168555 (595673), страница 7

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 7)

Основной механизм распределения нефтяных углеводородов от поверхности до подземных вод – гравитационный: движение в сторону уклона местности, просачивание в почвенные горизонты и рыхлые отложения. Попадая в движущиеся водотоки, техногенный поток рассеивается, смешивается с потоками от других источников. Наличие трещин в грунтах и породах значительно понижает величину их насыщенности углеводородами; именно трещины ответственны за массовое перемещение углеводородов из пор и каналов почв, грунтов и пород в подземную гидросферу.

В результате аварийных порывов нефтепроводов возможно загрязнение следующих элементов окружающей среды:

• атмосферного воздуха в результате испарения летучих компонентов нефти;

• подземных вод в результате просачивания нефти через почву в горизонт подземных вод;

• поверхностных вод в результате прямого загрязнения, а также косвенного через подземные воды;

• почв в результате смешения нефти с почвенными элементами;

• растительного мира в результате прямого загрязнения, а также косвенного через поверхностные и подземные воды;

• животного мира в результате прямого загрязнения, а также косвенного через растительность, почвы, поверхностные воды.

Экологический ущерб при возникновении аварии на нефтепроводе определяется как сумма ущербов от различных видов вредного воздействия нефти и нефтепродуктов на объекты окружающей природной среды по формуле (1):

(1)

где – ущерб от загрязнения атмосферы, тенге.;

– ущерб от загрязнения водных ресурсов, тенге.;

– ущерб от загрязнения земель, тенге.;

– ущерб, связанный с уничтожением биологических (в т.ч. лесных массивов) ресурсов, тенге.

Величина экологического ущерба зависит от объемов разлившейся нефти и площади разлива:

(2)

С точки зрения тяжести экологических последствий в общем случае выделяется три типа условий взаимного расположения места аварии на нефтепроводах с природными объектами:

• аварии на участках вдали от водных объектов;

• аварии на подводных переходах нефтепровода;

• аварии вблизи водоемов и водотоков.

В первом случае весь объем вылившейся нефти распределяется по поверхности суши. Площадь первичного загрязнения и глубина проникновения в почву существенно зависят от шероховатости поверхности (микро- и макрорельеф, пористость, трещиноватость и др.).

При авариях вблизи водоемов и водотоков соотношение объема нефти, загрязнившей сушу, и объема нефти, попавшей в водные объекты, существенно зависит от взаимного расположения нефтепровода и водных объектов, макрорельефа прилегающей территории, наличия защитных сооружений, а также объема вылившейся нефти. Определение отношения для каждого такого участка нефтепровода производится экспертным путем.

При авариях на магистральных нефтепроводах площадь загрязнения земель оценивается исходя из объемов разлившейся нефти согласно формуле (2).

Однако при авариях на промысловых нефтепроводах оценить объемы вытекшей жидкости зачастую не представляется возможным, поэтому определение экологического ущерба должно проводиться на основании данных о площадях разлива. Площадь загрязненной нефтью или нефтепродуктами территории Sзем является основным параметром, величина которого определяет величину ущерба окружающей среде. Площадь загрязненных земель определяется на основании данных по натурному обследованию места разлива нефти или нефтепродуктов.

В настоящее время не существует единой методики оценки экологических ущербов при авариях на промысловых нефтепроводах. Однако при оценке отдельных составляющих величины суммарного экологического ущерба можно воспользоваться рядом документов по расчету ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах и опасных производственных объектах, платы за загрязнение окружающей среды и возмещении вреда, причиненного объектам животного и растительного мира.

Расчет ущерба окружающей среде от загрязнения водных объектов нефтью при аварийных разливах выполняется по формуле (3):

(3)

где, – масса нефти, причинившей ущерб, принимаемая для расчета платы за загрязнение водного объекта при авариях на нефтепроводах, т.

Cвод – ставка платы за загрязнение поверхностного слоя водного объекта одной тонной растворенной и эмульгированной нефти в пределах установленного лимита, тенге./т:

(4)

где, Nвод – базовый норматив платы сброс одной тонны нефти в поверхностный водный объект в пределах установленного лимита.

Степень загрязнения водных объектов определяется массой растворенной и (или) эмульгированной в воде нефти.

Масса нефти, загрязняющей толщу воды, рассчитывается по формулам: для водоемов

(5)

для водотоков

(6)

где, – масса растворенной и (или) эмульгированной нефти, загрязняющей водоем или водоток, т;

– концентрация насыщения растворенной и (или) эмульгированной нефти в поверхностном слое воды водного объекта, г/м3;

– фоновая концентрация растворенной и (или) эмульгированной нефти в водном объекте на глубине 0,3 м вне зоны разлива, г/м3.

На основании модели оценки ущербов компонентам окружающей среды были оценены структуры экологического ущерба при различных вариантах протекания аварийной ситуации на промысловом нефтепроводе (рисунок 2, приложение 1).

Рисунок 2 - Структура ущерба компонентам окружающей среды в случае разлива нефти на поверхность земли

Приведенные структуры ущерба компонентам окружающее среды показывает, что наибольший ущерб при аварийных ситуациях с попаданием нефти на поверхность земли наносится земельным ресурсам, в то время как при попадании нефти в водные объекты величина ущерба водным ресурсам превосходит величины ущербов другим компонентам окружающей среды.

