно ожидать и при меньших по интенсивности сейсмических воздействиях.

Серьезным источником загрязнения окружающей среды являются процедуры очистки полости и испытания трубопроводов перед сдачей в эксплуатацию.

В зависимости от района строительства, сезонности работ, особенностей технологических операций сооружения газопровода его внутренняя полость может быть загрязнена грунтом, продуктами коррозии, сварочным гратом и огарками, водой, снегом, льдом и, наконец, случайно попавшими предметами.

Как показала практика, масса загрязнений в расчете на метр длины очищаемого газопровода диаметром 1420 мм составляет до 0,6 кг, а в отдельных случаях это количество увеличивается в 2-3 раза. Только продукты коррозии составляют 20 г/м3 объема полости. При продувке участка в 30 км из такого трубопровода выносится до 50 т загрязнений, в том числе до полтонны продуктов коррозии. Выброс такого количества загрязнений через открытый конец газопровода приводит к загрязнению площади до 1000 м в длину и до 300 м в ширину.

При промывке газопроводов диаметром 1420 мм на участке протяженностью 30 км объем загрязненной воды составляет 55 тыс. м3. Сброс такого количества воды на рельеф чреват загрязнением и засолением грунта, размывом поверхности и растеплением вечномерзлых грунтов.

Такой неорганизованный сброс запрещен. Вода после промывки направляется в отстойники и после осветления опускается в водоемы. Однако в случае разрушения трубопровода при испытании неизбежен сброс большого объема воды в незапрограммированном месте с развитием эрозионных процессов.

Большой урон окружающей среде наносят сооружение и эксплуатация речных переходов. При строительстве подводных траншей загрязняется вода, происходит нарушение гидрологических условий территории при рытье траншей трубопроводов на водных переходах, нарушение нерестилищ рыб при дноуглубительных работах, подводного складирования грунта для обратной засыпки траншеи после укладки дюкера, заготовки песчано-гравийных смесей в руслах рек. В водотоки попадает растворенная целлюлоза из захороненных на трассе «древесных остатков», отходами древесины захламляются русла рек.

До сих пор в скальных грунтах выполняются буровзрывные работы. Все это резко отрицательно сказывается на ихтиофауне. При проектировании часто не прогнозируются техногенные деформации русел, особенно тундровых рек. С этим связаны многие негативные последствия, обусловленные русловыми процессами.

К зоне риска должно быть отнесено состояние отдельных речных переходов, главным образом, из-за обнажения в русловой части, ненадежного закрепления берегов в створе перехода, невозможности пропуска по отдельным ниткам внутритрубных диагностических снарядов. К тому же следует отметить, что из общей длины в 3500 км речных переходов 40% проложены более 20 лет назад. В годы трубопроводного «бума» ежегодно только в русловой части рек прокладывалось по 30 км дюкеров с переработкой до 15 млн м3 донного грунта в год. На размытые (открытые) участки подводных трубопроводов действуют гидродинамические силы. Накопление усталостных повреждений может привести к выбросу максимальных динамических напряжений за допустимый уровень, возможен рост трещин до критических размеров и, как следствие, разрушение подводного трубопровода.

В самой технологии укладки дюкеров в траншею на дне водоемов таится много не предвиденных и осложняющих обстоятельств. Гораздо большая надежность и безопасность переходов может быть достигнута при использовании метода наклонно-направленного бурения. В этом случае трубопровод укладывается в скважину, проведенную в массиве ненарушенного грунта на большой глубине. Очевидно, что в этом случае просадки, размывы и всплытие подводного трубопровода, т.е. изменение его проектного положения, исключаются, не нарушается естественный ландшафт, не угнетается флора и фауна.

