Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов (стр. 2 )

Из субъектов Российской Федерации доминирующее положение за­нимает Ханты-Мансийский автономный округ, в котором сконцентриро­вано более 50% запасов нефти России.

В последние годы открыты новые значительные месторождения не­фти на территории Красноярского края и Эвенкийского округа, Респуб­лике Саха (Якутия) и Иркутской области. Регионы Восточной Сибири и Дальнего Востока располагают значительным объемом подтвержден­ных запасов углеводородного сырья порядка 1,9 млрд т. В перспективе восточные регионы России способны стать новым крупным центром неф­тедобычи на территории страны, обеспечивающим потребности регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока в энергоресурсах и открываю­щим перспективу значительного расширения поставок углеводородов на топливно-энергетические рынки АТР, где в ближайшие 20-30 лет про­гнозируется устойчиво возрастающий дефицит собственных энергоресур­сов. В регионе открыты крупные месторождения: Верхнечонское, Ярак-тинское, Дулисьминское (нефть, газ) в Иркутской области, Юрубчено-

Нефтяное месторождение в болотах Западной Сибири 14

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

Тахомское (нефть, газ) в Эвенкийском автономном округе, Талаканское, Среднеботуобинское (нефть, газ) в Республике Саха (Якутия).

Базовыми для формирования нефтедобычи в регионе должны стать Верх-нечонское, Талаканское и Юрубчено-Тахомское месторождения. Возмож­ная добыча нефти в регионе может к годам составить до 45 млн тонн в год, к 2030 году - до 55 млн тонн в год [86, 93, 97, 103, 114].

Нефтегазовые месторождения на шельфе Сахалина особым образом выделяются в составе месторождений углеводородного сырья дальневос­точного региона. Они расположены существенно ближе как к потенци­альным рынкам сбыта углеводородов, так и к потенциальным местам их морской перевалки. Удаленность месторождений шельфа от берега не превышает 100 км. К годам суммарная добыча нефти на мес­торождениях, разрабатываемых в рамках проектов «Сахалин-1» и «Саха-лин-2», может достичь 17-20 млн тонн нефти [89, 114].

К сожалению, в техническом и технологическом отношении нефтедо­бывающая промышленность России все еще находится на недостаточно высоком уровне. Коэффициент извлечения нефти на многих российских месторождениях не достигает и 30%, что ниже среднемирового, состав­ляющего обычно 40-50%. Улучшение этого показателя равнозначно от­крытию и освоению новых нефтяных месторождений.

Низким остается и среднесуточный дебит промысловых скважин. Если в 1975 году он составлял 29,4 тонн, а в 1990 году - 11,6 тонн, то к 2000 году снизился до 7,5 тонн. В ведущих нефтедобывающих странах мира этот показатель измеряется многими десятками и сотнями тонн. Это связано, прежде всего, с тем, что основные объемы нефти добывают­ся на старых, работающих десятки лет месторождениях.

Минерально-сырьевая база российской нефтедобычи имеет целый ряд серьезных проблем:

-  около 80% запасов нефти разведано в удаленных и северных райо­
нах страны, что сильно осложняет добычу и удорожает транспорти­
ровку сырья к перерабатывающим предприятиям и конечным по­
требителям, а в освоенных регионах значительная часть запасов за­
ключена в мелких месторождениях;

-  дополнительные расходы на создание промысловой инфраструкту­
ры увеличивают себестоимость сырой нефти и сроки ввода объек­
тов в эксплуатацию;

-  свыше трети разведанных запасов нефти приурочено к малопрони­
цаемым коллекторам либо приходится на высокосернистую, высо­
ковязкую и тяжелую нефть, что также осложняет добычу и перера­
ботку сырья и снижает цену российской нефти на мировом рынке;

-  в главных добывающих регионах страны в результате неверной стра­
тегии добычи обводненность основных месторождений превышает
80-90%;

15

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

- около четверти ресурсов нефти приходится на шельфы, в основном замерзающих акваторий. Их освоение требует дорогостоящего обо­рудования с ледовой защитой и решения проблемы с транспорти­ровкой добытой нефти.

