Размещено на http://www.allbest.ru/

Мероприятия по охране окружающей среды при осуществлении методов увеличения нефтеотдачи пластов

Введение

Западно-Сибирская провинция - наиболее крупная из всех нефтегазоносных провинций, выделенных на территории России. Расположенная на обширной равнине между горными сооружениями Урала на западе и Сибирской платформой на востоке, ограниченная на юге Алтае-Саянской горной системой, она охватывает земли Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской областей.

Западно-Сибирская провинция занимает ведущее место в России как по величине выявленных в ее пределах запасов углеводородов, так и по уровню добычи нефти и газа. Объем начальных разведанных запасов нефти Западной Сибири составляет более 60% общероссийского, текущих - более 70%. Ежегодная добыча нефти в регионе составляет порядка 70% суммарной по России.

Правдинское месторождение разрабатывается с 1965 года. Месторождение в основном выработано, находится на стадии падающей добычи. В продуктивном отношении выделяются пласты БС-5,БС-6 БС-8,БС-9

Пласт БС-5 расположен неравномерно расположен по площади и имеет сложное строение, эксплуатируется возвратным фондом скважин пласта БС-6 Пласт БС-9 имеет малые запасы и эксплуатируется двумя семиточными элементами. Пласт БС-8 содержит около 14 % запасов месторождения и эксплуатируется в основном установками штанговых скважинных насосов и представляет интерес с точки зрения улучшения работы фонда скважин. Пласт БС-6 эксплуатируется скважинами, оборудованными газлифтом и УЭЦН. Он разбит на блоки с разной степенью выработки запасов и представляет интерес не только с точки зрения улучшения технологии нефтедобычи, но и с позиции улучшения системы довыработки запасов путем совершенствования системы заводнения.

1. Теоретическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Правдинское месторождение расположено в Тюменской области, в 40 км ЮЗ г. Сургута.

Приурочено к брахиантиклинальной складке меридионального простирания, осложняющей северную часть Пойкинского вала Сургутского свода. Амплитуда складки 150 м. Фундамент вскрыт двумя скважинами. В своде, в скв. 90 он состоит из лизолитовых туфов вверху и диабазовых порфиритов внизу. Абсолютный возраст порфиритов, определенный Б. С. Погореловым методом сравнительной дисперсии двупреломления минералов по плагиоклазам, равен 322 ±12 млн. лет, что соответствует нижнему карбону. В скв. 80, пробуренной на восточном склоне поднятия, фундамент представлен обломочными известняками с фораминиферами нижнего карбона. По породам фундамента развита кора выветривания мощностью до 15 м. Выше залегают отложения тюменской свиты (нижняя, средняя юра, нижний келловей), верхней юры, мела и палеогена. Неогеновые отложения отсутствуют, и на породах журавской свиты (верхний олигоцен) залегают четвертичные осадки мощностью 30--40 м.

На месторождении выявлено девять залежей нефти в пластах Ю0, БС20-21, БС19, БС11, БС10,Б8, БС7, БС6, БС4, Б5 и АС11 на глубинах от 2122 до 2920 м. Кроме того, зафиксированы нефтепроявления в пластах Ю6, БС22 и ВС9 (среднеюрские, берриасские и валанжинские отложения).

Залежь пласта Ю0 (верхняя юра) заключена в баженовской свите, представленной битуминозными аргиллитами. На электрокаротажных диаграммах в кровле пласта часто отмечается отрицательная аномалия ПС амплитудой до 70 мв. В керне, в том числе и из интервалов, характеризующихся отрицательной аномалией ПС, визуальных признаков проницаемых пород не отмечено. Битуминозные аргиллиты перекрываются черными глинами подачимовской пачки мегионской свиты. В скв. 80 дебит нефти составил 18,9 м3/сутки. Температура равна 102,5° С. Промышленные притоки нефти из баженовской свиты отмечались также в скв. 76 и 90. Залежь массивная, с литологическими экранами, среднедебитная, с коллекторами трещинного типа.

