ВОРОБЬЕВ Ю.Л., АКИМОВ В.А., СОКОЛОВ Ю.И.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ

И ЛИКВИДАЦИЯ

АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ

НЕфТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

МОСКВА 2005

ББК 39.49 (2Рос) В75

Воробьев Ю.Л., Акимов В.А., Соколов Ю.И.

В75 Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефте­продуктов. - М.: Ин-октаво, 2005. - 368 с.

В книге классифицированы возможные источники разливов нефти и нефтепродук­тов, возможные риски разливов нефти при ее добыче на суше и на морском шельфе, а также при хранении и транспортировке нефти и нефтепродуктов вследствие аварий, чрезвычайных ситуаций природного характера, криминальных врезок, военных дей­ствий и террористических актов.

Отражены требования международных соглашений и российских правовых актов в области предотвращения разливов нефти и нефтепродуктов, правовой опыт США в борьбе с разливами нефти.

Большое внимание уделено организации борьбы с разливами нефти и нефтепро­дуктов с отражением требований планов ликвидации разливов нефти на суше и на море, структуры и порядка их разработки, приведены положения конкретного плана организации борьбы с разливами нефти на море.

Приведены рекомендации международной ассоциации представителей нефтяной промышленности в области организации борьбы с крупными разливами нефти с при­влечением сил и средств международных центров.

В книге отражены вопросы мониторинга аварийных разливов нефти, описаны ос­новные технологии и средства локализации и ликвидации разливов нефти и нефте­продуктов, утилизации отходов разливов и организации безопасности работ при лик­видации разливов нефти.

Книга может быть полезна широкому кругу читателей, интересующихся проблема­ми борьбы с разливами нефти, специалистам объектов нефтяной промышленности, главам администраций регионов и работникам органов управления гражданской обо­роны и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций, организующих работы по предупреждению и ликвидации последствий разливов нефти и нефтепродуктов, а так­же компаниям, специализирующимся на проведении работ по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов.

© МЧС России, 2005
ISBN 5-98738-033-2 © Оформление Инюктаво, 2005

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение 5

Глава 1. ИСТОЧНИКИ РАЗЛИВОВ НЕФТИ НА СУШЕ

И ВО ВНУТРЕННИХ ВОДОЕМАХ РОССИИ 9

1.1. Нефтепромыслы 9

1. Общая характеристика нефти 9
2. Российские месторождения нефти 12
3. Стадии разработки нефтяных месторождений 16
4. Разливы на нефтяных месторождениях 26

1.2. Разливы при транспортировке нефти и нефтепродуктов 39

1. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов... 39
2. Железнодорожные перевозки нефти и нефтепродуктов 72
3. Речные перевозки нефти и нефтепродуктов 77

3. Утечки из нефтехранилищ 82
4. Разливы нефти вследствие чрезвычайных ситуаций
   природного характера 88
5. Разливы нефти вследствие криминальных врезок,

военных действий и террористических актов 94

Глава 2. РИСКИ РАЗЛИВОВ НЕФТИ НА МОРЕ 103

1. Разливы при транспортировке нефти морским транспортом 103
2. Разливы нефти на нефтетерминалах 114
3. Риски разливов на морских акваториях 119

1. Освоение континентального шельфа 120
2. Бассейн Балтийского моря 125
3. Бассейн Черного и Азовского морей 138
4. Бассейн Каспийского моря 144
5. Бассейны северных морей 153
6. Бассейн Охотского моря 162

Глава 3. ПРАВОВЫЕ АКТЫ В ОБЛАСТИ БОРЬБЫ

С РАЗЛИВАМИ НЕФТИ 171

1. Международные соглашения по предотвращению
   загрязнения моря нефтью и нефтепродуктами 171
2. Гражданская ответственность в области защиты морской

среды от загрязнения нефтью и нефтепродуктами 185

3. Режим континентального шельфа 196
4. Законы США по разливам нефти 200
5. Нормативное и правовое обеспечение в области борьбы

с разливами нефти в России 208

3

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Глава 4. ОРГАНИЗАЦИЯ БОРЬБЫ С РАЗЛИВАМИ НЕФТИ

И НЕФТЕПРОДУКТОВ 216

1. Мониторинг аварийных разливов нефти 216
2. Организация мероприятий по предупреждению