Нефтяной комплекс России включает в себя 11 крупных нефтяных компаний, на долю которых приходится 90,8% от общего объема нефте­добычи в стране, и 113 мелких компаний, объем добычи которых состав­ляет 9,2%. Крупные нефтяные компании России осуществляют полный комплекс нефтяных работ - от разведки, добычи и переработки нефти до ее транспортировки и сбыта нефтепродуктов.

1.1.3. Стадии разработки нефтяных месторождений

Геологоразведочные работы на нефтяных месторождениях принято подразделять на 2 этапа: поисковый и разведочный. На поисковом этапе происходит первоначальная оценка и изучение потенциальных нефтега­зоносных месторождений с последующим пробным бурением. Первые поисковые скважины бурятся на максимальную глубину. Обычно пер­вым исследуется верхний слой (этаж) залежей, а затем более глубокие слои. На разведочном этапе производится непосредственная подготовка месторождения к разработке и добыче.

В зависимости от степени изученности и достоверности информации в России выделяют запасы и ресурсы нефти. Запасы нефти подразделя­ются на разведанные (промышленные запасы) - категории А, В и С1, и предварительно оцененные - категория С2. Ресурсы нефти подразделя­ются на перспективные - категория СЗ, и прогнозные - категории D1 и D2. Категория А представляет собой наиболее достоверные и изученные запасы, С2 - наименее. Прогнозирование ресурсов нефти производится на ранней стадии геологоразведочных работ.

По степени изученности месторождения принято разделять на четыре группы: «детально разведанные месторождения», «предварительно раз­веданные месторождения», «слабо разведанные месторождения» и «гра­ницы месторождений не определены».

По величине извлекаемых запасов залежи нефти условно подразделя­ются на мелкие (менее 10 млн тонн), средние (10-30 млн тонн), круп­ные (30-300 млн тонн) и уникальные (более 300 млн тонн).

Минприроды России 1 ноября 2005 года утвердило новую классифи­кацию запасов и ресурсов нефти и горючих газов, которая будет введена в действие с 1 января 2009 года.

Необходимость принятия новой классификации в России назрела с установлением рыночных отношений в недропользовании. Требовались новые принципы оценки запасов, в первую очередь с экономической точки зрения, которые позволили бы определить стоимостную оценку месторождений нефти и газа. С 2001 года действует временная клас-

16

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

сификация, которая практически дублирует утвержденную еще в 1983 году классификацию запасов и ресурсов нефти и газа СССР и не учитывает многих вопросов оценки запасов в современных условиях недропользования.

Новая классификация месторождений нефти и газа позволит прове­сти дифференциацию запасов не только по степени геологической изу­ченности, но и по экономической эффективности и степени промыш­ленного освоения, что имеет принципиальное значение в рыночных условиях [101].

В новой классификации учтены мировой опыт и знания в области оценки запасов и ресурсов. Новая классификация гармонизирована с рамочной классификацией ООН и международной системой SPE/WPG/ AAPG, что важно нефтегазовым компаниям с точки зрения капитали­зации — для присутствия на мировых фондовых рынках, оценки инве­стиционных проектов и привлечения заемных финансовых средств.

В отечественную классификацию впервые вводится понятие эконо­мической эффективности. Критериями выделения групп запасов явля­ются промышленная значимость месторождения и величина чистого дисконтированного дохода, определяемого по прогнозируемым показа­телям разработки при фиксированных нормах дисконта. Критерием выделения групп ресурсов является величина ожидаемой стоимости запасов (рис. 2).

Запасы нефти, газа и содержащихся в них компонентов по степени экономической эффективности и возможности их промышленного освоения и использования подразделяются на две группы, подлежащие раздельному подсчету и учету, — промышленно-значимые и непро­мышленные.

