Проектирование и оптимизация энергосберегающих технологий при экспл

Обобщающая документация содержит обработанную информацию, содержащуюся в первичной и сводной документации по укрупненным объектам и показателям. К основным обобщающим документам относятся анализы состояния разработки месторождения, геологические отчеты, отчеты по состоянию и движению фонда скважин, наблюдения за состоянием горного отвода, геологические профили и карты.

При пользовании недрами обеспечиваются безопасность для жизни и здоровья населения, охрана зданий и сооружений, атмосферного воздуха, земель, лесов, вод, животного мира

идругих объектов окружающей среды, а также осуществляется систематический контроль за состоянием окружающей среды

иза выполнением природоохранных мероприятий.

При выявлении необходимости применения более эффективных мероприятий по охране окружающей среды в проектную документацию вносятся необходимые изменения.

Земли, нарушенные в результате производства горных работ, приводятся затем в состояние, пригодное для дальнейшего использования.

При производстве работ, связанных с нарушением почвенного покрова, плодородный слой почвы снимается, хранится и наносится на рекультивируемые земли или малопродуктивные угодья.

При разработке месторождений полезных ископаемых осуществляются мероприятия, предотвращающие или препятствующие развитию водной и ветровой эрозии почв, засолению, заболачиванию или другим формам утраты плодородия земель.

При использовании поверхностных и подземных вод обеспечиваются первоочередное удовлетворение питьевых и бытовых нужд населения, охрана вод от загрязнения и истощения, предупреждение и устранение вредного воздействия горных работ и дренажных вод на окружающую среду.

В пределах горного отвода обеспечиваются гидрогеологические наблюдения и контроль за состоянием подземных и поверхностных вод.

21

Всоответствии с Федеральным законом «Об охране окружающей природной среды» от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ, размещение, проектирование, строительство, реконструкция, ввод в эксплуатацию и эксплуатация объектов нефтегазодобывающих производств должны осуществляться в соответствии с требованиями, установленными законодательством в области охраны окружающей среды. При размещении, проектировании, строительстве, реконструкции, вводе в эксплуатацию и эксплуатации объектов нефтегазодобывающих производств должны предусматриваться эффективные меры по очистке и обезвреживанию отходов производства и сбора нефтяного (попутного) газа и минерализованной воды, рекультивации нарушенных и загрязненных земель, снижению негативного воздействия на окружающую среду, а также по возмещению вреда окружающей среде, причиненного в процессе строительства и эксплуатации указанных объектов.

Строительство и эксплуатация объектов нефтегазодобывающих производств допускаются при наличии проектов восстановления загрязненных земель в зонах временного и (или) постоянного отвода земель, положительных заключений государственной экологической экспертизы и иных установленных законодательством государственных экспертиз, финансовых гарантий реализации таких проектов.

Всоответствии с «Правилами разработки нефтяных и газовых месторождений» [52], при эксплуатации нефтяных залежей недропользователь должен:

– осуществлять свою деятельность в полном соответствии с нормами предельно допустимых концентраций вредных воздействий на окружающую среду (водопотребление и водоотведение; выбросы вредных веществ в атмосферный воздух; допустимые концентрации вредных химических, бактериальных, паразитобактериальных и радиоактивных веществ в почве);

– разрабатывать и утверждать в специально уполномоченных органах в области окружающей среды экологический паспорт природопользователя по установленной форме. Этот документ содер-

22

жит информацию об уровне использования природопользователем природных и вторичных ресурсов и степени воздействия производств на окружающую среду, а также сведения о разрешениях на право природопользования, нормативах воздействия и размерах платежей за использование природных ресурсов, загрязнение и иные видынегативного воздействия наокружающую среду.

Значительная часть запасов нефти Пермского Прикамья находится в пределах площади залегания Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС), поэтому недропользователь при их разработке и обязан следовать «Правилам промышленной безопасности при освоении месторождений нефти на площадях залегания калийных солей» [51].

Практически все экосистемы в зоне прямого воздействия процессов разработки и эксплуатации нефтяных месторождений испытывают определенное их влияние. Наиболее уязвимыми являются животный мир, растительность, поверхностные воды, почвы.

В Пермском Прикамье месторождения разбуриваются природосберегающим кустовым способом. К кустам скважин в лесах прокладываются просеки, по которым идут подъездные автодороги и необходимые инженерные коммуникации (нефтегазосборные коллекторы, высоконапорные водоводы, линии электропередач). Ширина просек колеблется от 60 до 100 м в зависимости от числа ниток трубопроводов, идущих по ним.

Все это требует соответствующего отвода земель и вырубки леса. С целью минимизации площади вырубки леса трассы проектируемых коммуникаций намечаются по существующим просекам (местами потребуется их расширение) и вдоль лесных дорог, что несколько увеличивает их протяженность.

Следует отметить, что компактное размещение коммуникаций (в одном коридоре вдоль подъездных автодорог) позволяет более оперативно выявлять аварии, связанные с порывом трубопроводов и ликвидировать их последствия.

Воздействие на среду при строительстве скважин и нефтепромысловых систем характеризуется как временное (разрушение почвенно-растительного покрова, нарушение условий оби-

23

тания диких животных). При прекращении строительства, как правило, происходит самовосстановление, хотя этот процесс может быть растянут на годы и десятилетия.

Воздействие на окружающую среду при эксплуатации промысловых объектов характеризуется как непрерывное и длительное, приводящее к нарушению равновесия в экосистемах.