и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов 227

4.3. Планы ликвидации разливов нефти 242

1. Общие требования и структура планов ликвидации
   разливов нефти 242
2. План по предупреждению и ликвидации аварийных
   разливов нефти на море 248
3. Рекомендации международной ассоциации
   представителей нефтяной промышленности по охране
   окружающей среды 268
4. Организация борьбы с крупными нефтяными
   разливами за рубежом 280

Глава 5. ТЕХНОЛОГИИ И СРЕДСТВА ЛИКВИДАЦИИ

РАЗЛИВОВ НЕФТИ 293

5.1. Ликвидация разлива нефти на море 293

5.1.1. Поведение нефти, разлитой на поверхности

чистой воды 293

2. Поведение нефти, разлитой в ледовых условиях 294
3. Технологии ликвидации разливов нефти на море 296

2. Технологии ликвидации разливов нефти на суше 311
3. Средства ликвидации разливов нефти 325
4. Технологии утилизации отходов ликвидации разливов

нефти 343

5.5. Вопросы безопасности при проведении ликвидации

разливов нефти 350

Заключение 357

Использованные источники 370

ВВЕДЕНИЕ

Нефть - горючая маслянистая жидкость, распространенная в осадочной оболочке Земли; важнейшее полезное ископаемое. Нефть известна с древ­нейших времен, ее добывали еще в Мессопотамии. В России первое да­тированное письменное упоминание о ней относится к 1637 году. Именно тогда в рукописях Пушкарского приказа было сказано о нахождении «ка­занской черной нефти». А еще через столетие, в 1745 году, в России был сооружен первый нефтеперегонный завод в Пустозерске архангелогородс-ким «рудознатцем» и купцом Федором Прядуновым. Нефть добывалась из колодцев и использовалась для смазки и обогрева жилищ.

Россия является одной из немногих стран, в которых добыча нефти имеет долгую и славную историю. Российские геологи и нефтяники ведут поиски, разведку и разработку нефтяных месторождений свыше 135 лет. А первый нефтяной фонтан был получен в России в 1864 году из скважины, пробурен­ной у реки Кудако на Кубани. В 1901 году на долю России приходилось 52% мировой добычи нефти — 706 млн пудов по сравнению с 555 млн пудов в США; добыча в 13 остальных нефтедобывающих странах была на этом фоне пренебрежительно мала. Уже к середине 20-х годов нашего столетия добыча нефти в России достигала 2,5 млн тонн в год, в 30-е годы — 5—7 млн тонн в год, в 1950 году - 18 млн тонн, в 1960 году - 118 млн тонн, в 1988 году -557 млн тонн, в 1998 году - 303 млн тонн, в 2004 году - 459 млн тонн.

Поначалу казалось, что нефть приносит людям только пользу, но посте­пенно выяснилось, что использование нефти и продуктов ее переработки имеет и оборотную сторону. С увеличением объемов добычи, переработки, транспортировки, хранения и потребления нефти и нефтепродуктов, расши­рялись масштабы их разливов и загрязнения ими окружающей среды.

Разлив нефти - это сброс сырой нефти, нефтепродуктов, смазочных ма­териалов, смесей, содержащих нефть, и очищенных углеводородов в окру­жающую среду, произошедший в результате аварийной ситуации при добы­че, транспортировке и хранении нефти.

Вероятность, частота возникновения, масштаб, интенсивность и экологи­ческие последствия аварийных разливов нефти различаются в зависимости от широкого спектра природных и технологических факторов. Любая неф­тедобыча не может быть абсолютно экологически чистой. Какое-то количе­ство углеводородов, как показывает мировый опыт, обязательно попадает в окружающую среду.

Наибольшие потери нефти связаны с ее морской транспортировкой из районов добычи. Аварийные ситуации, слив за борт танкерами промывоч­ных и балластных вод, — все это обуславливает присутствие постоянных полей загрязнения на трассах морских путей. Снимки поверхности Земли, сделанные со спутников, показывают, что уже почти 30% поверхности океа­на покрыто нефтяной пленкой. Особенно загрязнены воды Средиземного моря, Атлантического океана.