В свою очередь промышленно-значимые запасы подразделяются на нормально-рентабельные и условно-рентабельные. К нормально-рента­бельным относятся такие месторождения (залежи) нефти и газа, вовле­чение которых в разработку на момент оценки согласно технико-эконо­мическим расчетам экономически эффективно в условиях конкурентно­го рынка при использовании техники и технологий добычи и переработки сырья, обеспечивающих соблюдение требований по рациональному ис­пользованию недр и охране окружающей среды.

Запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку на момент оценки согласно технико-экономическим расчетам не обеспе­чивает приемлемую эффективность в условиях конкурентного рынка из-за низких технико-экономических показателей, но освоение которых ста­новится экономически возможным при изменении цен на нефть и газ или появлении новых оптимальных рынков сбыта и новых технологий, считаются условно-рентабельными. В промышленно-значимых запасах выделяются извлекаемые запасы.

17

Рис. 2. Новая классификация месторождений нефти и газа

К непромышленным запасам относятся запасы месторождений (зале­жей), вовлечение которых в разработку на момент оценки экономически нецелесообразно либо технически или технологически невозможно. В дан­ную группу входят запасы нефти и горючих газов месторождений (зале­жей), которые экономически нерентабельны для освоения на современном этапе, а также законсервированные месторождения, месторождения, рас­положенные в пределах водо-охранных зон, населенных пунктов, сооруже­ний, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, и месторождения, значительно удаленные от транс­портных путей и территорий с развитой инфраструктурой нефтедобычи.

Ресурсы по экономической эффективности подразделяются на рен­табельные и неопределенно-рентабельные. К первым относятся ресур­сы, имеющие положительную предварительно (или экспертно) ожида­емую стоимость запасов. В рентабельных ресурсах выделяются извле­каемые ресурсы, к которым относятся такие ресурсы, извлечение которых экономически эффективно на дату оценки. К неопределенно-рентабель­ным относятся ресурсы, имеющие на дату оценки неопределенную ожи­даемую стоимость запасов; извлекаемые ресурсы не выделяются.

Запасы нефти и горючих газов по геологической изученности и степе­ни промышленного освоения подразделяются на следующие категории:

18

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

-  А (достоверные) — разрабатываемые запасы залежи или ее части,
разбуренной эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проект­
ным документом на разработку;

-  В (установленные) — запасы разведанной, подготовленной к разра­
ботке залежи (или ее части), изученной сейсморазведкой или иными
высокоточными методами и разбуренной поисковыми, оценочными, раз­
ведочными и опережающими эксплуатационными скважинами, давшими
промышленные притоки нефти или газа;

-  С1 (оцененные) — запасы части залежи, изученной достоверной сей­
сморазведкой или иными высокоточными методами в зоне возможного
дренирования неопробованных скважин и примыкающие к запасам кате­
горий А и В при условии, что имеющаяся геолого-геофизическая инфор­
мация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную
продуктивность вскрытого пласта в данной части залежи;

-  С2 (предполагаемые) — запасы в не изученных бурением частях
залежи и в зоне дренирования транзитных неопробованных скважин. Зна­
ния о геолого-промысловых параметрах залежи принимаются по анало­
гии с изученной частью залежи, а в случае необходимости, с залежами
аналогичного строения в пределах данного нефтегазоносного региона.

Ресурсы нефти и горючих газов по геологической изученности под­разделяются на следующие категории:

-  D1 (локализованные) — ресурсы нефти и горючих газов возможно
продуктивных пластов в выявленных и подготовленных к бурению
ловушках;

-  D2 (перспективные) — ресурсы нефти и горючих газов литологост-
ратиграфических комплексов и горизонтов с доказанной промышленной
нефтегазоносностью в пределах крупных региональных структур;

-  D3 (прогнозные) — ресурсы нефти и газа литологостратиграфичес-
ких комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных струк­
тур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана.