Залежь пласта БС20-21 (берриас) приурочена к низам ачимовской толщи мегионской свиты. Пласт представлен чередованием песчаников, глин и алевролитов. Покрышкой являются глинистые породы ачимовской толщи. В скв. 90 при динамическом уровне 691 м получено 4,08 м3/сутки нефти. Пластовая температура равна 87° С. Залежь пластовая с литологическпми экранами, малодебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БС19 (берриас) приурочена к средней части ачимовской толщи мегионской свиты. Пласт характеризуется чередованием песчаников, алевролитов п глин. Песчаные прослои не выдержаны по простиранию. Покрышкой залежи являются глинистые породы ачимовской толщи. В скв. 80 при динамическом уровне 1160 м добыто 3,9 м3/сутки нефти. Пластовая температура равна 97°С. Залежь пластовая с литологическими экранами, малодебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БС11 (валанжин) относится к верхам мегионской свиты. Пласт развит на небольших участках на западном и восточном склонах Пойкинского поднятия. Он сложен мелкозернистыми, полимиктовыми песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Покрышкой служат глинистые породы верхов мегионской свиты. В скв. 87 на восточном крыле при динамическом уровне 1232 м получено 10 м3/сутки нефти. Пластовая температура -84° С. В зоне распространения пласта на западном склоне Пойкинского поднятия получена только вода с пленкой нефти. Залежь пластовая, литологически экранированная со всех сторон, мало- и среднедебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БС10 (валанжин) приурочена к верхней части мегионской свиты. Пласт развит только вдоль восточного склона Пойкинского поднятия. Он представлен песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Покрышкой являются глинистые породы верхов мегпонской и низов вартовской свит. Дебиты нефти здесь изменяются от 1,5--1,8м3/сутки при динамических уровнях 234--540 м до 77 м3/сутки через 8-мм штуцер. Пластовая температура 83--83,5° С. Высота залежи около 50 м. Залежь пластовая с литологическими экранами по простиранию и восстанию пласта, мало- и высокодебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БС7 (валанжин) приурочена к низам вартовской свиты. Пласт в виде изолированной со всех сторон линзы распространен только на небольшой площади западного склона Пойкинского поднятия. Он сложен песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Покрышкой служат глинистые породы вартовской свиты. Дебиты нефти через 8-мм штуцер равны 50--120 м3/сутки, газа -- до 14 тыс. м3/сутки. Температура изменяется от 86 до 92,5° С. Высота залежи около 75 м. Исходя из состава нефти, температуры и пластового давления, можно предположить, что залежь пласта БС7 является вторичной. Залежь пластовая, ограниченная литологическими экранами со всех сторон, высокодебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БС6 (готерив) приурочена к низам устьбалыкской пачки вартовской свиты. Пласт распространен по всей площади поднятия. Он представлен мелко- и среднезернистыми песчаниками. Покрышкой залежи служит пласт глин мощностью 6--10 м. Дебиты нефти через 8-мм штуцер равны 75--158 м3/сутки. Температура от свода к склонам Пойкинской структуры возрастает от 80 до 85--86° С. Высота залежи 60--70 м. Нефть в пласте БС6 ароматическо-нафтено-метановая. Залежь пластовая сводовая, высокодебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта БС4 (готерив) относится к средней части устьбалыкской пачки вартовской свиты. Пласт представлен мелкозернистыми песчаниками. В северном направлении в его составе появляются прослои глин. В скв. 502 он полностью замещается глинистыми породами. Покрышкой залежи служат глинистые породы вартовской свиты. Дебиты нефти изменяются от 0,2--0,4 до 53,3 м3/сутки на 8-мм штуцере, дебиты газа -- до 0,47 тыс. м3/сутки. Пластовая температура 81-- 84° С. Высота залежи 19 м. Залежь пластовая сводовая, осложненная внутренними глинистыми целиками, мало- и среднедебитная, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта АС11 (готерив) приурочена к низам верхней подсвиты вартовской свиты. Пласт сложен мелкозернистыми глинистыми песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Количество последних местами резко увеличивается. Покрышкой залежи является пласт глинистых пород. Дебиты нефти на 8-мм штуцере изменяются от 7 до 18 м3/сутки. Пластовая температура 76° С. Высота залежи 6--7 м. Залежь пластовая с возможными литологическими экранами, мало- и среднедебитная, с коллекторами порового типа.

Растворенный газ жирный, со значительным количеством гомологов метана и небольшим содержанием углекислого газа.

1.2 Проектные документы разработки залежей

Первый проектный документ - технологическая схема разработки Правдинского месторождения - составлен институтом ВНИИнефть и утвержден Центральной комиссией по разработке Министерства нефтяной промышленности (ЦКР МНП) в 1967 году. В марте 1968 года месторождение введено в промышленную эксплуатацию и разбуривалось согласно утвержденному варианту.

В основу разработки Правдинского месторождения было положено внутриконтурное заводнение с разрезанием нефтяных пластов рядами нагнетательных скважин и выделением шести эксплуатационных блоков самостоятельной разработки.

Технологическая схема разработки составлена для пластов БС-5,БС-6, БС-8, по которой утвержден общий уровень добычи нефти 8,2 млн.тонн в год, а количество эксплуатационных и нагнетательных скважин соответственно 422 и 130.

Для всех пластов предусматривалась одна сетка эксплуатационных и нагнетательных скважин с применением оборудования для одновременно раздельной эксплуатации и закачки воды.

По мере разбуривания уточнялось геологическое строение месторождения. По результатам бурения 1973 года на юго-востоке месторождения было установлено наличие структурного прогиба, отделяющего юго-восточную часть от основной структуры. В связи с этим было принято решение изменить систему разработки юго-восточного участка, приняв 3-х рядную систему.

В 1974 году на юго-востоке были выявлены зоны полного замещения коллекторов, поэтому от бурения ряда скважин пришлось воздержаться. На 1 января 1977 года он составил 584 скважины (432 - добывающих и 152 нагнетательных).

В связи с разбуренностью основного и эксплуатационного фонда и уточнением запасов по объектам разработки институтом СибНИИ НП в 1976 году составляется “Комплексная схема разработки Правдинского месторождения”, которая утверждена ЦКР МНП 14 июня 1977 г.

В 1978 году составлен и утвержден ЦКР МНП “Уточненный проект разработки Правдинского месторождения”.

В последних двух работах предусматривается разукрупнение эксплуатационного объекта, дальнейшее развитие системы заводнения и бурения скважин в зоне стягивания контуров в пределах выделенных блоков разработки.

1.3 Анализ состояния разработки месторождения

В настоящее время Правдинское месторождение находится на третьей стадии разработки.

Сравнительный анализ показателей разработки Правдинского месторождения проводился с начала разработки месторождения (1977 г.) по 1992 год включительно Сибирским научно-исследовательским институтом нефтяной промышленности (СИБНИИНП) на основании договоров и с использованием технологической схемы месторождения и других проектных документов и отчетов. Выявленные причины отклонения от проектных показателей разработки позволяли разработать комплексные мероприятия.

Так за 1998 год добыча жидкости по месторождению составила 95.4 от проектной, средний дебит действующей скважины оказался меньше проектного.