В России с большим опозданием начала применяться технология прокладки подводных переходов методом наклоннонаправленного бурения. В последние годы отечественными компаниями в кооперации с иностранными фирмами этим способом проложены переходы через Аму-Дарью, Обь, Волгу, Волго-Донской канал диаметром 1420 мм и многие другие. При реализации новых трубопроводных проектов: КТК, «Голубой поток», Балтийская нефтепроводная система предусмотрено использование наклоннонаправленного бурения для сооружения подводных переправ через серьезные водные преграды.

Главная задача проектировщиков, строителей и эксплуатационников — построить и эксплуатировать экологически безопасные трубопроводы, КС, НС, резервуарные парки и подземные хранилища, а техногенные воздействия, практически, не сказывались бы на окружающей среде, были бы скомпенсированы до нормального фонового состояния природы. Пока этого достигнуть не удается.

Накопленный опыт и знания позволяют успешно решать проблемы снижения уровня и последствий взаимовлияния систем трубопроводного транспорта и природной среды, находить оптимальный компромисс их сосуществования. Причем это касается действующих систем и новых проектов: жесткая, прогрессивная нормативная база, современная концепция технической диагностики трубопроводных геотехнических систем, их своевременный ремонт и реконструкция, технический и экологический мониторинг позволяют повысить надежность и экологическую безопасность трубопроводного транспорта.

Но есть и еще более радикальные меры снижения техногенных нагрузок на природу трубопроводного транспорта и всего нефтегазового комплекса. Прежде всего это тотальная экономия энергоресурсов, сокращение количества сооружений и отвода земли для их размещения, применение высоких современных технологий и оборудования, обеспечивающих сокращение и снижение вредных выбросов, герметичность систем.

Экологическая напряженность коснулась практически всех сфер деятельности человека и остро поставлен вопрос о пересмотре естественных и социально-культурных принципов развития общества в целом, о пересмотре человеческой меры разумности по отношению к природе.

^

10. ИСТОЧНИКИ И МАСШТАБЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ В ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ



Объекты нефтегазодобывающей отрасли являются основными источниками загрязнения ОС в Томской области: ОАО «Томскнефть», ГПП «Томскнефтегазгеология», СП «Петролеум-унд-газ», СП «Васюгансервис» и др.

Хозяйственная структура «Томскнефти» включает сотни эксплуатационных скважин, 1611 км нефтепроводов, 3089 км газопроводов, 1276 км автодорог с твердым покрытием, десятки вспомогательных служб в Стрежевом и Кедровом, вахтовые поселки и т.д.

АК «Магистральные нефтепроводы Центральной Сибири» (МНЦС) в Томской области обслуживает четыре нефтепровода: Самотлор-Александровское, Александровское-Нижневартовск, Александровское-Анжеро-Судженск и Игольско-Таловое-Парабель, протяженностью » 1300 км. На этих трубопроводах насчитывается 20 подводных переходов, в т.ч. через Обь – шириной до 1110 м. (Аварий нет).

Предприятие «Томсктрансгаз» обслуживает на территории области 3968 км газопроводов, из них 3648 км – с одной ниткой и 320 км – с двумя (в целях снижения аварийности на опасных участках). Газопроводы насчитывают 14 подводных переходов, которые представляют наибольшую опасность для ОС. За период 93-95 гг.- аварий не было. В 1992 г. – взрыв на газопроводе в Кривошеинском районе. В 1999 г. – утечка газа в Стрежевом.

В зону влияния нефтедобывающей отрасли входит более 1/3 территории области. Наиболее остро оно проявляется в Каргасокском, Парабельском и Александровском районах.

В 1995 г. выбросы в атмосферу от стационарных источников нефтегазодобывающего комплекса области составили 92,5 тыс.т. По сравнению с 1994 г. выброс сократился на 6%.

Таблица 5

^ Выбросы вредных веществ в атмосферу, их очистка и утилизация,

ОАО «Томскнефть» в 1995г., тыс.т/год


Вредное вещество
^

Количество вредных веществ


Выброс в атмосферу

Уловлено, % к отходящим

отходящих

очищено

из них утилизировано

ВСЕГО:

92,762

0,278

0,157

92,484

0,299

в т.ч.
