На долю нефти в совокупном мировом энергопотреблении приходится около 40%, и эта цифра, по прогнозам экспертов, останется неизменной в течение ближайших 15-20 лет. По данным Energy International Administration

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

(EIA) потребление энергии в мире по состоянию на 1 января 2001 года выглядело следующим образом (таблица 1) [87].

Таблица 1 Соотношение потребляемых энергоресурсов в мире (на 1 января 2001 г.)

Вид энергоресурса	% соотношения
Нефть	38,8
Уголь	23,7
Газ	22,7
Гидроэнергия	7
Атомная энергия	6,5
Альтернативные источники энергии*	1,3

* Альтернативные источники энергии включают в себя солнечную, ветряную, при­ливную, геотермальную энергию, а также энергию, получаемую при сжигании биомассы.

В недрах России сосредоточено около 13% разведанных мировых запа­сов нефти. Эти ресурсы расположены в основном на суше (примерно 3/4). Добычу нефти в стране осуществляют более 240 нефтегазодобывающих орга­низаций, причем 11 нефтедобывающих холдингов, включая ОАО «Газпром», обеспечивают более 90% всего объема добычи [69].

Нефтегазовый сектор является доминирующим во всей российской эко­номике. Нефть экспортируется из России преимущественно в страны даль­него зарубежья. В настоящее время основным рынком экспорта российской нефти и нефтепродуктов является Европа. На этот рынок приходится по­рядка 90% экспорта, в связи с этим сложившаяся транспортная инфраструк­тура страны ориентирована на удовлетворение потребностей этого региона. Рынок нефти стран Западной и Центральной Европы останется для России крупнейшим и в ближайшие 20—25 лет. В то же время, постепенно растет доля стран Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) в экспорте российской нефти. Экспорт в восточном направлении возрастет с 3% в настоящее время до 18% в 2015 году за счет увеличения экспорта с Сахалина и с новых месторождений Восточной Сибири и Якутии. В настоящее время потреб­ность Китая в нефти составляет 150 млн тонн в год. Прогнозируется, что к 2010 году потребление нефти там увеличится до 390-410 млн тонн. К 2010 году спрос Японии на нефть увеличится до 260-280 млн тонн [49, 86].

Развитие нефтедобычи и нефтепроизводства сопровождаются увеличени­ем масштабов и ростом объемов нефтяных загрязнений и отходов, вызываю­щих нарастание экологической угрозы, уменьшение площадей хозяйственных угодий, снижение плодородия почв и ухудшение здоровья населения. Суще­ствующие технологии ликвидации нефтяных загрязнений не обеспечивают требуемых объемов, темпов и степени очистки природных, промышленных и хозяйственных объектов от нефтяных загрязнений, оказываются малоэффек-

Введение

тивными и высоко затратными и не соответствуют современным требовани­ям экологии. При этом по экспертным оценкам, от 3 до 7% добытого, переве­зенного и сохраненного нефтепродукта в стране теряется безвозвратно в за­грязнениях и отходах. В декабре 2000 года на Парламентских слушаниях, посвященных экологической безопасности в нефтегазовой промышленности, в материалах, представленных Комитетом по экологии Государственной Думы РФ, приводились данные о ежегодных потерях 17-20 млн тонн нефти.

В связи с активизацией разработки, добычи на континентальном шельфе и транспортировки морем углеводородов резко возросла опасность аварий, связанных с большими разливами нефти. Риски аварийных разливов, на­пример, на Балтике, оцениваются сейчас до 2500 тонн, на Черном море - до 3700 т, а при катастрофах танкеров эта цифра возрастет до десятков тысяч тонн, что обусловливает необходимость повышения уровня технического оснащения и профессиональной подготовленности соответствующих аварий­но-спасательных служб [74].

Усиливаются требования к потенциальным загрязнителям — добываю­щим установкам и нефтяным терминалам - в части их готовности своими силами ликвидировать аварийные разливы нефти, для чего они должны иметь соответствующие средства и формирования. Для объединения усилий спа­сательных служб Россия имеет двусторонние соглашения с сопредельными государствами по ликвидации разливов нефти на море, а также является участницей всех международных конвенций и ряда региональных соглаше­ний по этим направлениям.

