Аварийных разливов

Вид материала

Книга

Содержание Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов 1.1.3. Стадии разработки нефтяных месторождений Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Подобный материал:

• Утвердить прилагаемые Основные требования к разработке планов по предупреждению и ликвидации, 94.43kb.
• Об утверждении Основных требований к разработке планов по предупреждению и ликвидации, 67.93kb.
• Администрация муниципального образования селивановское сельское поселение волховского, 58.71kb.
• Об утверждении Основных требований к разработке планов по предупреждению и ликвидации, 82.58kb.
• Об утверждении основных требований к разработке планов по предупреждению и ликвидации, 81.32kb.
• Правительства Российской Федерации от 21 августа 2000 г. N 613 "О неотложных мерах, 161.44kb.
• Правительство российской федерации постановление от 21 августа 2000 г. N 613 о неотложных, 88.13kb.
• Правительство российской федерации постановление от 21 августа 2000 г. N 613 о неотложных, 71.52kb.
• Администрация, 22.14kb.
• Правительство российской федерации постановление, 68.88kb.

Фракции, которые содержит нефть

Различные нефти сильно отличаются по составу. В легкой нефти обыч­но больше бензина, нафты и керосина, в тяжелых - газойля и мазута. Наиболее распространены нефти с содержанием бензина 20-30% [72].

При добыче и переработке нефть дважды смешивается с водой: при вы­ходе с большой скоростью из скважины вместе с сопутствующей ей пласто­вой водой и в процессе обессоливания, т.е. промывки пресной водой для удаления хлористых солей. В нефти и нефтепродуктах вода может содер­жаться как в виде простой взвеси, тогда она легко отстаивается при хране­нии, так и в виде стойкой эмульсии, тогда приходится прибегать к специ­альным методам обезвоживания. Присутствие воды в нефти, особенно с растворенными в ней хлористыми солями, осложняет переработку нефти.

Присутствие механических примесей в нефти объясняется условиями ее залегания и способами добычи. Механические примеси состоят из ча­стиц песка, глины и других твердых пород, которые, оседая на поверхно­сти воды, способствуют образованию нефтяной эмульсии. В отстойни-

11

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

ках, резервуарах и трубах при подогреве нефти часть механических при­месей оседает на дне и стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом уменьшается производительность оборудования, а при отло­жении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность. Мас­совая доля механических примесей до 0,005% включительно оценивает­ся как их отсутствие.

Вязкость определяется структурой углеводородов, составляющих нефть, т.е. их природой и соотношением. Она характеризует возможность рас­пыления и перекачивания нефти и нефтепродуктов: чем ниже вязкость жидкости, тем легче осуществлять ее транспортировку по трубопрово­дам, производить ее переработку. Особенно важна эта характеристика для определения качества масляных фракций, получаемых при перера­ботке нефти и качества стандартных смазочных масел. Чем больше вяз­кость нефтяных фракций, тем больше температура их выкипания.

Таким образом, наибольшей ценностью обладает легкая нефть с низ­ким содержанием серы, воды, солей и механических примесей, а также с низкой вязкостью.

1.1.2. Российские месторождения нефти

Российские месторождения нефти разбросаны по шестнадцати нефте­газоносным провинциям: Западно-Сибирской, Волго-Уральской, Тима-но-Печорской, Прикаспийской, Северо-Кавказской, Лено-Тунгусской, Восточно-Сибирской и др.

Из российских недр выкачан уже целый океан нефти - более 15 мил­лиардов тонн. Половина изученных запасов нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений страны уже вычерпана. Но Рос­сия все-таки прочно удерживает одно из первых в мире мест по запасам топливно-энергетического сырья. Больше разведанной нефти только в Саудовской Аравии.

По состоянию на 01.01.02 г. в России было открыто 2407 нефтесодер­жащих месторождений. Из них: 1958 - нефтяных, 193 - газонефтяных и 224 - нефтегазоконденсатных. Из открытых месторождений - 1253 во­влечены в разработку, на которых сосредоточено 53,3% общероссийских запасов нефти. В 2003 году в России разрабатывались около 700 нефтя­ных месторождений, сосредоточивших в себе 91% запасов нефти [96, 114].

Все месторождения нефти распределяются на 10 уникальных, 139 круп­ных, 219 средних и 1238 мелких месторождений. Начальные суммарные ресурсы нефти составляют по суше - 87,6%, по шельфу - 12,4%.

Месторождения нефти расположены в более чем 40 субъектах Рос­сийской Федерации. Наибольшие из них сосредоточены в Западной Си­бири - 69%, в У рало-Поволжье - 17%, на Европейском Севере - 7,8% и в Восточной Сибири - 3,6%. Основные разведанные запасы нефти рас­положены в Уральском федеральном округе (66,7%) [103, 114] (рис. 1).

12







Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Основные нефтяные месторождения России находятся на территории: Западной и Восточной Сибири, Татарстана, Башкортостана, Республики Дагестан, Чеченской Республики, Республики Удмуртия, Республики Коми, Краснодарского и Ставропольского краев, Сахалинской, Оренбур­гской, Саратовской, Волгоградской, Самарской, Пермской областей. Ме­сторождения Западной Сибири и Тимано-Печорского региона открыты сравнительно недавно и находятся на самом пике своего развития.

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 2015-2020 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 2008-2010 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


Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов



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

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 100-1000 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.