Принятый документ классифицирует также месторождения. Так, по величине извлекаемых запасов месторождения углеводородов подразде­ляются на:

-  уникальные (более 300 млн тонн нефти, 500 млрд м газа); круп­
ные (от 30 млн до 300 млн тонн нефти, от 30 млрд до 500 млрд м
газа);

-  средние (от 3 млн до 30 млн тонн нефти, от 3 млрд до 30 млрд м
газа);

-  мелкие (от 1 млн до 3 млн тонн нефти, от 1 млрд до 3 млрд м3 газа);

- очень мелкие (менее 1 млн тонн нефти, менее 1 млрд м газа).

Современная добыча нефти осуществляется посредством бурения сква­жин с последующим извлечением нефти и сопутствующих ей газов и воды [75, 76].

19

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Процесс добычи нефти можно условно разделить на 3 этапа:

1  - движение нефти по пласту к
скважинам благодаря искусствен­
но создаваемой разности давлений
в пласте и на забоях скважин,

2  - движение нефти от забоев сква­
жин до их устьев на поверхнос­
ти - эксплуатация нефтяных сква­
жин, 3 - сбор нефти и сопутству­
ющих ей газов и воды на
поверхности, их разделение, удале­
ние минеральных солей из нефти,
обработка пластовой воды, сбор по­
путного нефтяного газа.

Перемещение жидкостей и газа
в пластах к эксплуатационным сква­
жинам называют процессом разра­
ботки нефтяного месторождения.
Движение жидкостей и газа в нуж-
Ьуровая вышка ном направлении происходит за

счет определенной комбинации нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, а также их количества и порядка работы.

Важной характеристикой нефтяных скважин является дебит - сред­несуточный уровень добычи нефти. По значению дебита (тонны/сутки) различают низкодебитные (до 7 т/с), среднедебитные (от 7 до 25 т/с), высокодебитные (от 25 до 200 т/с) и сверхвысокодебитные (более 200 т/с) нефтяные залежи. По мере извлечения нефти из скважины она становится все более труднодоступной и дебит скважины падает.

Кроме того, определяют нефтеотдачу скважины - степень полноты извлечения нефти. Под текущим коэффициентом нефтеотдачи (текущей нефтеотдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к ее балансовым запасам, он возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти за весь срок разработки к балансовым запасам.

Система разработки нефтяных месторождений определяет: порядок ввода эксплуатационных объектов в разработку; сетки размещения сква­жин; темп и порядок ввода их в разработку; способы регулирования ба­ланса и использования пластовой энергии.

В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения не­фти, различают системы разработки залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия; системы раз-

20

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

работки с поддержанием пластового давления, когда баланс пластовой энергии искусственно регулируется [54, 56].

По методам регулирования баланса пластовой энергии выделяют сис­темы разработки с искусственным заводнением пластов и системы раз­работки с закачкой газа в пласт.

Системы разработки с искусственным заводнением пластов могут осу­ществляться по вариантам:

1)  законтурного заводнения, при котором воду закачивают в ряд на­
гнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтенос­
ности на расстоянии м;

2)  приконтурное заводнение, когда нагнетательные скважины располо­
жены в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности;

3)  внутриконтурное заводнение, которое применяют на объектах с боль­
шими площадями нефтеносности.

Системы разработки с закачкой газа могут осуществляться посред­ством закачки газа в газовую шахту залежи или по всей площади залежи.

При водонапорном режиме процесс добычи нефти продолжается бо­лее 30~50 лет и проходит ряд стадий, отличающихся, с одной стороны, новым качественным состоянием залежей, а с другой, - степенью изме­нения состояния окружающей среды.

При этом режиме по динамике добычи нефти выделяют четыре ста­дии процесса разработки залежей.

Первая стадия - освоение эксплуатационного объекта характери­зуется:

-  интенсивным ростом добычи нефти до максимального заданного
уровня (прирост составляет примерно 1-2% в год от балансовых
запасов);

-  быстрым увеличением действующего фонда скважин;

-  резким снижением пластового давления (до 30% за 6-8 лет);

-  небольшой обводненностью продукции (3-4%);

- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи (около 10%).