Жидкие углеводороды проходят через систему 1600 крупных нефтебаз и хранилищ нефтепродуктов и 30 нефтеперерабатывающих заводов страны. Сеть продуктопроводов протянулась по густонаселенным территориям цен­тра европейской части России и исключительно ценным в сельскохозяй­ственном отношении районам юга России. Магистральные трубопроводы проходят вблизи населенных пунктов и промышленных предприятий (2800 зданий и сооружений находятся на минимально допустимых расстояниях от магистральных трубопроводов), 15 тысяч раз пересекают железные и шоссейные дороги, 2 тысячи раз - реки, каналы и озера [88, 102].

Основными источниками загрязнений являются добывающие предприя­тия, элементы системы перекачки и транспортировки нефти и нефтепро­дуктов, нефтяные терминалы и нефтебазы, железнодорожный транспорт (ци­стерны), речные и морские нефтеналивные танкеры, автозаправочные комп­лексы, и станции компаний и автопредприятий, и другие объекты.

Объемы отходов нефтепродуктов и нефтезагрязнений, скопившиеся на отдельных объектах, составляют десятки и сотни тысяч кубометров. Значи­тельное число хранилищ нефтешламов и отходов, построенных с начала 50-х годов, ввиду ветхости, превратились из средства предотвращения нефтезагряз­нений в постоянно действующий источник таких загрязнений.

Странами ООН, участвующими в мероприятиях по улучшению и охране окружающей среды, согласован общий перечень наиболее важных (приори­тетных) веществ, загрязняющих биосферу. К их числу относят соединения

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

тяжелых металлов, пестициды, полициклические ароматические углеводо­роды (ПАУ), хлорорганические соединения (ХОС), фенолы, детергенты, нитраты и нефтепродукты.

В настоящее время нефть - самое распространенное вещество, загрязня­ющее природные воды. Транспортировка половины добываемой на миро­вом шельфе нефти обеспечивается танкерным флотом. Транспортировка на танкерах оценивается до 2 млрд тонн в год. При этом 0,03% транспортируе­мой танкерами нефти и нефтепродуктов, теряется по различным причинам.

Огромное количество нефти попадает в окружающую среду и при нормальной («рутинной») работе отечественных нефтепроводов и нефте­промыслов.

Существуют нормативы потерь (нормы естественной убыли) нефти и нефтепродуктов при их перекачке по трубопроводам. Например, при пере­качке бензина по трубопроводу норма естественной убыли составляет 0,19 кг на 1 тонну перекачиваемого топлива на 100 км трубопровода. Другими сло­вами, при перекачке 1 млн тонн бензина по трубопроводу длиной 1000 км допускается потеря 1900 тонн. При этом, согласно «общим положениям», в нормы естественной убыли не включены потери, связанные с ремонтом, ава­рийные потери и потери, вызванные последствиями стихийных бедствий.

Официально допустимые нормы потерь нефтепродуктов при отпуске в транспортные средства составляют 1,25 кг/тонн. Норма естественной убы­ли при перекачке с железной дороги на нефтебазу составляет 171 кг на 1000 тонн, при погрузке с нефтебазы на танкер - 1400 кг на 1000 тонн. По существующим в России нормативным документам, регламентирую­щих «нормы естественной убыли», допустимые потери нефти, например, при железнодорожных перевозках, составляют 0,042% (420 кг на 1000 тонн), т. е. при перевозке 1 млн тонн нефти допускается потеря 420 тонн [45, 46].

В России основное количество нефти попадает в окружающую среду при транспортировке нефти в результате многочисленных аварий на нефтепро­водах. На нефтепроводах ежегодно отмечается 50-60 тысяч случаев проры­вов, «свищей» и пр., что приводит к значительным потерям нефти. Только на месторождениях Западной Сибири прорывы нефтепроводов случаются до 35 тыс. раз в год.

С 2000 по 2004 годы Россия обеспечила самый высокий прирост добы­чи нефти в мире. Прирост добычи нефти в России был в три раза выше, чем у ОПЕК. К большому сожалению, с увеличением добычи нефти растут и объемы ее разливов.

Глава 1. ИСТОЧНИКИ РАЗЛИВОВ НЕФТИ НА СУШЕ И ВО ВНУТРЕННИХ ВОДОЕМАХ РОССИИ

1.1. Нефтепромыслы

1.1.1. Общая характеристика нефти

В составе нефти выделяют углеводородную, асфальтосмолистую и золь­ную составные части, а также порфирины и серу.