твердые

2,249

0,278

0,157

1,971

12,348

газообразные и жидкие:

90,513

0

0

90,513

0

в т.ч.
















SO3

0,356

0

0

0,356

0

CO

35,241

0

0

35,241

0

NOX

1,047

0

0

1,047

0

Углеводороды

53,813

0

0

53,813

0


Как следует из данных табл.5, специфика отрасли в загрязнении атмосферного воздуха заключается в больших объемах выбрасываемых углеводородов: почти 90% - областного и почти 60% - отраслевого, по оксиду углерода СО, соответственно, 45 и 35%.

Основными источниками выбросов являются утечки нефти на промыслах и при ее транспортировке, а также сжигание попутного газа на факелах. Очистка выбросов в отрасли не осуществляется, уловлено ЗВ – ничтожно мало, доли процента (табл.5).

Влияние нефтедобывающих предприятий на водные ресурсы проявляется, в основном, через изъятие воды для хозяйственных и производственно-технологических нужд и в 21 (1995 г.) аварийном сбросе нефтепродуктов на рельеф.

При освоении месторождений «Томскнефть» в 1994г. добыто 1443 тыс.м3 воды для хозяйственного и питьевого потребления и 10812 тыс.м3 высокоминерализованной воды (сеноман) для систем ППД.

Предприятиями «Томскнефти» в 1994г. сброшено в реки без достаточной очистки более 1097 тыс.м3, в выгреба хоз.бытовых вод – 147 тыс.м3 очищенных, 289 тыс.м3 – сточных вод.

Основные причины загрязнения водоемов – это аварии на скважинах и нефтепроводах и вторичное загрязнение от осевших на дно тяжелых фракций нефтяных углеводородов. Загрязнение углеводородами оказывает отрицательное воздействие на донные сообщества гидробионтов и ведет к сокращению рыбных запасов. Ежегодные потери уловов ценных рыб в Западной Сибири из-за загрязнения водоемов нефтью и нефтепродуктами составляют 14 – 16 тыс.т.

В Томской области насчитывается примерно 400 нерекультивированных амбаров. Зачастую они используются для сброса не только отходов бурения, но и нефтепродуктов (при ремонтных работах) и других жидких и твердых отходов.

Переполненные амбары – источник загрязнения воздуха, почвы, водоемов. Безамбарное бурение скважин – один из способов улучшения экологической обстановки в зонах нефтедобычи, но в Томской области этот способ не внедряется. (Отдельные скважины на Крапивинском).

Воздействие нефтедобычи на почвенный покров проявляется, в основном, в загрязнении его нефтепродуктами: почти 500 га земель загрязнены предприятиями «Томскнефти», захламленности большим количеством стройматериалов, металлоломом и древесными отходами.

К рекультивации нарушенных и загрязненных земель в «Томскнефти», по большому счету, еще не приступали.

Вред от отрасли животному миру проявляется в избыточном изъятии охотничье-промысловых животных в результате браконьерства и в ухудшении среды их обитания.

^

11. ПРИРОДООХРАННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К НИМ



Буровые работы, проведенные без учета возможных негативных последствий, в настоящее время очень сильно влияют на загрязнение окружающей среды производственно-технологическими отходами бурения. Сброс таких отходов предопределяется несовершенством как основных технологий ведения буровых работ, так и отсутствием специальных технико-технологических решений по их обезвреживанию и утилизации. Размещение же в объектах природной среды отходов бурения, превышающих пороговую ассимилирующую способность этой среды, и интенсивная эксплуатация при этом возобновляемых природных ресурсов, превышающих продуктивность циклов их самовозобновления, являются основными причинами прогрессирующего ухудшения качества окружающей среды в районах ведения буровых работ.