Анализ состояния разработки показал, что причиной этого является несформированная до конца система ППД. Не смотря на то, что фонд нагнетательных скважин превышает проектный (420 скважин вместо 268 по проекту), фактически под закачку эксплуатируются 235 скважин. Для улучшения нефтеотдачи пластов рекомендовано повысить эффективность системы ППД, в особенности по объектам АВ13 и АВ2.

Анализ наибольших расхождений (по пластам Правдинского месторождения) по добыче нефти наблюдался по объекту АВ13 ( годовая добыча 126.9 против 403 по проекту) выявил худшие, чем предполагалось коллекторские свойства пласта, более высокую слоистую и зональную неоднородность коллектора.

Расчеты показали что разработка этого объекта находится за границей рентабельности, в результате было принято решение о совместной разработке пластов АВ13 и АВ2, а также, при росте цен на нефть, уплотнить низкопродуктивную часть объекта АВ13 за счет бурения новых скважин или скважин, выполнивших свое проектное назначение на нижележащих горизонтах.

На основании данных анализов темпов разработки месторождения рекомендуются и проводятся мероприятия направленные на повышение нефтеотдачи пластов (ПНП). Основные из них направлены на выравнивание профилей притока добывающих скважин, изоляцию водопромытых интервалов пласта и на увеличение охвата пластов воздействием. Такими технологиями явились: закачка водных растворов метилметилцеллюлозы (ММЦ) и карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), полимерно-дисперсных систем (ПДС) и растворов КМЦ с бентонитовой глиной (КГС). Технологии, направленные на интенсификацию разработки и на повышение нефтеотдачи пластов: закачка алкилированной серной кислоты (АСК) и водных растворов неионогенных ПАВ (НПАВ).

Общими проблемами для всех скважин НГДУ “Правдинскнефть” являются освоение скважин после ремонтов, недостаток или полное отсутствие систем диагностики и телемеханики механизированного фонда добывающих скважин, недостаток эффективного оборудования для добычи нефти из малодебитных скважин.

Анализ условий эксплуатации фонда скважин НГДУ “Правдинскнефть” позволил выявить основные направления работ по повышению добычи нефти, снижению ее себестоимости, увеличению нефтеотдачи пластов и улучшению условий труда:

- повышение эффективности работ по освоению и выводу на режим добывающих скважин после ремонтов;

- совершенствование системы контроля за работой штанговых насосов;

- разработку и внедрение контрольного и диагностического оборудования, систем диагностики и телемеханики механизированного фонда скважин;

- совершенствование технологических систем подбора нефтепромыслового оборудования с применением компьютерных технологий;

- разработку устройств и приспособлений для улучшения условий труда.

Установками скважинных штанговых насосов в настоящее время оборудовано 50 всего фонда скважин России и ближнего зарубежья, а в Западной Европе 90 скважин, работающих со вспомогательной техникой, оборудованы штанговыми глубинными насосами, зарекомендовавшими себя как экономичные, гибкие, с широкими возможностями применения, системы.

Межремонтный период скважин с УЭЦН по НГДУ “Правдинскнефть” в 2003 году был значительно выше среднего показателя в целом по Главтюменнефтегазу. “Показатели эксплуатационной надежности на месторождении достаточно высокие, что свидетельствует о постоянном контроле за работой электронасосного фонда” - так охарактеризована работа НГДУ “Правдинскнефть” в 2003 г. СИБНИИНП при анализе разработки месторождений “Юганскнефтегаз”.

Анализ причин простоя и бездействия механизированного фонда скважин. показал, что основными причинами для скважин с УСШН являются отсутствие подачи (50) и заклинивание ШГН (14). Другие причины связаны с ликвидацией аварий, со сменой отказавшего оборудования и другими.

На Правдинском месторождении, как и на других месторождениях НГДУ “Правдинскнефть” применяются штанговые насосы невставного исполнения с диаметром плунжера 32, 44 и 57 мм. Приводом насосов служат станки-качалки типа 7СК8, 7СК6,UP9, UP12, СКД8, ПНШ.

Основной фонд ШГН (76.8) оборудован насосами НГН-44 и лишь около 13 штангового фонда оборудовано НГН-57.

Анализ технологических режимов работы скважин, оборудованных УСШН, показал, что в оптимальном режиме работает около 45 фонда. С коэффициентом подачи насоса ниже 0.4 работает 50 скважин.

Незначительная часть скважин, работающих в неоптимальном режиме - высокообводненные (99), эксплуатация и оптимизация такого фонда нерентабельна.

Межремонтный период работы фонда скважин, оборудованных УСШН, по НГДУ “Правдинскнефть” в 2003 г. составлял 604 суток, что выше среднего показателя как по НГДУ “Правдинскнефть” и объединению “Юганскнефтегаз”, так и по Главтюменнефтегазу.

1.4 Принципы управления охраной природы в нефтяной и газовой промышленности

Проблему охраны природы невозможно решить в отрыве от целого ряда вопросов, связанных с функционированием экономического механизма природопользования.

Основными функциями управления являются планирование, организация, контроль, регулирование, учет и т.п.

Функция планирования при управлении качеством окружающей среды приобретает первостепенное значение, причем в управлении окружающей средой различают две стороны: управление через организацию экономической деятельности и управление непосредственно объектами окружающей среды.

Главной целью управления должно быть развитие экономики при уменьшении потребления и использования ресурсов окружающей среды. При этом необходимо добиваться ограничения отрицательного воздействия производства на окружающую среду и, если возможно, улучшения состояния окружающей среды.