В настоящее время около 90% ежегодно добываемой нефти извле­кают из месторождений, где нефть вытесняется водой. Поэтому наибо­лее общей и типичной является структурная схема производственного процесса разработки и эксплуатации месторождений с заводнением.

Промысловое обустройство представляет собой сложный комплекс со­оружений и коммуникаций (скважины, объекты и сооружения сбора, транспортировки, замера, сепарации, подготовка продукции скважины для сдачи ее потребителям, автомобильные дороги, линии электропередачи и др.), который имеет географические и климатические особенности: за-строенность, водные преграды, заболоченность отдельных участков, цен­ность земель для сельского и лесного хозяйства.

21

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Кроме вышеуказанных основных систем существуют и вспомогатель­ные, необходимые для обеспечения нормального функционирования неф-тегазопромысла: системы контроля и автоматизации производственных процессов, водоснабжения, сантехнических сооружений, связи, молние-защиты и т. д.

На первой стадии влияние производственных процессов разработки нефтяных месторождений характеризуется в целом двумя особенностями.

Первая особенность заключается в повышенной опасности открытого аварийного фонтанирования отдельных добывающих скважин, особенно при наличии зон АВПД (аварийно-высокое пластовое давление). Подоб­ные аварии сопровождаются обычно разрывом обвязки, вспышкой газа, выбросами жидкости, возникновением очагов пожара, просадками рель­ефа и т. д. В зависимости от способа глушения таких фонтанов в зоне аварийной скважины в чрезвычайно короткие сроки уничтожаются эко­системы почвенного покрова, загрязняются водотоки и атмосфера.

При строительстве и налаживании работы нового оборудования риск аварий и связанных с ними экологических последствий будет более вы­соким. Наиболее серьезными являются разливы нефти.

Опасной особенностью современных российских условий является стремление мелких геологоразведочных компаний в случае обнаружения нефти при ее разведке немедленно начать ее добычу, пытаясь заработать деньги. Поскольку при этом все осуществляется по временным, весьма ненадежным схемам, риск аварий и разливов очень велик [59].

Вторая особенность состоит в том, что на первой стадии призабой-ные зоны добывающих скважин и качество цементации обсадных ко­лонн находятся в хорошем состоянии. Поэтому аварийные перетоки флюидов в заколонном пространстве (при отсутствии аварий открытого фонтанирования) маловероятны. Продолжительность стадии 4-5 лет.

Вторая стадия - поддержание высокого уровня добычи нефти харак­теризуется:

-  более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (мак­
симальный темп добычи нефти в пределах 3-17%) в течение 3-7
лет (1-2 года для вязких нефтей);

-  ростом числа скважин;

-  нарастанием обводненности продукции (от 2 до 7% ежегодно);

-  отключением небольшой части скважин из-за обводнения и пере­
ходом на механизированный способ добычи нефти;

-  текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 30-50% к концу
стадии.

По мере обводнения продукции скважин наступает момент, когда ин­тенсивность обводнения продукции становится выше интенсивности ро­ста добычи жидкости. После этого начинается снижение добычи нефти, несмотря на увеличение добычи жидкости.

22

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

На второй стадии опасность аварийного фонтанирования практичес­ки исключается. Вероятность прорывов нефти и газа в заколонных про­странствах добывающих скважин также относительно мала, несмотря на постоянный рост числа вновь вводимых скважин, поскольку старение цементного камня еще не наступило. Исключение могут составлять лишь объекты с повышенным содержанием в залежах или подземных водах агрессивного сероводорода.

Третья стадия - значительное снижение добычи нефти: характеризу­ется снижением добычи нефти от 10 до 20% в год и прогрессирующим обводнением продукции до 80-85% при среднем росте обводненности 7~8% в год. Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки.

