20
Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России
р аботки 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:
законтурного заводнения, при котором воду закачивают в ряд на
гнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтенос
ности на расстоянии 100-1000 м;
приконтурное заводнение, когда нагнетательные скважины располо
жены в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности;
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 3050 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 78% 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 - Uralsи SiberianLight. 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 Kirkukпо 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
Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России
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 (1985-1986 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-
|
Скачать 5.47 Mb.