Углеводороды, содержащиеся в нефти, подразделяют на три основные группы: метановые, нафтеновые и ароматические. Метановые (парафи­новые) углеводороды химически наиболее устойчивы, а ароматические -наименее устойчивы (в них минимальное содержание водорода). При этом ароматические углеводороды являются наиболее токсичными ком­понентами нефти.

Асфальтосмолистая составная нефти частично растворима в бензине: растворяемая часть - это асфальтены, нерастворяемая - смолы.

Порфирины - это азотистые соединения органического происхожде­ния, они разрушаются при температуре 200-250°С.

Сера присутствует в составе нефти либо в свободном состоянии, либо в виде соединений сероводородов и меркаптанов.

Зольная часть нефти - это остаток, получаемый при ее сжигании, состоящий из различных минеральных соединений [72].

Нефть, получаемую непосредственно из скважин, называют сырой. При выходе из нефтяного пласта нефть содержит частицы горных пород, воду, а также растворенные в ней соли и газы. Эти примеси вызывают коррозию оборудования и серьезные затруднения при транс­портировке и переработке нефтяного сырья. Поэтому для доставки нефти в отдаленные от мест добычи пункты погрузки или на нефте­перерабатывающие заводы необходима ее промышленная обработка: из нее удаляется вода, механические примеси, соли и твердые углеводо­роды, выделяется газ. Газ и наиболее легкие углеводороды необходимо выделять из состава нефти, т.к. они являются ценными продуктами, и могут быть утеряны при ее хранении. Кроме того, наличие легких газов при транспортировке нефти по трубопроводу может привести к обра­зованию газовых мешков на возвышенных участках трассы.

Одним из возможных пунктов доставки очищенной нефти являются нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ,), где в процессе переработки из нее получают различные виды нефтепродуктов. Качество, как сырой нефти, так и нефтепродуктов, получаемых из нее, определяется ее соста­вом: именно он определяет направление переработки нефти и влияет на конечные продукты.

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Важнейшими характеристиками сырой нефти являются: плотность, содержание серы, фракционный состав, а также вязкость и содержание воды, хлористых солей и механических примесей.

Одно из главных свойств непереработанной нефти - это ее плотность, которая зависит от содержания тяжелых углеводородов, таких как пара­фины и смолы. Для ее выражения используется как относительная плот­ность, выраженная в г/см, так и плотность, выраженная в единицах Американского института нефти (American Petroleum Institute - API), измеряемая в градусах (таблица 2).

Относительная плотность = масса соединения/масса воды. API = = (141,5/ относительная плотность) - 131,5.

Таблица 2 Относительная плотность различных сортов нефти

Нефть	Относительная плотность, г/см	Плотность API, "API
Легкая	0,800-0,839	36°-45,4°
Средняя	0,840-0,879	29,5°-36°
Тяжелая	0,880-0,920	22,3°-29,3°
Очень тяжелая	более 0,920	Менее 22,3°

По плотности можно ориентировочно судить об углеводородном со­ставе нефти и нефтепродуктов, поскольку ее значение для углеводоро­дов различных групп различно. Более высокая плотность указывает на большее содержание ароматических углеводородов, а более низкая - на большее содержание парафиновых углеводородов. Углеводороды нафте­новой группы занимают промежуточное положение. Таким образом, величина плотности до известной степени будет характеризовать не только химический состав и происхождение продукта, но и его каче­ство. При характеристике плотности отдельных фракций нефти следу­ет, прежде всего, отметить возрастание плотности с увеличением тем­пературы кипения. Наиболее качественными и ценными являются лег­кие сорта нефти (российская Siberian Light). Чем меньше плотность нефти, тем легче процесс ее переработки и выше качество получаемых из нее нефтепродуктов.

По содержанию серы нефть в Европе и России подразделяют на мало­сернистую (до 0,5%), сернистую (0,51-2%) и высокосернистую (более 2%). Соединения серы в составе нефти, как правило, являются вредной приме­сью. Они токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивную коррозию металла. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны. Они об­ладают высокой коррозийной способностью, разрушают цветные металлы и железо. Поэтому их присутствие в товарной нефти недопустимо.