Третью стадию характеризует также резкое снижение надежности про­мысла в природоохранном отношении. Общее обводнение скважин, пере­вод многих из них в категорию аварийных, увеличение объемов закачки воды в пласты и т. д., - все это порождает множество заколонных перето­ков. В результате техногенные и природные воды нижних продуктивных горизонтов, прорываясь вверх, начинают создавать свои залежи техноген­ной природы в приповерхностной зоне, поднимать уровни грунтовых вод и прорываться на земную поверхность в виде грифонов или родников.

В результате закачки воды в нефтесодержащие пласты для увеличе­ния объемов добычи, особенно на последних стадиях эксплуатации мес­торождений возрастает обводненность извлекаемой нефти и ее коррози­онная опасность. В таких случаях рост коррозии нефтеоборудования при­обретает скачкообразный характер и лавинообразно нарастает число техногенных аварий с разливом нефти.

Ввиду срабатывания упругих запасов продуктивных пластов, отбора больших объемов добываемой продукции и закачки еще более значи­тельного количества жидкости на третьей стадии происходят значи­тельные изменения в напряженном состоянии массива горных пород. В результате начинаются процессы релаксации напряжений. Горные по­роды стремятся приобрести новое равновесное состояние. Это в свою очередь порождает волны пластической разгрузки, распространение которых может возбудить множество техногенных землетрясений, уси­ление импульсов грифопроявления. Продолжительность стадии состав­ляет 5-10 и более лет.

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным пе­риодом разработки месторождения.

Четвертая стадия, соответствующая старению и отмиранию промыс­ла, является наиболее тяжелой и критической в природоохранном отно­шении. На этой стадии происходит накопление всех отрицательных про­цессов загрязнения окружающей среды, проявившихся на предыдущих стадиях. Появляется новая волна техногенного загрязнения, связанная с

23

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

внедрением методов нефтеотдачи пластов. Весьма важно, что эта стадия техногенной дестабилизации недр и других природных комплексов яв­ляется наиболее длительной (15-20 лет). При этом промысел оказывает­ся практически беспризорным, возможности прямых отчислений на при­родоохранную деятельность за счет добычи нефти на этой стадии оказы­ваются практически нулевыми. Обширная зона заброшенного промысла начинает существовать в виде мощной аномалии, возмущающей режим природных процессов в земной коре, гидросфере и биосфере. Среди про­блем, которые характерны для этого этапа - ликвидация выработанных скважин (если их просто бросить, то остаточное выделение нефти может вести к загрязнению, как земной поверхности, так и грунтов и грунто­вых вод), уборка помоек и брошеного оборудования, ликвидация разли­вов нефти, рекультивация земель.

Существующие на сегодняшний день технологии позволяют извле­кать из месторождения не более 30-35% его общего объема. Эксперты прогнозируют, что в течение ближайшего десятилетия появятся техно­логии, позволяющие извлекать до 50-60% от общего объема месторож­дения. Согласно мнению экспертов Международного энергетического аген­тства, в том случае, если вложения в новые технологии будут поддержи­ваться на необходимом уровне, это позволит избежать пика мировой нефтедобычи в течение двух ближайших десятилетий. Однако это по­требует немалых средств, так как большая часть нефти в мире сейчас добывается на стареющих, приходящих в упадок месторождениях.

В общей схеме технологического процесса нефтяной промышленности можно выделить четыре основных этапа: 1) поиски и разведка нефтяных месторождений; 2) добычу нефти и газа; 3) их переработку и производ­ство нефтепродуктов; 4) транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.

После открытия, поисков и разведки нефтяного месторождения, под­счета и утверждения содержащихся в нем потенциальных и эксплутаци-онных запасов углеводородного сырья, в районе этого месторождения начинает развиваться нефтяной промысел, представляющий собой слож­ное предприятие. В задачу этого предприятия входят добыча нефти и сопровождающего ее газа, их сбор и учет, предварительная обработка нефти для удаления из нее воды и других примесей, хранение нефти и газа и последующая их транспортировка по промысловым нефтепрово­дам до районных нефтесборных резервуарных парков, а также ремонт скважин и оборудования. Территориально промысел может занимать уча­сток нефтеносной площади величиной до нескольких десятков квадрат­ных километров.