В соответствии с действующими принципами ответственность за состояние охраны окружающей среды возложена на главных инженеров предприятий и организаций производственных объединений, которые отвечают за:

организацию расследования и оперативное руководство ликвидацией загрязнений водоисточников и земельных угодий при залповых выбросах;

охрану окружающей среды и организацию расследования, оперативное руководство ликвидацией загрязнений водоисточников и земельных угодий;

охрану окружающей среды и организацию расследования, оперативное руководство ликвидацией загрязнений водоисточников при залповых выбросах при бурении скважин;

охрану недр и окружающей среды при разведке и разработке нефтяных месторождений.

На предприятиях и организациях, входящих в состав производственных объединений, внедряется комплекс мероприятий по охране и рациональному использованию природных ресурсов.

При бурении скважин производятся следующие мероприятия:

внедрение кустового способа строительства скважин с целью сокращения занятия сельскохозяйственных земель;

сохранение плодородного слоя почвы, рекультивация временно отведенных земель после окончания бурения;

организация учета земель;

очистка и повторное использование буровых растворов;

изоляция поглощающих и пресноводных горизонтов для исключения их загрязнений;

применение нетоксичных реагентов для приготовления промывочных жидкостей;

применение соответствующих типов промывочных жидкостей для предотвращения нефтегазопроявлений;

цементирование скважин до устья для исключения загрязнения пресноводных горизонтов;

ликвидация буровых отходов и горюче-смазочных материалов без нанесения ущерба природе;

обеспечение цехов и подразделений УБР схемами подъездов к буровым, строительства ЛЭП и водоводов;

осуществление инструктажа водителей всех транспортных средств и спецтехники о маршрутах проезда к объектам и о недопустимости заезда на сельскохозяйственные угодья;

внедрение других мероприятий по охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов.

При добыче, подготовке и транспортировке нефти и газа осуществляются следующие мероприятия:

очистка и повторное использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления (ППД) нефтяных и газовых месторождений;

строительство мощностей по очистке и утилизации сточных вод;

организация предварительного сброса попутной воды на месторождениях;

защита трубопроводов и оборудования от коррозии, подбор и применение ингибиторов и бактерицидов;

регулярный контроль за техническим состоянием и герметичностью фонда скважин, трубопроводов и оборудования, своевременное обнаружение и ликвидация утечек;

всемерное сокращение расхода пресной воды;

сбор и утилизация попутного нефтяного газа;

использование сточных вод сторонних предприятий для заводнения продуктивных пластов;

ремонт и замена старых трубопроводов и оборудования нефтяных и нагнетательных скважин;

контроль за качеством строительства трубопроводов;

разработка мер по защите окружающей среды при ремонтных и восстановительных работах на скважинах;

охрана земельных ресурсов, восстановление земель после загрязнения; ликвидация нефтяного шлама без нанесения ущерба окружающей среде и т.д.

В нефтегазодобывающих управлениях (НГДУ) в составе цеха научно-исследовательских и промышленных работ (ЦНИПР) организованы лаборатории охраны окружающей среды. Лаборатория выполняет следующие работы:

исследование химического состава вод из контрольных водопунктов, составление обзорных карт районов деятельности НГДУ и схемы бассейнов рек с нанесением возможных источников загрязнения, разработка мероприятий по предотвращению загрязнения водных источников;

паспортизация нефтепроводов и водоводов, анализ их работы и причин аварийности, выявление опасных мест, разработка мероприятий по повышению их надежности и снижению аварийности;

определение и изучение скорости коррозии на установках и трубопроводах, разработка мероприятий по снижению аварийности:

испытание и внедрение новых ингибиторов коррозии и бактерицидов;

обоснование норм расхода ингибиторов, контроль за состоянием дозировки ингибиторов в систему трубопроводов;

контроль качества подготовки сточных вод, закачиваемых в продуктивные пласты;

исследование параметров рабочих зон (замеры уровня шума, вибрации, эффективности работы вентиляционных установок, освещенности рабочих мест, загазованности в цехах и на рабочих местах), разработка мероприятий;

определение потерь нефти при подготовке, внутрипромысловом сборе и транспортировке.

На службу охраны окружающей среды УБР возлагаются следующие обязанности: организация учета земель;

составление графика и контроль за возвратом временно занимаемых земель;

обеспечение максимального внедрения кустового способа строительства скважин с целью сокращения занятия сельскохозяйственных угодий;

обеспечение цехов и подразделений УБР схемами подъездов к буровым, строительства ЛЭП и водоводов, согласованными с землепользователями;

осуществление инструктажа водителей всех транспортных средств и спецтехники о маршрутах проезда к объектам и о недопустимости заезда на сельскохозяйственные угодья;

осуществление контроля за выполнением всеми подразделениями и цехами УБР мероприятий по охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов.

В состав задач служб охраны окружающей среды входят также разработка плана природоохранных мероприятий, оперативные (квартальные или месячные) планы внедрения мероприятий, ежемесячный контроль за выполнением этих мероприятий. Каждый месяц в отдел труда и заработной платы представляется справка о выполнении мероприятий по охране окружающей среды, где расшифровываются причины невыполнения мероприятий. Сведения о выполнении плана мероприятий по охране окружающей среды учитываются при оплате труда инженерно-технических работников за результаты производственной деятельности предприятий.

Несмотря на большую работу, проводимую службами и организациями по охране окружающей среды, все же имеются некоторые недостатки в организации природоохранной деятельности нефтегазодобывающих и буровых предприятий. Неудовлетворительным остается качество очистки нефтепромысловых сточных вод, что обусловлено, прежде всего, нехваткой очистных сооружений и аварийным состоянием имеющихся мощностей. Имеют место выбросы нефтяного газа в атмосферу и сжигание его в факелах из-за нехватки сооружений по его утилизации или отсутствия потребителей, особенно на сероводородсодержащий попутный газ. Не ликвидированы факты залповых сбросов загрязняющих промышленных стоков в водоемы, порчи земель в результате порывов нефтепроводов и водоемов сточных вод. Много аварийных случаев на нефтедобывающих. Не повсеместно организован учет водопотребления и водо-отведения, практически отсутствует учет потерь нефти и сточных вод при добыче, подготовке и транспортировке, выхода прочих загрязняющих веществ в окружающую среду.