В настоящее время обеспечение нормативного качества природной среды при строительстве скважин возможно принципиально двумя путями — совершенствованием основных технологических процессов в направлении резкого повышения уровня их экологичности и созданием специальных технологий утилизации отходов бурения и нейтрализации их вредного воздействия при сбросе в объекты окружающей среды с оптимальным рассеиванием остаточного загрязнения в лито- и гидросфере.

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. Поэтому требуется пересмотреть не только сложившееся положение с переработкой и обезвреживанием отходов, но и всю концепцию буровых работ с позиций экологии.

В связи с этим на повестку дня поставлен вопрос разработки экологически безопасной малоотходной ресурсо-сберегающей и природовосстанавливающей технологии бурения скважин, предусмотрев очистку, обезвреживание и максимально возможную утилизацию отходов бурения.

Решение этого вопроса невозможно в первую очередь без перехода на замкнутый цикл водообеспечения буровой. Как известно, процесс бурения — водопотребный технологический цикл. Поэтому одним из основных требований к технологии бурения должно стать требование обязательного введения оборотного водоснабжения буровой.

Водопотребление — это расход воды по целевому назначению для различных технологических нужд процесса бурения. Соответственно основным функциям воды в технологическом процессе бурения формируются и требования к ее качеству. Такие требования в настоящее время окончательно еще не разработаны, хотя в специальной литературе нередко приводятся разнообразные нормативы, не имеющие в большинстве случаев убедительного теоретического обоснования и представляющие большей частью формальный перенос на другие объекты показателей из смежных областей науки и техники. Следует отметить, что при разработке соответствующих показателей качества БСВ в первую очередь следует исходить из накладываемых экологических ограничений.

Вследствие многообразия природно-климатических условий и особенностей технологии проводки скважин единых и универсальных правил разработки замкнутых и бессточных систем водообеспечения буровой не имеется. Можно лишь сформулировать наиболее общие правила, являющиеся характерными для бурения.

Проектирование системы оборотного водоснабжения буровой начинается с оставлением схемы водопотребления и водоотведения с указанием качественной и количественной характеристик воды в каждой технологической операции и научно обоснованных требований к качеству используемой воды. Проектирование системы оборотного водоснабжения должно проходить в увязке с основной технологией. Для этого следует разработать:

рациональную научно обоснованную схему использования технической воды в водопотребных точках буровой с учетом требований к качеству воды во всех технологических операциях и многократного повторно-последовательного ее применения;

рациональную систему канализации БСВ; локально замкнутую систему технического водоснабжения буровой;

рациональную технологию очистки и доочистки буровых сточных вод с учетом возможности безопасного сброса в объекты природной среды, откачки в нефтепромысловый коллектор для использования в системе поддержания пластового давления или закачки в поглощающие горизонты на захоронение.

Образующиеся при очистке БСВ осадки следует максимально утилизировать или обезвреживать.

После разработки схемы водопотребления и водоотведения должна производиться оценка качества БСВ как по концентрационному признаку, так и характеру загрязнения, что является основой выбора необходимого метода и технологии очистки и доочистки сточных вод с учетом утилизации и сброса очищенных сточных вод. Причем очистке и утилизации должен подвергаться такой объем стоков, чтобы остаточная загрязняющая нагрузка, отводимая с очищенными сточными водами, не превышала пороговой ассимилирующей способности объектов природной среды в районе ведения буровых работ.

Современный уровень развития науки и техники позволяет в принципе создать бессточные замкнутые системы оборотного водоснабжения буровой, однако для этого требуются значительные капитальные вложения, соизмеримые со стоимостью основного процесса бурения. В этом случае экономико-технологическая целесообразность диктует необходимость ограничения степени замкнутости системы оборотного водоснабжения и перехода на частично замкнутый процесс водоснабжения буровой с периодической дозированной подпиткой его природной технической водой.