Число нефтяных скважин на промысле может достигать 600 и более. Задача нефтедобычи заключается в рациональной разработке нефтяных залежей. Критерием рациональности на практике является обычно извлечение всех запасов нефти в пласте в возможно меньшее время.

24

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

Добываемая нефть содержит в различных соотношениях нефтяной газ, попутную воду, соли и механические примеси [72].

Нефть собирают для каждой добывающей скважины по системе про­мысловых нефтетрубопроводов (ПНТП). По ПНТП нефть поступает на групповые замерные газосепарационные установки (ГЗСУ). При боль­шом количестве отсепарированный газ подается под собственным давле­нием через дожимную компрессорную станцию (ДКС) потребителям - газотранспортному предприятию (ГТП) или на газоперерабатывающий завод, либо на собственные нужды промысла. Обычно после замерных установок газ смешивают с жидкостью и подают дальше на установку комплексной подготовки нефти (УКПН).

При значительной площади месторождения используют блочные дожимные насосные станции (БДНС) для перекачки добываемой не­фти. На этих станциях отделяют попутную воду, которую по отдель­ному трубопроводу подают на установку комплексной подготовки воды (УКПВ). В этих установках от нефти отделяют нефтяной газ и попут­ную воду, доводят нефть до товарных кондиций - осуществляют глу­бокое обезвоживание продукции, удаление солей и стабилизацию не­фти (отделение испаряющихся компонентов при давлении меньше ат­мосферного). Отделенную от нефти воду подают из УКПВ и вместе с водами других источников из водозабора с помощью блочных кустовых насосных станций (БКНС) в нагнетательные скважины и дальше в залежь для вытеснения нефти - повышения нефтеотдачи [76].

Нефть - это биржевой товар, поэтому ее качество необходимо стан­дартизировать. Всего на мировых рынках торгуется свыше 10 общеприз­нанных марок нефти, из которых наиболее известными являются WTI (Западно-техасская средняя), котируемая на Нью-Йоркской бирже NYMEX (New York Merchandise Exchange), и Brent, котируемая на Лондонской бирже IPE (International Petroleum Exchange). Обе марки котируются также на Сингапурской бирже SIMEX. Торговля нефтью на бирже про­исходит как по текущим (спотовым) ценам, так и по фьючерсным кон­трактам, ориентированным на будущие поставки, при этом торговля фью­черсами составляет основной процент всех сделок по нефти, что отража­ет меньшую зависимость фьючерсных цен от конкретных условий поставки по сравнению со спотовыми ценами.

Россия экспортирует нефть под двумя марками, являющимися сме­сью различных сортов - Urals и Siberian Light. Urals - основная российс­кая нефть, поставляемая на экспорт, она торгуется с дисконтом к Brent в 1-1,5 долларов и более. Siberian Light выше качеством и ценится доро­же. Подавляющая доля российской нефти экспортируется в Европу. Кста­ти, цена на нефть марки Urals сильно зависит от объема поставок нефти Ираком, так как иракская нефть Kirkuk по своему качеству близка к российской [101, 109].

25

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

1.1.4. Разливы на нефтяных месторождениях

На всех стадиях разработки месторождения возможны разливы не­фти. Источниками нефтезагрязнения могут быть буровые скважины раз­личного назначения (поисковые, разведочные, параметрические и т. д.), нефтепромыслы (эксплуатационные скважины, внутрипромысловые тру­бопроводы, пункты подготовки нефти для дальнейшей транспорти­ровки) и т. д.