Совершенствование системы управления осуществляется в следующих направлениях.

1. Совершенствование системы информационного обеспечения

Сюда входят количественные показатели о ресурсах, загрязняющих агентах, их объемах, об источниках загрязнения, санитарном состоянии окружающей среды и т.п.

В настоящее время в отрасли данные по использованию ресурсов и загрязнению окружающей среды представляются в директивные органы как сводный отчет по формам статотчетности № 2-ТП (водхоз) "Отчет по охране атмосферного воздуха", № 2-ТП (водхоз) "Отчет об использовании воды", № З-ОС "Отчет о ходе строительства водо-охранных объектов и прекращения сброса загрязняющих сточных вод".

Содержащаяся в этих документах информация в достаточном объеме отражает количество и качество веществ, загрязняющих водоемы и атмосферу. Однако контроль за заполнением документов еще затруднен.

Особую сложность в получении необходимой информации представляет первичный учет загрязнений. Слабая техническая оснащенность инструментальным оборудованием не позволяет подразделениям, ответственным в отрасли за охрану природы, проводить достаточно точный контроль. В связи с этим для отрасли особую важность имеют методические разработки по экологической и экономической оценке, построенные на укрупненных показателях с использованием минимума информации.

Другим направлением в области совершенствования информационного обеспечения является учет экономических результатов в разрезе отдельных природоохранных мероприятий.

Использование в качестве основы информационного обеспечения данных по отдельным мероприятиям позволит наряду с совершенствованием планирования организовать качественный контроль и учет.

2. Совершенствование системы экономического стимулирования природоохранной деятельности нефтегазодобывающих предприятий

Одной из причин имеющихся недостатков в работе предприятий по охране окружающей среды является отсутствие в настоящее время всеобщей, гибкой и достаточно эффективной системы экономического стимулирования внедрения природоохранных мероприятий.

Мероприятия по охране окружающей среды могут быть осуществлены, как известно, с помощью технических, организационных и экономических мер. Действенность этих мер зависит от экономического стимулирования, повышающего материальную заинтересованность коллективов предприятий в разработке и внедрении природоохранных мероприятий.

В настоящее время существуют следующие формы экономического стимулирования природоохранной деятельности предприятий: плата за водопотребление, штрафные санкции за загрязнение окружающей среды, банковские кредиты на строительство природоохранных объектов, освобождение от платы за производственные фонды по охране окружающей среды, материальное поощрение работников за внедрение природоохранных мероприятий. Их действенность и пути совершенствования можно рассмотреть на примере бывшего производственного объединения (ПО) "Башнефть".

С целью сокращения потребления пресной воды на производственные нужды с 1 января 1982 г. была введена плата за воду, забираемую промышленными предприятиями из водохозяйственных систем. Расчеты с бюджетом производились согласно инструкции Министерства финансов СССР № 124 от 15 июня 1981 г. "О порядке начисления и сроках внесения в бюджет платы за воду, забираемую промышленными предприятиями из водохозяйственных систем".

Объединения централизованно вносили ежемесячно в бюджет плату за воду. Месячные нормативы (лимиты) забора воды исчислялись предприятиями-водопользователями в пределах годового норматива (лимита), установленного органами по регулированию использования и охраны вод (территориальными бассейновыми инспекциями).

Затраты промышленных предприятий на оплату воды в пределах лимита включались в плановую себестоимость продукции. В смете затрат на производство плата за воду учитывалась в статье "Сырье и основные материалы". В расшифровке затрат по статьям калькуляции плата за воду относилась на статью "Расходы по искусственному воздействию на пласт". Затраты за сверхлимитный забор воды относились на фактическую себестоимость продукции и учитывались по статье "Непроизводительные расходы".

В этот же период были законодательно введены штрафные санкции и компенсации за нарушение предприятиями установленных норм и правил водопотребления и водо-отведения, использования земельных и других видов природных ресурсов.

Одним из видов штрафов являлся штраф за ущерб, нанесенный сельскому хозяйству загрязнением земель. Размеры этих штрафов за 1982 - 1985 гг. на примере бывшего ПО "Башнефть": в 1985 г. объединение уплатило из прибыли 103 тыс. руб. за причиненный сельскому хозяйству ущерб, что составляло около 0,4 % от суммы прибыли за реализацию продукции.

Одним из экономических рычагов в стимулировании строительства природоохранных объектов являются налоговые льготы -- освобождение от платы за производственные фонды. Плата за фонды не взимается с сооружений, предназначенных для предотвращения или уменьшения загрязнения водных и земельных ресурсов, воздушного бассейна и недр земли в процессе производства.

Система налоговых льгот, выражающаяся в освобождении от платы за пользование основными фондами природоохранного назначения, не в достаточной мере стимулирует предприятия к строительству новых и реконструкции действующих сооружений.

Хотя стоимость основных фондов по охране окружающей среды растет более быстрыми темпами, чем стоимость общих промышленно-производственных основных фондов, тем не менее их все еще недостаточно для полного решения вопросов охраны окружающей среды

В настоящее время основная доля работ по охране окружающей среды требует больших затрат на их проведение. Эти мероприятия дают народнохозяйственный экономический эффект, связанный со снижением ущерба в других отраслях народного хозяйства в результате уменьшения загрязнения окружающей среды в целом.