Следует отметить, что при проектировании системы оборотного водоснабжения буровой необходимо в обязательном порядке учитывать возможные негативные последствия перехода на замкнутый цикл, такие как ухудшение качества технологических операций, усиление коррозии оборудования, биообрастание и т.д. Поэтому возникает необходимость предусматривать соответствующие мероприятия по предотвращению этих последствий, так как их недоучет может снизить эффект от внедрения замкнутой технологии водообеспечения буровой.

Принципиальная схема водообеспечения буровой, обеспечивающая решение природоохранных задач, должна в общем случае предусматривать следующие блоки:

инженерную систему канализации стоков и их отвод в места организованного сбора; блок очистки БСВ; блок накопления очищенных стоков;

водораспределительную емкость для направления технической воды на точки водоиспользования с целью вовлечения ее в водооборот.

В настоящее время на практике в технологических схемах водообеспечения буровой реализуются лишь три из перечисленных выше блоков - первый, третий и четвертый. Основой рационального водоиспользования является глубокая очистка, которая, как правило, технологическими схемами не предусматривается из-за отсутствия научно обоснованных технико-технологических решений по ее осуществлению. Как видно, без этого основного закона достичь резкого повышения экологичности технологического процесса бурения не представляется возможным. Поэтому необходимо принятие мер многопланового характера по разработке и внедрению в промысловую практику эффективной техники и технологии водоочистки.

Одной из актуальных проблем природоохранных технологий в бурении является максимальная утилизация образующихся отработанных буровых растворов и шлама. Отечественный и зарубежный опыт показывает, что утилизация и переработка отходов, эффективное использование вторичных ресурсов - это не только радикальные средства предотвращения загрязнения окружающей среды, но и одновременно решение проблемы рационального природопользования.

Основополагающими принципами концепции малоотходной технологии строительства скважин применительно к полужидким и твердым отходам бурения, т.е. ОБР и шламу, являются:

создание и внедрение технологических процессов комплексной переработки отходов с получением товарной продукции с соответствующими потребительскими свойствами;

создание и внедрение принципиально новых технологических процессов с образованием минимально возможных объемов отходов бурения.

При этом остающиеся после утилизации отходов бурения остатки должны быть обезврежены и безвредно захоронены Кроме того, при утилизации отходов следует стремиться к максимально возможной полноте их использования в принятых областях утилизации.

Одним из показателей эффективности утилизации отходов бурения следует принять по аналогии с другими отраслями народного хозяйства показатель-коэффициент утилизации (КУ), представляющий собой отношение объемов утилизации отходов к общему объему образующихся отходов. Как показывают расчеты, при общем объеме ежегодно образующихся только в Западной Сибири 6,2 млн.т отходов в виде ОБР и бурового шлама утилизируется немногим более 4,6 тыс.т указанных отходов, т.е. коэффициент, утилизации составляет немногим более 0,0007. Причем основным направлением утилизации является повторное использование буровых растворов для проводки новых скважин. Другие направления утилизации еще широкого распространения не получили из-за отсутствия как научных разработок, так и готовых инженерных решений. Вместе с тем в ряде отраслей горной промышленности коэффициент утилизации достигает значения 0,22—0,27. Как видно, весьма заметно отставание нефтяной и газовой промышленности от других горнодобывающих отраслей народного хозяйства в области рационального природопользования и ресурсосбережения. В то же время состав указанных отходов бурения, представленный в основном высокодисперсным глинистым минералом, открывает широкие возможности их использования в различных областях.

Расчеты свидетельствуют, что повышение КУ до 0,2—0,25 позволит снизить расходы буровых предприятий на ликвидацию шламовых амбаров, не говоря уже о существенном повышении уровня экологичности буровых работ.

Расширение возможностей использования отходов бурения в качестве вторичного сырья на смежных производствах либо исходных материалов в основном цикле строительства скваждн требует разработки специальной системы их сбора и технологических процессов утилизации. Причем наиболее рациональным представляется максимальное приближение таких технологий к технологическому процессу бурения — они должны являться продолжением основного процесса строительства скважин.

