Воздействие нефтегазовых объектов на окружающую среду

Экологические проблемы нефтегазовой отрасли

Ежегодно предприятия нефтяной отрасли нарушают до 15 тыс. га земель, выбрасывают в атмосферу более 2,5 млн т загрязненных веществ, сжигают на факелах около 6 млрд попутных газов, забирают около 750 млн т пресной воды, оставляют неликвидированными сотни амбаров с буровым шламом.

Ежегодно на промысловых трубопроводах России происходит до 20 тыс. аварий с частотой 1,5-2 разрыва на 1 км трассы. Только в Западной Сибири загрязнено нефтью и нефтепродуктами до 840 тыс. га земель. Потери нефти и нефтепродуктов за счет аварийных ситуаций достигают 20 млн т ежегодно. При стоимости нефти 50 долл./баррель ущерб экономике России, не считая экологического, составляет 7 млрд долл.

Перечисленные проблемы складываются из локальных воздействий добывающих предприятий. Экологические проблемы можно сгруппировать по трем направлениям: организационно-экономические; технологические; природно-ресурсные.

Организационно-экономические проблемы

Техническим заданием (ТЗ) на составление технологической схемы разработки месторождения природоохранные мероприятия сформулированы достаточно расплывчато. Например, отсутствует информация о том, какой экономический и экологический ущерб будет нанесен ОС и местному населению. До сих пор не осознается тот факт, что затраты на экологические мероприятия относятся к производственным и являются такими же необходимыми элементами затрат, как и затраты на электроэнергию и водоснабжение.

Весь жизненный цикл промысла и себестоимость товарной нефти зависят от качества эколого-экономических оценок стоимости ПР. наносимого ущерба, а также компенсационных мероприятий.

В большинстве проектов отсутствуют показатели экологического состояния компонентов ПС, определенные Правилами по проведению экологической экспертизы; проекты не отвечают требованиям официальных документов по оценке воздействия на ОС (ОВОС); отсутствуют прогнозные сценарии воздействия производственного объекта на ОС; отсутствуют схемы организации экологического мониторинга, а также расчеты экономического ущерба и платежей за аренду земельных участков, за размещение отходов, за загрязнение ОС; отсутствуют планы компенсационных мероприятий.

При проектировании разработки месторождений УВ должны быть выявлены все группы рисков: геологические, строительные, эксплуатационные, инжиниринговые, финансовые, маркетинговые и экологические. Последние могут возникнуть на любой стадии реализации проекта в результате событий природного или техногенного характера.

При установлении лимитов воздействия на ОС нефтедобывающего предприятия нормативы воздействия утверждаются на 5 лет, которые продлеваются на новый срок без снижения объемов выбросов, сбросов и образования отходов, при этом слабо учитываются реальные условия функционирования объекта. Кроме того, проводится недостаточное обоснование границ горных отводов, а также отводов земельных участков под строительство скважин.

Следуя закону "Об охране окружающей среды", любое предприятие, производящее выбросы в ОС, обязано проводить мониторинговые наблюдения, цель которых - получение показателей состояния ПС, Большинство добывающих предприятий не имеет собственных служб мониторинга, а наблюдения проводятся эпизодически и бессистемно.

Технологические проблемы

Анализ технологических процессов строительства скважин, обустройства и эксплуатации нефтепромыслов, организации работ по охране ОС выявил:

• недостаточную эффективность экологических решений в проектах разработки и обустройства месторождений, строительства и ремонта скважин, программ по повышению нефтеотдачи пластов;
• некачественную реализация проектных решений ввиду низкой эксплуатационной надежности технических средств и низкой эффективности системы контроля;
• недостаточный уровень экологической подготовки специалистов на всех участках цепочки "скважина - магистральный трубопровод".

Разливы нефти обусловлены большой протяженностью и низкой надежностью (80% износа) промысловых нефтяных и водоводных линий в системе поддержания пластового давления (ППД). На МН причины аварийности следующие: 34%-внешние воздействия: 23%-брак при строительстве; 23%-коррозия; 14%-заводской брак: 3%-ошибочные действия персонала.

С увеличением обводненности нефти скорость коррозии труб и оборудования увеличивается. При обводненности от 10 до 80% скорость коррозии составляет , а при обводненности 90% этот параметр увеличивается до .

Вследствие высокой агрессивности пластовых вод (сероводород, диоксид углерода, ионы хлора и др.) сквозные отверстия в оборудовании могут появиться через 5 лет после начала эксплуатации, а при подаче ингибиторов коррозии срок безаварийной службы трубопроводов из углеродистых сталей может быть продлен до 10 лет.