месторождение скважина охрана природа

1.5 Экологическая характеристика нефтегазодобывающего производства

Экологическая опасность производства характерна для многих отраслей - химической, пищевой, текстильной, деревообрабатывающей, горнодобывающей, производства строительных материалов, транспорта и т.д. Не является исключением и нефтегазодобывающее производство.

Первой характерной особенностью нефтегазодобывающего производства является повышенная опасность его продукции, т.е. добываемого флюида - нефти, газа, высокоминерализованных и термальных вод и др. Эта продукция пожароопасна, для всех живых организмов опасна по химическому составу, гидрофобности, по возможности газа в высоконапорных струях диффундировать через кожу внутрь организма, по абразивности высоконапорных струй. Газ при смешении с воздухом в определённых пропорциях образует взрывоопасные смеси. Степень такой опасности наглядно проявилась при аварии, которая произошла невдалеке от г. Уфы. Имела место утечка газа из продуктопровода, образовалось скопление взрывоопасных компонентов. От искры ( на этом участке двигались поезда ) произошел мощный взрыв, приведший к многим человеческим жертвам.

Второй особенностью нефтегазодобывающего производства является то, что оно способно вызывать глубокие преобразования природных объектов земной коры на больших глубинах - до 10-12 тыс. м. В процессе нефтегазодобычи осуществляются широкомасштабные и весьма существенные воздействия на пласты ( нефтяные, газовые, водоносные и др.). Так, интенсивный отбор нефти в больших масштабах из высокопористых песчаных пластов - коллекторов приводит к значительному снижению пластового давления, т.е. давления пластового флюида - нефти, газа, воды. Нагрузка от веса вышележащих пород первоначально поддерживалась как за счет напряжений в породном скелете пластов, так и за счёт давления пластового флюида на стенки пор. При снижении пластового давления происходит перераспределение нагрузки - снижается давление на стенки пор и, соответственно, повышаются напряжения в породном скелете пласта. Эти процессы достигают таких широких масштабов, что могут приводить к землетрясениям, как было, например, в Нефтеюганске. Здесь следует отметить, что нефтегазодобыча может воздействовать не только на отдельный глубокозалегающий пласт, но и на несколько различных по глубине пластов одновременно. Иными словами, нарушается равновесие литосферы, т.е. нарушается геологическая среда.

В практике нефтегазодобывающего производства известны и многолетние истечения минерализованных вод из скважин и серопроявления из пластов.

В целях поддержания пластового давления, широко применяется закачка поверхностных вод и различных смесей в пласты, что приводит к полному изменению физико-химической обстановки в них. Гридин считает, что в пластах образуются водонефтяные эмульсии, различные суспензии, меняется химический состав вод, поры могут закупориваться осадками, образующимися в процессе реакции поверхностных вод с пластовыми, там могут развиваться инородные бактерии и т.д.

В процессе сооружения основного производственного объекта нефтегазодобывающего производства, т.е. при бурении скважины во вскрытом ею интервале все пласты получают гидравлический канал связи между собой и атмосферой. При определённых условиях, складывающихся в результате нарушения технологии бурения или её несовершенства, вскрытые пласты сообщаются между собой и могут происходить перетоки вод, нефти и газа между пластами. В аварийных ситуациях при открытом фонтанировании флюиды могут изливаться на дневную поверхность и непосредственно загрязнять окружающую природную среду - почвы, земли, воды, атмосферу, растительность.

После ликвидации фонтанов нередки перетоки высоконапорных флюидов через вышележащие пласты на дневную поверхность в виде грифонов. В случаях глушения фонтанов (газовых) с помощью атомных взрывов наблюдались некоторые незначительные повышения уровня радиоактивности.

Современная технология крепления скважин несовершенна и не обеспечивает надёжного разобщения пластов за обсадной колонной. По этой причине через заколонное пространство большинства работающих скважин происходят межпластовые перетоки флюидов из высоконапорных пластов в низконапорные, т.е. чаще всего снизу вверх. В итоге резко ухудшается качество всей гидросферы.

В процессе бурения скважин даже без нарушения технологии происходит поступление буровых растворов в поглощающие горизонты, а также проникновение фильтрата растворов в околоскважинное пространство. Таким образом осуществляется загрязнение гидросферы на всех этапах жизни скважины, на всех стадиях ее работы.

Именно перечисленные выше процессы привели к загрязнению питьевых вод на территории Татарстана. Его жители во многих населённых пунктах вынуждены пользоваться привозной питьевой водой.

Третьей особенностью нефтегазодобывающего производства является то, что практически все его объекты, применяемые материалы, оборудование, техника являются источником повышенной опасности. Сюда же относится весь транспорт и спецтехника -автомобильная, тракторная, авиа и т.п. Опасны трубопроводы с жидкостями и газами под высоким давлением, все электролинии, токсичны многие химреагенты и материалы. Могут поступать из скважины и выделяться из раствора такие высокотоксичные газы, как, к примеру, сероводород; являются экологически опасными факелы, в которых сжигается неиспользуемый попутный нефтяной газ.

Во избежание ущерба от этих опасных объектов, продуктов, материалов система сбора и транспорта нефти и газа должна быть герметизирована.

Однако аварии на указанных объектах, а также на паро- и глинопроводах приводят к очень тяжёлым экологическим последствиям. Так, порывы нефтепроводов и глинопроводов загрязняют земли, почвы, воды.