Учитывая, что для промысловых нефтепроводов начальным параметром для расчета ущерба окружающей среде является площадь разлива нефти или нефтепродукта, были построены зависимости ущербов компонентам окружающей среды от площади загрязнения, которые показали, что при попадании нефти или нефтепродукта в водный объект происходит многократное увеличение величины суммарного ущерба, нанесенного компонентам окружающей среды в случае аварийной ситуации при транспортировке нефти и нефтепродуктов. Кроме того, в случае возгорания разлитой нефти или нефтепродукта происходит значительное увеличение величины ущерба атмосферному воздуху¹.

Учитывая, что при эксплуатации нефтедобывающего оборудования всегда существует риск воздействия на компоненты окружающей среды, в том числе на объекты гидросферы перед нефтедобывающими предприятиями стоит задача своевременной диагностики состояния промысловых нефтепроводов и разработке мероприятий по снижению последствий аварийных ситуаций для компонентов окружающей среды, среди которых обеспечение экологической безопасности нефтепроводов на переходах через реки, внедрение эффективных методов и средств для оперативной ликвидации последствий аварийных разливов нефти и нефтепродуктов в водные объекты.

3 Перспективы развития нефтедобывающей промышленности Республики Казахстан

3.1 Республика Казахстан на мировом нефтяном рынке

По подтвержденным запасам нефти Казахстан входит в число 15 ведущих стран мира. В 1899 году на первом разрабатываемом в Казахстане месторождении Карашунгул был получен первый нефтяной фонтан. С этого события начался отсчет истории национальной нефтедобычи. Однако наиболее яркие страницы в летопись отрасли вписаны за последнее десятилетие. Достаточно сказать, что только за этот период добыча нефти в Казахстане выросла в три раза.

Впрочем, развитие отрасли характеризуется не только валовыми показателями, но и поставкой принципиально новых задач. «Каждое нефтегазовое месторождение должно рассматриваться как целостный анклав развития предпринимательства: от сферы современных бытовых услуг и до самого передового инженерного и программного обеспечения», - такую цель поставил перед отраслью президент РК Нурсултан Назарбаев весной 2006 года.

Для того чтобы превратиться в значимого игрока на мировом нефтяном рынке, Казахстану предстоит выдержать серьезную конкуренцию за инвестиции и рынки сбыта. Казахстанская нефть — трудная нефть. Залегает она глубоко — под солевыми слоями, в чересполосице геологических пластов, а на шельфе Каспийского моря — под слоем воды. Перенасыщена серой и парафином. После добычи ее необходимо еще доставить за несколько тысяч километров. Тем не менее темпы объемов добычи нефти в Казахстане растут: планируется извлекать свыше 100 млн тонн ежегодно в 2010 году и до 180 млн тонн в 2015 году. Это составит всего 3% от прогнозируемого мирового объема добычи в 2015 году. ¹

Однако каспийская нефть расположена между двумя крупнейшими рынками сбыта — Европой и Китаем — и примерно посередине между двумя крупными поставщиками нефти — Россией и странами Ближнего Востока. Поэтому, говоря о большой каспийской нефти, необходимо в первую очередь обсуждать тему именно в этом контексте.

Сегодня стратегия государства в области разработки нефтяных месторождений заключается в увеличении объемов добычи каспийской нефти по мере падения мощностей месторождений на суше, с тем, чтобы обеспечить стабильную годовую добычу до 180 млн тонн в течение нескольких десятилетий (см. таблицу 4).

Стратегия базируется на наличии подтвержденных извлекаемых запасов категорий «А», «B» и «C» около 5 млрд тонн, уже распределенных среди недропользователей. Есть еще запасы нефти категории «Д» объемом до 10 млрд тонн, которые необходимо доразведать. Они вместе с подтвержденными запасами составляют больше 10% мировых запасов. Международный институт стратегических исследований в Лондоне дает общую оценку запасов нефти в Казахстане в 32 млрд тонн. Правда, служба геологической разведки США называет гораздо более скромные цифры — около 8,5 млрд тонн нефти.

Геологи утверждают, что потенциально нефтеносными являются более 60% территории Казахстана. Обнаружены признаки углеводородных месторождений даже на севере страны, что неудивительно — сегодня в Карагандинской области уже ведется промышленная добыча нефти.

Свыше 90% подтвержденных извлекаемых запасов приходятся на долю трех проектов: Тенгизшевройл (1,44 млрд тонн), Карачаганак (1,2 млрд тонн) и Кашаган (1,65 млрд тонн). Добывать нефть из больших месторождений очень выгодно — например, себестоимость добычи в Тенгизе сопоставима с себестоимостью добычи в районе Персидского залива.

Если же рассматривать распределение запасов нефти с учетом принадлежности долей в проектах (например, Казахстану принадлежит 20% в проекте ТШО), то получается, что на сегодня большая часть нефтяных запасов Казахстана принадлежит компаниям США, Великобритании и Канады (около 54%). На долю собственно Казахстана приходится 16% разведанных запасов. ¹

Однако если Казахстан выкупит долю в проекте Кашаган, его доля заметно вырастет, а при плановом освоении российскими компаниями совместно с НК «КазМунайГаз» блоков «Курмангазы», «Тюб-Караган», «Аташ» и др. возрастет более значительно, так же, как и доля России (см. таблицу 4).

Традиционными рынками сбыта казахстанской нефти являются Европа и Юго-Восточная Азия. Однако при увеличении объемов экспорта на эти рынки Казахстан может столкнуться с рядом серьезных проблем.

Европейский рынок — стабильный и растущий, кроме того, запасы североморской нефти постепенно сокращаются, и норвежское «черное золото» может быть постепенно замещено каспийским. Российская конкурирующая нефть объемом до 40 млн тонн в год может появиться в Европе в случае успешной разработки Тимано-Печорского бассейна [27].

Характеристики

Список файлов ВКР