Выбор и дозирование ингибиторов коррозии зависят от состава пластовых флюидов. Служба коррозионного мониторинга воспринимается как второстепенное подразделение, однако если учесть величину наносимого авариями ущерба и стоимость реабилитации компонентов экосистем, то такие представления неверны. Предупреждение аварийности является необходимой превентивной мерой, которая должна быть отражена в экологической политике предприятия и в Декларации промышленной безопасности.

Назрела необходимость совершенствования защитных покрытий для предотвращения асфальто-парафиновых отложений и методов очистки промысловых труб. Срок службы битумной изоляции на внешних покрытиях не превышает 10 лет. поэтому необходим переход к новым материалам и технологиям покрытия.

Одной из важнейших в нефтяной отрасли является проблема утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Только в факелах нефтепромыслов Западной Сибири ежегодно сжигается около 15 млрд этого энергоносителя. Показатель утилизации ПНГ варьирует от 25 до 95%. При эксплуатации месторождений взимается плата за его сжигание. В случае превышения ПДВ на границе санитарно-защитной зоны производится совершенствование факельной системы с целью более полного сжигания, а не мероприятия по его переработке. В этом случае ПНГ относится к отходам добычи (как бензин в XIX в., который сливали по ночам в реки), что позволяет платежи за загрязнение отнести к себестоимости продукции, как и затраты на утилизацию пластовых вод. Пластовые воды, как и ПНГ. также являются источником ценного сырья для нефтехимии (содержат и др.).

Одним из методов утилизации ПНГ является его закачка в пласты-коллекторы с целью повышения нефтеотдачи. Эффективность применения газовых методов повышения нефтеотдачи увеличивается при низких фильтрационно-емкостных свойствах продуктивных пластов. При закачке ПНГ решается ряд проблем:

• сокращаются платежи за выбросы в ОС и поддерживается качество атмосферного воздуха в рабочей зоне на уровне нормативов;
• сокращается протяженность промысловых коррозионно-опасных коммуникаций;
• обеспечивается геодинамическая стабильность залежи;
• снижается обводненность скважинной продукции и сохраняется ПНГ как ресурс для последующего извлечения.

В России насчитывается более 150 тыс. нефтяных и газовых скважин. Примерно 10% из них или законсервированы, или нуждаются в консервации и ликвидации. Законсервированные скважины под влиянием изменений в земной коре могут "ожить", выделяя нефть, газы и пластовые рассолы. Таких опасных скважин в России свыше 1500. В Казахстане, например, десятки изливающих скважин ушли под воду при увеличении уровня воды в Каспии.

Одна из стадий образования отходов - бурение скважин, на период строительства которой предоставляется до 5 га земли. В течение года после окончания строительства скважины территория буровой площадки должна быть рекультивирована и передана землепользователю. На период эксплуатации скважины выделяется 0,36 га. Рационализация размещения кустов скважин позволяет снизить отводы земель за счет снижения площадей, занятых промысловыми коммуникациями.

При ремонте скважин необходим контроль использования растворителей, гелей, кислот и других реагентов, которые должны закачиваться в пласт при стимуляции нефтеотдачи скважин. При обработке призабойной зоны скважин применяются 10- и 5-% растворы, соответственно, соляной и плавиковой кислот. При ремонте скважин возникают до 2 токсичных жидкостей на одну скважинную операцию. Кроме того, при промывке насосных агрегатов, НКТ возникают до 5 жидких отходов на одну операцию. На месторождении необходимо иметь специальную скважину с поглощающими горизонтами для утилизации жидких отходов от технологических процессов добычи.

Нефте- и газодобывающие скважины являются сложными и дорогостоящими сооружениями, которые нуждаются в постоянном контроле и проведении технических мероприятий по поддержанию рабочих режимов. Коррозионное поражение цементного камня в скважинах приводит к снижению доли нефти в добываемых флюидах и к загрязнению артезианских и грунтовых вод, используемых для водоснабжения. По этой причине происходит образование грифонов у устья скважин. Вследствие несвоевременных диагностических исследований в отрасли простаивают более 20 тыс. скважин, подлежащих капитальному ремонту.

Источником загрязнения нефтью и минерализованными водами являются также резервуарные парки добывающих предприятий. Многие резервуарные парки "плавают" на линзах нефтепродуктов, которые образовались за годы утечек нефти. Периодическая диагностика и очистка резервуаров от осадков с последующей их утилизацией позволяет снизить остроту этой экологической проблемы.