Четвёртой особенностью нефтегазодобывающего производства является то, что для его объектов необходимо изымать из сельскохозяйственного, лесохозяйственного или иного пользования соответствующие участки земли. Иными словами, нефтегазо-добывающее производство требует отвода больших участков земли (нередко на высокопродуктивных угодьях). Объекты нефтегазодобычи (скважины, пункты сбора нефти и т.п.) занимают относительно небольшие площадки в сравнении, например, с угольными карьерами, занимающими очень большие территории (как сам карьер, так и отвалы вскрышных пород). Однако число объектов нефтегазодобычи очень велико. Так, фонд скважин в нефтедобыче близок к 150 тысячам. Ввиду очень большой разбросанности объектов нефтегазодобычи очень велика протяжённость коммуникаций -постоянных и временных автодорог, железных дорог, водных путей, ЛЭП, трубопроводов различного назначения ( нефте-, газо-, водо-, глино-, продуктопроводов и т.д.). Поэтому общая площадь отводимых под нефтегазодобычу земель - пашен, лесов, сенокосов, пастбищ, ягельников и т.д. достаточно велика.

Пятой особенностью нефтегазодобывающего производства является огромное количество транспортных средств, особенно автотракторной техники. Вся эта техника - автомобильная, тракторная, речные и морские суда, авиатехника, двигатели внутреннего сгорания в приводах буровых установок и т.д. так или иначе загрязняют окружающую среду: атмосферу - выхлопными газами, воды и почвы - нефтепродуктами ( дизельным топливом и маслами).

По уровню отрицательного воздействия на окружающую природную среду нефтегазодобывающее производство занимает одно из первых мест среди отраслей народного хозяйства. Оно загрязняет практически все сферы окружающей среды - атмосферу, гидросферу, причём не только поверхностные, но и подземные воды, геологическую среду, т.е. всю мощность вскрываемых скважиной пластов с совокупности с насыщающими их флюидами.

Характер воздействия на экологию обусловлен, в частности, и тем, что все технологические процессы нефтегазодобываюшего производства - разведка, бурение, добыча, переработка, транспорт - оказывают отрицательное влияние на окружающую среду.

Следует учитывать, что период, охватыващий разведку, изыскание и собственно строительство объектов нефтегазового комплекса (НГК), как правило, намного короче, чем плановый срок эксплуатации. Однако техногенные воздействия в этом периоде характеризуются гораздо большей интенсивностью, чем при эксплуатации, хотя носят иной характер. Экологический ущерб обусловлен здесь в основном физико-механическими воздействиями на почвы, гручты, флору, фауну, дестабилизацией гидрологической обстановки, активизацией эрозионных процессов, сведением растительности, загрязнением водоёмов, гибелью ихтиофауны, распугиванием животных, негативным, как правило, влиянием на образ жизни коренного населения осваиваемых территорий и пр. Особенно опасными эти виды экологического ущерба становятся в сочетании с низкой технофильностью осваиваемых территорий.

Уже только указанные обстоятельства выдвигают экологические проблемы нефтегазового строительства в ряд важнейших, требующих глубокого и всестороннего изучения, обязательного их учёта при проектировании, инженерных изысканиях и строительстве объектов НГК.

Решение проблемы экологического обеспечения нефтегазового строительства осуществляется на основе системного программно-целевого подхода, поскольку всякий раз требуется взаимосвязанное решение целого комплекса задач, связанных с определением источников вредных воздействий и загрязнений по всей совокупности технологий нефтегазового строительства; экологических резервов осваиваемых территорий; характера взаимодействий строительного производства с компонентами природной среды с учётом региональных факторов; экологической ситуации на момент начала строительства (фоновое состояние) и прогноза на период строительства и эксплуатации, т..е. оценки реальной и потенциальной экологической опасности на весь период существования объекта для штатной и аварийной ситуаций; системы критериев и количественных показателей устойчивости ландшафтов к воздействиям и эффективности природоохранительных мероприятий и т.д.

Особую остроту экологические проблемы нефтегазового строительства приобрели при освоении нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений Севера и Крайнего Севера Западной Сибири и Европейской части России. Экстремальность экологической ситуации там обусловлена повсеместным залеганием многолетнемёрзлых пород (ММП), низкой биологической активностью и скудностью местной флоры и фауны вследствие продолжительного периода отрицательных температур. Специфические природно-климатические, инженерно-геологические, геокриологические, гидрологические, геоботанические и т.п. условия районов распространения многолетнемерзлых грунтов, а также повышенная хрупкость и уязвимость экосистем Крайнего Севера осложняются к тому же социальными и бытовыми проблемами малых народностей, населяющих эти районы, что предъявляет особые требования к тактике и стратегиии освоения арктических и субарктических месторождений углеводородного сырья. Непрерывно в этом направлении и совершенствуются технические решения по добыче, сбору, подготовке и транспорту нефти и газа, организации и технологии строительства.

Основные направления совершенствования - сокращение сроков и повышение качества строительства, сокращение площадей отчуждаемых земель, индустриализация строительства и соответствующее сокращение занятости работников, сезонная регламентация строителъства. Всё более жёсткая ориентация на природосбережение привела к изменению структуры и состава проектов, включению в них самостоятельных природоохранных разделов, не только конструктивных, но технологических и организационных, предшествующих основным строительно-монтажным работам и завершающих их. Соответственно протерпевает изменения и структура инвестиций в нефтегазовом строительстве. Объемы финансирования всех природоохранных мероприятий - или комплексного инженерно-экологического обеспечения - должны достигнуть 7-10% от общих затрат, в зависимости от экологических характеристик того или иного осваиваемого региона.

В районах со сложными природно-климатическими условиями радикальным образом изменяются состав и структура инженерных изысканий. В них включаются дополнительные детальные геокриологические изыскания, большой биологический блок, исследование социальных проблем освоения и др. Новым элементом изысканий должна стать инвентаризация экологических нарушений, на основе и по результатам которой формируется система постоянно действующего иженерно-экологического мониторинга по всей осваиваемой территории.

Заключение

Охрана недр (или геологической среды) нефтяных месторождений составляет одну из важнейших сторон деятельнооти геологической службы нефтеразведочных и нефтедобывающих предприятий. Соответствующими нормативными документами и регламентами предусматривается составление специальних разделов (глав) по охране недр и окружающей природной среды в отчетах по подсчету запасов и проектированию разработки нефтяных месторождений. Внимание к этим проблемам постоянно возрастает, настойчиво ищутся пути и средства достижения наибольшего природоохранного эффекта.

Охрану геологической среды, конечно, нельзя понимать как ее абсолютную неприкосновенность, это несовместимо с потребностями развития современного общества. Всегда приходится идти на некоторый компромисс, находить оптимальное соотношение положительных и отрицательных последствий техногенного воздействия на недра при поисково-разведочных работах и добыче полезных ископаемых. Следовательно, требуется увеличивать положительные и сокращать отрицательные последствия техногенеза. С этих позиций охрана недр выступает как комплексная проблема достижения максимального народнохозяйственного эффекта при минимизации отрицательных последствий (ущерба) техногенного воздействия. При этом должен учитываться как прямой ущерб, наносимый природе конкретным техногенным воздействием, так и затраты, необходимые на сокращение или предотвращение этого ущерба. Для выработки оптимальной стратегии работ по предотвращению, сокращению или ликвидации негативных последствий техногенеза недр необходимо знать источники, пути и характер воздействия всех объектов нефтяной промышленности на геологическую среду, организовать поступление достоверной информации о состоянии недр, уметь прогнозировать возможное развитие процессов.

Исходя из изложенного подхода к охране недр как к комплексной проблеме достижения максимального народнохозяйственного эффекта при минимизации ущерба, работы по охране недр в нефтяной промышленности следует проводить по нескольким направлениям, основными из которых представляются следующие: 1) достижение максимальной нефтеотдачи эксплуатируемых залежей; 2) получение максимальной информации о недрах, вскрываемых буровыми скважинами; 3) охрана пресных вод от загрязнения и истощения; 4) сохранение природных гидродинамических условий разреза отложений; 5) предохранение от разрушения и переформирования неразрабатываемых (в том числе, еще не открытых) залежей нефти и газа.

Обеспечение максимальной нефтеотдачи, в рамках принятых проектных решений по разработке месторождения, является повседневной заботой промысловых геологов. Основные усилия направляются на повышение коэффициента охвата нефтеносных пластов процессом вытеснения, на сокращение потерь нефти в недрах. Источником таких потерь служат: 1) замкнутые линзовидные пропластки, не вовлеченные в разработку; 2) различного рода полузамкнутые тупиковые зоны, откуда нефть не может быть вытеснена при существующем направлении потоков; 3) целики нефти между скважинами, особенно при редком расположении последних в условиях неоднородных пластов; 4) нефть, оттесняющаяся в некоторых случаях за контур нефтеносности из краевой части залежи при приконтурном и внутриконтурном заводнении; 5) нефть, перетекающая в другие горизонты разреза отложений по заколонному пространству аварийных скважин.

Выявление всех мест возможных потерь нефти в недрах и организация геолого-технических мероприятий по ликвидации или существенному уменьшению этих потерь (включая такие дорогие операции, как бурение дополнительных скважин, организацию перемены направлений потоков в пласте, создание новых очагов или линий заводнения, дополнительное вскрытие пластов и обработку призабойных зон, ликвидацию затрубной циркуляции жидкости и т.д.) обеспечивают достижение необходимой полноты выработки нефти и являются необходимым звеном рационального использования и охраны недр.

Получение разнообразной и многочисленной геологической информации в результате бурения нефтяных скважин - следующая важная составная часть комплексного использования и охраны недр нефтяных месторовдений. Большая часть этой информации сейчас используется для решения собственно нефтяных задач - оценки запасов нефти, определения добывных возможностей, обеспечения полноты выработки нефтяных пластов, поисков новых залежей, безаварийной проводки скважин и т.д. Однако нельзя забывать, что бурение скважин - это еще и уникальный инструмент для широкого познания строения недр Земли. Большое значение имеет выявление неуглеводородного сырья в недрах нефтяных месторождений, прежде всего - подземных вод. В пределах нефтяных месторождений содержатся следующие виды полезных вод: термальные, минеральные промышленного значения, являющиеоя сырьем для получени иода, брома, бора, лития, стронция, рубидия, цезия, магния, соды; минеральные лечебного значения; пресные, пригодные для бытового, промышленного и сельскохозяйственного использования. На многих нефтяных месторождениях подземная вода используется в качестве вытеснящего агента для закачки в нефтяные пласты. Все возрастающее значение приобретает изучение глубоких водоносных горизонтов, как возможных емкостей для подземного хранения жидких и газообразных продуктов, включая захоронение вредных стоков различных промышленных производств. Помимо этих прикладных задач, нельзя забывать о громадном значении информации, открывающейся благодаря бурению скважин, для развития всего комплекса наук о Земле. Достаточно напомнить, что без данных глубокого бурения невозможно было бы становление современных знаний о гидрогеологических процессах, о геотермическом и газовом режиме недр, об истории развития литосферы и т.д.

Список литературы

Ляпков П.Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине - М., 1987г.

Справочное руководство по проектированию и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под редакцией Ш.К. Гиматудинова - М., 1983г.

Ляпков П.Д., Павленко В.П. Учебное пособие по дисциплине «Технология и техника добычи нефти». Способы подъема жидкости из скважин - М., 1988г.

РД 39-01/06-0001-89. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности.

Размещено на Allbest.ru