10

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

Нефть является смесью нескольких тысяч химических соединений, большинство из которых - комбинация атомов углерода и водорода -углеводороды; каждое из этих соединений характеризуется собственной температурой кипения, что является важнейшим физическим свойством нефти, широко используемым в нефтеперерабатывающей промышлен­ности. На каждой из стадий кипения нефти испаряются определенные соединения. Соединения, испаряющиеся в заданном промежутке темпе­ратуры, называются фракциями, а температуры начала и конца кипе­ния - границами кипения фракции или пределами выкипания.

Фракции, выкипающие до 350°С, называют светлыми дистиллятами. Фракция, выкипающая выше 350°С, является остатком после отбора свет­лых дистиллятов и называется мазутом. Мазут и полученные из него фракции - темные. Названия фракциям присваиваются в зависимости от направления их дальнейшего использования.

Фракции, которые содержит нефть, приведены в таблице 3.

Таблица 3 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

Процесс добычи нефти можно условно разделить на 3 этапа:

1. - движение нефти по пласту к
   скважинам благодаря искусствен­
   но создаваемой разности давлений
   в пласте и на забоях скважин,
2. - движение нефти от забоев сква­
   жин до их устьев на поверхнос­
   ти - эксплуатация нефтяных сква­
   жин, 3 - сбор нефти и сопутству­
   ющих ей газов и воды на
   поверхности, их разделение, удале­
   ние минеральных солей из нефти,
   обработка пластовой воды, сбор по­
   путного нефтяного газа.

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

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

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

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

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

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

20

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

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

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

Системы разработки с искусственным заводнением пластов могут осу­ществляться по вариантам:

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

22

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

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

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

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

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

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

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

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

23

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

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

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

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

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

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

24

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

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

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

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

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

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

25

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

1.1.4. Разливы на нефтяных месторождениях

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

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

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

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

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

26

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

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

Крайне тяжелая чрезвычайная ситуация сложилась на 37-й скважине в Тенгизе (Казахтсан) в 1985 году. Тенгизская нефть - это 850 атмосфер давления при 120-150 С, содержание сернистых газов - до 25%. Эта скважина горела 14 месяцев (1985-1986 годы), при этом воздух нака­лился до 180 С, земля - до 410 С, радиус влияния составил 350 км. На расстоянии 45 км содержание сернистого газа превышало 20 ПДК. Эта скважина до сих пор остается символом опасности добычи нефти. За вре­мя аварии на скважине сгорело 3,5 миллиона тонн нефти, ушло на ветер 1,7 миллиарда кубов газа, образовалось 900 тысяч тонн сажи. Высота факела достигала двухсот метров. От адской жары в округе в почве об­разовались искусственные минералы, которые назвали тенгизидами. Сила огня моментально затягивала в воронку тысячные стаи пролетавших птиц.

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

27

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.

28

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-

29

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.

Разлив нефти на территории ЯНАО

30

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-

31

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

Масштабы и характер воздействия районов нефтедобычи Западной Сибири на окружающую среду

Загрязнение лесных площадей нефтью	Гибель отдельных деревьев	При 4% загрязнения площади леса
	Гибель хвойных деревьев	При 40%
	Полное уничтожение растительности	При 60%
Загрязнение водоемов нефтью	Гибель всех водных растений	При 1% содержания нефти в воде
	Мясо рыбы приоб­ретает запах нефти	При 2 ПДК (0,1 мг/л)	Через 10 суток
		При 4 ПДК (0,2 мг/л)	Через 3 суток
		При 10 ПДК (0,5 мг/л)	Через 1 сутки
Воздействие нефтяных фонтанов, факелов, буровых площадок	Деревья засыхают	В радиусе до 3 км от факелов
	Накопление тяжелых металлов в почвах	Свинец, никель, кобальт и др.
	Загрязнение почв высокотоксичными компонентами, содержащимися в добавках к буровым растворам	Сурьма, мышьяк, барий, кадмий, хром, кобальт, медь, соединения фтора, свинец, ртуть, никель, ванадий, цинк
Загрязнение земель и пастбищ	Оленьи пастбища в Тюменской области	За 20 лет нефтедобычи сократились на 1/3, погублено более 12 млн га площадей
	На Самотлоре	Загрязнено от 33 до 40 тыс. га земли, при этом количество нефти - от 100 до 400 тонн на га