Наиболее сильное загрязнение происходит при разведочном бурении, когда вскрывается нефтепродуктивный пласт. В таких случаях скважина часто начинает фонтанировать, что приводит к загрязнению окружаю­щей среды пластовыми флюидами (нефть, газоконденсат, пластовые воды с растворенными углеводородами). В северных районах России преобла­дающим углеводородным сырьем является газоконденсат с повышенной, по сравнению с нефтью, растворимостью в воде. Это усиливает вероят­ность загрязнения поверхностных и подземных вод [50].

Наиболее серьезные проблемы возникают в случае аварий при отсут­ствии информации о параметрах залежи. Нефтяной фонтан - одна из самых опасных чрезвычайных ситуаций при эксплуатации месторожде­ний. При этом страдает промысловое оборудование, загрязняются десят­ки тонн грунта, а главная опасность - воспламенение фонтана.

Страшный огненный фонтан разрезал серое небо в окрестностях Куй­бышева 27 ноября 1955 года. На буровой № 1 треста «Нефтеразведка» объединения «Куйбышевнефть» в Красноярском районе, в 2 километрах от деревни Киндяково, в результате прорыва газов произошел взрыв и пожар. Огненный фонтан определился в виде мощной струи с давлени­ем у основания порядка 35 атмосфер. Высота горящего факела достигала 70 метров. В общей сложности нефтегазовый пожар на берегу реки Сок бушевал в течение 26 суток.

На территории Ненецкого автономного округа в ноябре 1980 года на сква­жине «Кумжа-9» в процессе бурения произошел открытый выброс большого количества газа и конденсата, длившийся с конца ноября 1980-го по май 1987-го. Шесть с половиной лет ежесуточно эта скважина выбрасывала два миллиона кубометров газа и сотни тонн конденсата. Образовался ог­ромный факел, а авария была настолько масштабной, что решили даже произвести взрыв атомного заряда для смещения пластов и перекрытия выхода газа и конденсата. В апреле 1981 года рядом со скважиной был произведен подземный ядерный взрыв. Однако и эта мера не смогла поту­шить факел. После взрыва 50-метровая буровая вышка провалилась в об­разовавшийся кратер, который затем стал нефтяным озером. В котловане диаметром в сто метров, образовавшемся в результате взрыва, со време­нем образовалось некое гелеобразное вещество с высоким содержанием углеводородов. На данный момент скважина закупорена, но нефть про­должает выделяться. Источник загрязнения еще в 1987 году оградили дам-

26

бой из песка и гравия. Количество ядовитого геля из нефти каждый год увеличивается, и на сегодня границу пропитанного нефтью песка услов­ного берега кратера от полосы печорской воды отделяет всего несколько метров. В случае большого весеннего паводка Печора может подняться на метр выше, чем обычно, и нефтяной гель хлынет в воды реки. Послед­ствия выброса ядовитого вещества для ценных пород рыб, обитающих в этом районе Печоры, могут быть катастрофичными.

Крайне тяжелая чрезвычайная ситуация сложилась на 37-й скважине в Тенгизе (Казахтсан) в 1985 году. Тенгизская нефть - это 850 атмосфер давления при 120-150 С, содержание сернистых газов - до 25%. Эта скважина горела 14 месяцев ( годы), при этом воздух нака­лился до 180 С, земля - до 410 С, радиус влияния составил 350 км. На расстоянии 45 км содержание сернистого газа превышало 20 ПДК. Эта скважина до сих пор остается символом опасности добычи нефти. За вре­мя аварии на скважине сгорело 3,5 миллиона тонн нефти, ушло на ветер 1,7 миллиарда кубов газа, образовалось 900 тысяч тонн сажи. Высота факела достигала двухсот метров. От адской жары в округе в почве об­разовались искусственные минералы, которые назвали тенгизидами. Сила огня моментально затягивала в воронку тысячные стаи пролетавших птиц.

В марте 1991 году в Ферганской долине ударил нефтяной фонтан с огромным давлением. Восстановить контроль над скважиной не удава-

27

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

лось более месяца. Количество разлившейся по поверхности земли нефти составило несколько сотен тысяч тонн.

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36