С проблемой утилизации ОБР и шлама теснейшим образом переплетается и проблема обезвреживания указанных отходов бурения. При этом технология обезвреживания отходов должна решать вопросы максимально возможного снижения уровня техногенного воздействия их на объекты природной среды, а места сброса таких масс не должны являться источником вторичного загрязнения окружающей среды и органически вписываться в естественную ландшафтную структуру мест сброса или ведения буровых работ.

Таким образом, основными требованиями к природоохранным технологиям являются: соблюдение в полной мере экологических нормативов ведения буровых работ и максимальная утилизация производственно-технологических отходов бурения.

^

12. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ



Разведка, разбуривание и разработка нефтяных месторождений должны осуществляться при полном и строжайшем соблюдении мер по охране недр и окружающей среды.

^ Охрана недр предусматривает осуществление комплекса мероприятий, направленных на предотвращение потерь нефти в недрах вследствие низкого качества проходки скважин, нарушений технологии разработки нефтяных залежей и эксплуатации скважин, приводящих к преждевременному обводнению или дегазации пластов, перетокам жидкости между продуктивными и соседними горизонтами, разрушению не-фтесодержащих пород, обсадной колонны и цемента за ней.

^ Охрана окружающей среды предусматривает мероприятия, направленные на обеспечение безопасности населенных пунктов, рациональное использование земель и вод, предотвращение загрязнения поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна, сохранения лесных массивов, заповедников, охранных зон и т.п.

^

12.1. ОХРАНА ВОДНЫХ РЕСУРСОВ



Природные воды являются одним из объектов нефтяного загрязнения и наряду с атмосферой и литосферой испытывают техногенное воздействие при разведке и добыче углеводородов. При этом, в первую очередь, происходит снижение качества вод в результате загрязнения нефтью, промысловыми стоками, химреагентами, буровыми растворами.

Величина мировых потерь нефтепродуктов составляет по различным оценкам несколько сот миллионов тонн в год, из них около 20 % ежегодно попадает в Мировой океан. При поступлении углеводородов в природные воды увеличиваются концентрации органических веществ и высокотоксичных продуктов (фенолов, нафтенов). Одновременно снижается скорость газообмена между водной средой и атмосферой. Растворимость нефти в воде является определяющим свойством в процессе загрязнения гидросферы. Увеличение этого показателя отмечается в следующей последовательности: парафины - нафтены - олефины - ароматические вещества.

Наивысшей растворимостью характеризуются более легкие нефтепродукты, Максимальное суммарное содержание растворенных ароматических углеводородов в воде может достигать 1,5 г/л.

Одним из распространенных представителей полициклических ароматических углеводородов является бензпирен, обладающий сильным канцерогенным действием, ПДК которого в воде установлено в 0,05 мкг/л.

Присутствие нефти и нефтепродуктов в природных водах, превышающее ПДК, как правило, сокращает или полностью исключает практическое использование последних. В табл. 2.1 приведены сведения по ПДК загрязнителей нефтяного происхождения в различных объектах водопользования.

^

12.1.1 Поверхностные воды



Поступление нефти в океан приводит к сокращению и ухудшению биологических и рекреационных морских ресурсов. Площадь загрязнения от разлива 1 т нефти при толщине пленки несколько сотых микрометра может составить более 30 км2 .

Таблица 2.1

Предельно допустимые концентрации нефтепродуктов в природных водах

Наименование загрязнителя

ПДК, мг/л


Хозяйственно-питьевые водоемы

Рыбохозяйственные объекты
Нефть и нефтепродукты

0.3

0.05

Нефть высокосернистая

0,1

-

Этилен

0.5

-

Мазут

0,3

-

Бензин топливный в расчете на углерод

0,1

-

Керосин в расчете на углерод

0.1

-

Нафтеновые кислоты

0.3

-

Бензол

0.5

0.5

Масло соляровое

-

0.01
1   ...   4   5   6   7   8   9   10   11   ...   18



Скачать файл (695.3 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации