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-

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.

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:

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].

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 нап}р_{авлении} 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-

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.

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.

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

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.

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].

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-

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-

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

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

Помимо нефтяных фонтанов на месторождениях нередко происходят так называемые самоизливы нефти. Так, на Самотлоре, который по рас­четам мог давать до 800 миллионов тонн нефти ежегодно, вопреки рацио­нальной технологии разработки и эксплуатации площади по контуру ме­сторождения одновременно было пробурено более 2000 скважин. Нефть поступала на поверхность под давлением более 80 атмосфер. Темпы раз-буривания превышали проектные в 2 раза, что привело к быстрому осе­данию давления в пластах. Нефтеотдача по горизонтам стала значитель­но колебаться и падать. А запасы становились малоподъемными. Каждая скважина, вскрывая продуктивный горизонт, совершала аварийный са­моизлив в течение 2-3 суток. Аварийные разливы составляли более 2 тыс. тонн в сутки, что по площади Самотлора, по подсчетам специалистов, за многие годы составило десятки млн т сырой нефти.

Особую опасность представляют промысловые и межпромысловые трубопроводные системы [68]. Это связано со следующими неблагопри­ятными факторами:

- транспортировка многофазных пластовых флюидов, включая нефть,
попутный газ, в том числе сероводород и углекислый газ, а также
агрессивную пластовую воду, вызывает прогрессирующую корро­
зию стальных трубопроводов;

- опережающая скорость старения трубопроводов в сравнении со
скоростью замены «старых» трубопроводов, эксплуатируемых бо­
лее 15 лет;

- недостаточные объемы работ по замене стальных труб, уложенных
на коррозионно-опасных направлениях транспортировки смесей, на
неметаллические трубы.

Наиболее часто аварийные разливы нефти происходят из-за наруше­ний герметичности промысловых нефтепроводов. Общая длина промыс­ловых трубопроводов превышает 300 тыс. км. При этом половина из них построена 30-35 лет назад при нормативном сроке эксплуатации этих си­стем 10-25 лет. В основном, аварии на нефтепроводах происходят по при­чине износа труб из-за внутренней коррозии внутрипромысловых нефте­проводов. На внутрипромысловых нефтепроводах 42% труб служат менее 5 лет из-за внутренней коррозии. Например, в Западной Сибири зафикси­ровано до 35 тыс. случаев разгерметизации внутрипромысловых нефтега­зопроводов в год, сопровождающихся разливами нефти (свыше 1 млн тонн). В целом плотность аварий на внутрипромысловых трубопроводах в 150-200 раз выше, чем на магистральных [54, 78, 99, 114].

По данным Министерства природных ресурсов Российской Федера­ции, 50 процентов внутрипромысловых нефтепроводов физически уста­рели и относятся к категории высокоаварийных.

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

В северных районах тяжелая нефть перед транспортировкой подогре­вается, что усиливает ее агрессивность. В Тимано-Печорской провинции высока доля добычи не только тяжелой, но и высокосернистой нефти. Такая нефть, в связи с повышенным содержанием ванадия и никеля, особо токсична.

Прогнозы на ближайшее будущее предполагают существенное расши­рение работ по добыче и транспортировке нефти и газа. Следовательно, следует ожидать обострения проблем нефтяных аварий.

При сохранении существующих технологий в нефтегазовой промыш­ленности площади нарушенных территорий будут расти в геометричес­кой прогрессии относительно роста объемов нефтегазодобычи и строи­тельства магистральных трубопроводов.

Одной из самых нарушенных территорий в результате 2 0-летней экс­плуатации нефтяных месторождений стало Среднее Приобье [68, 70, 78, 109]. Здесь 70% соединенных между собой кустовых площадок для неф­тедобычи возведено на искусственно созданных островах среди болот, что привело к развитию опасных геоэкологических процессов (загрязне­ние территории нефтью, буровыми растворами, содержащими соли тя­желых металлов, разливы засоленных пластовых вод, изменение гидро­логического режима водоемов, образование техногенных пустошей, со­кращение биоразнообразия и т.д.). По данным Института географии РАН откачка за последние десятилетия из недр Западной Сибири миллиар­дов тонн нефти обернулась проявлением наведенной сейсмичности, то есть землетрясениями техногенного происхождения. А это - еще один фактор, способствующий авариям на трубопроводах.

Обследования земель Ямало-Ненецкого автономного округа за ряд последних лет выявило, что практически половина кустовых скважин нефтедобывающих предприятий загрязнена нефтью. В некоторых случа­ях загрязнения происходили в результате аварийных ситуаций. Основ­ными причинами аварийных ситуаций является прорыв трубопровода из-за коррозии, технологические и строительные дефекты, наезд техни­ки на трубопроводы, нарушение технологии ремонта скважин. Общее состояние трубопроводов можно характеризовать как критическое, тре­бующее принятия срочных и радикальных решений.

Загрязнение почв нефтью в местах, связанных с добычей, переработ­кой, транспортировкой и распределением, превышает фоновое в десят­ки раз. Общая площадь нарушенных земель округа по состоянию на 1 января 2002 года составила 105 тыс. га, что составляет 0,13% от его территории.

Разливы нефти приводят к ее скоплению на ограниченных участках, и в результате этого формируются депрессионно-нефтянные местности, отличающиеся сильной замазученностью. На некоторых участках грун­ты накопили огромное количество нефти: до 10 г на 100 г грунта. Высо-

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

кая пожароопасность нефти и нефтепродуктов значительно усугубляют последствия нефтяных загрязнений.

Территория округа характеризуется огромным скоплением поверхно­стных и подземных вод, заключенных во множестве крупных и мелких озер, обширных болотных массивах, медленно текущих полноводных ре­ках, обильных грунтовых водах и крупных артезианских бассейнах. Ос­новными водными объектами на территории Ямало-Ненецкого автоном­ного округа являются реки: Обь с притоками, Таз, Надым, Пур и др.

Из всех загрязняющих веществ, поступающих в реку Обь и ее прито­ки на территории Ямало-Ненецкого автономного округа, основное зна­чение имеют нефть, нефтепродукты, фенолы. Под воздействием нефтя­ных загрязнений почти полностью потеряла рыбохозяйственное значе­ние река Надым, на грани полной утраты нерестового значения находятся реки Пур, Собь, Ево-Яха и др.

Загрязнения растворимыми и эмульгированными нефтепродуктами и другими компонентами «антропогенного» происхождения охватывают районы Нижней Оби, Обской, Тазовской и Байдорацкой губ, Карского моря, что сопровождается перестройкой биоценозов всего бассейна. Из­менение экологических параметров среды привело к сокращению вос­производства биологической продукции на всех уровнях трофической цепи, что напрямую вызывает сокращение запасов и уловов промысло­вых видов рыб. Строительство, эксплуатация и аварийные ситуации на

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

нефтепромыслах являются причинами деградации водоохранных зон рек округа. Воздействие нефтепромыслов на речной бассейн отличается комп­лексностью, имеет залповый характер, отличается высокой поражающей способностью.

Наиболее остро ощущается проблема утилизации, переработки и за­хоронение токсичных отходов. Основные виды отходов, нуждающиеся в утилизации - это буровой шлам и нефтезагрязненный грунт, образую­щийся в результате аварийных ситуаций при добыче и транспортировке нефтепродуктов. Так, например, по результатам инвентаризации мест за­хоронения отходов было выявлено, что на территории Вынгояхинского, Суторминского, Западно-Суторминского, Умсейского месторождений расположено 23 шламовых амбара, в которых размещается буровой шлам в объеме 47 525 м . Данные шламовые амбары подлежат дальнейшей ре­культивации [54, 55, 58].

Основными нарушениями на объектах нефтегазового комплекса в по­следние годы являлись:

- строительство объектов по проектам, не имеющим положительного
заключения экологической экспертизы;

- невыполнение условий лицензионных соглашений по оценке исход­
ного состояния территорий вновь вводимых месторождений нефти и
газа, несоблюдение сроков, установленных лицензионными соглаше­
ниями, замеров фоновых уровней загрязнения атмосферного возду­
ха, почвы, воды на территории лицензионных участков;

- несвоевременное и не в полном объеме представление информации
по аварийным ситуациям на трубопроводах различного назначения;

- несоблюдение правил обращения с отходами при бурении геолого­
разведочных и эксплуатационных скважин;

- несоблюдение установленных уровней утилизации попутного нефтя­
ного газа;

- практически по всем предприятиям имеются задолженности по пла­
новым платежам за загрязнение окружающей природной среды;

- загрязнение земель нефтепродуктами (нефтью);

- захламление земель производственными отходами;

- самовольный захват земель.

Техногенное воздействие от буровых работ на акватории Обской и Тазовской губ на экосистемы может быть выражено, прежде всего:

- в разрушении как водных, так и прибрежных биоценозов;

- в уничтожении части или целиком всего поколения гидробионтов
(рыб, беспозвоночных) в результате даже одноразового, кратковре­
менного загрязнения в период эмбрионально-личиночного развития
на местах нереста и путях пассивной миграции личинок;

- в уничтожении гидробионтов и снижении биоразнообразия в ре­
зультате долговременного воздействия загрязнений на жизнеспо-

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

собность отдельных видов (накопление в тканях, нарушение отдель­ных физиологических функций и т.д.)

Масштабы и характер отрицательного воздействия районов нефтедо­бычи Западной Сибири на окружающую среду отражены в таблице 4.

В результате проведенных МПР России мероприятий по докумен­тальной инвентаризации геологоразведочных скважин выявлено, что на декабрь 2003 года общее количество пробуренных параметрических, поисково-оценочных и разведочных скважин составляет около 74 тыс., из них 68 тыс. - в распределенном фонде недр, 6 тыс. - в нераспре­деленном фонде недр. Из 68 тыс. скважин распределенного фонда недр 58 тыс. находятся в пользовании компаний-недропользователей, 10 тыс. вообще не имеют балансодержателя, являясь «бесхозными» [69,114].

Таблица 4