Впроцессе эксплуатации нефтяных месторождений на экологическую обстановку значительно влияют:

– объекты и сооружения сборных пунктов, насосных и газокомпрессорных станций;

– трубопроводы (возможные порывы);

– ремонт скважин;

– дороги и транспорт;

– объекты электроснабжения.

При этом помимо природных углеводородов (нефти и попутного нефтяного газа) загрязнителями являются: минерализованная вода, горюче-смазочные материалы, твердые бытовые отходы, различные химические реагенты, применяемые для закачки в пласт при заводнении, для обработки призабойных зон, в процессах сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды, вещества, образующиесяпри химических реакциях горенияит.д.

Одним из основных требований по охране недр и рациональному использованию запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов является достижение планируемых конечных коэффициентов извлечения нефти при разработке месторождения.

Вцелях наиболее полного извлечения нефти из недр на перспективный период разработки залежей в технологических проектных документах рассматривается не менее трех вариантов разработки.

Следует отметить, что на территории нефтяных месторождений основным видом полезных ископаемых являются нефть и генетически связанный с ней нефтяной газ, выделяемый при добыче

всамостоятельный продукт. Поэтому его рациональное использование является неотъемлемой составляющей энергосбережения.

24

Проектная документация на разработку месторождений нефти

игаза проходит экологическую экспертизу. Экспертиза представляет собой установление соответствия намечаемой хозяйственной

ииной деятельности экологическим требованиям и определение

допустимости реализации объекта экологической экспертизы в целях предупреждения возможных неблагоприятных воздействий этой деятельности на окружающую природную среду и связанных с ними социальных, экономических и иных последствий реализации объекта экологической экспертизы.

При разработке нефтяных месторождений необходимо руководствоваться «Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» [52] и «Методическими указаниями по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений» [37] в целях своевременной корректировки режима разработки месторождения для достижения утвержденных коэффициентов извлечения нефти.

Действующий фонд добывающих и нагнетательных скважин должен соответствовать рекомендациям реализуемой системы разработки.

Для обеспечения технологически необходимых объемов закачки воды при поддержании пластового давления (ППД) в перспективный период следует использовать очищенные пластовые и дождевые сточные воды, а также пресные воды, которые совместимы с пластовыми водами и породами продуктивных пластов.

Контроль за разработкой пластов месторождения должен осуществляться путем периодического измерения дебитов, обводненности добываемой продукции и пластового давления.

Таким образом, решения, заложенные в технологических проектных документах, должны удовлетворять требованиям по охране недр и рациональному использованию минеральных ресурсов, и основываться:

25

–на недопущении загрязнения недр в процессе бурения и последующей эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин;

–недопущении загрязнения верхних водоносных горизонтов при строительстве и последующей эксплуатации нефтепромысловых объектов;

–достижении планируемого коэффициента извлечения нефти (КИН);

–применении напорной герметизированной системы сбора продукции скважин;

–применении технологий при разбуривании призабойной зоны, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств пласта;

–принятии мер по защите обсадных колонн от коррозионного воздействия среды (электрохимзащита);

–применении оборудования и трубопроводов на расчетное давление, превышающее давление источника;

–автоматизации технологических процессов, предотвращающей возникновение аварийных ситуаций;

–использовании пластовых вод для целей ППД;

–контроле за разработкой пласта и техническим состоянием скважин и скважинного оборудования (геофизические и другие исследования);

–режимном наблюдении за поступлением нефтепродуктов

вводоносные горизонты и контролировании показателей химического состава подземных вод.

Осуществление перечисленного комплекса природоохранных мероприятий по защите недр и рациональному использованию минеральных ресурсов позволит обеспечить экологическую устойчивость геологической среды при строительстве и эксплуатации скважин, систем ППД и сбора нефти на территории нефтяных месторождений.

По результатам исследований [61], в добыче нефти возможно снижение энергозатрат (топливно-энергетических ресурсов) на 18– 22 % при повышении КПД насосного оборудования до 80–85 %, оптимальном подборе (согласовании) режимов работы насосного оборудования с режимом притока продукции на забой и режимов закачки воды в нагнетательное скважины в системах ППД. Вне-

26

дрение высокоэффективных энергосберегающих технологий и оборудования, особенно насосного, позволит снизить себестоимость добычи нефти только за счет энергосбережения на 8–10 % [61, 68], увеличить добычу и конечный КИН на 3–5 %, что даст ощутимый эффект для нефтедобывающих предприятий и экономики России в целом.

Структура затрат и себестоимости продукции определяется особенностями каждого вида производства. Материальные затраты многих производств превышают половину общих затрат. В материальных затратах, в том числе в нефте- и газодобыче, доли затрат на сырье и материалы в несколько раз больше затрат на энергию и топливо (табл. 1). Исключение составляют некоторые производства (электроэнергетика, нефте- и газопереработка, химическое и нефтехимическое и др.), где по статистической отчетности исходное производственное топливное сырье относят не к графе сырья, а к графе топлива. Экономия сырья и материалов, топлива и энергии проявляется в снижении затрат производства и потребности в капитальных вложениях для добывающих отраслей, включая нефтегазовую.

Структура материально-сырьевых и топливно-энергетичес- ких затрат производства в нефтедобывающих отраслях (2000 г.) представлена в табл. 1.

На рис. 1 приведена динамика удельных затрат электроэнергии на добычу 1 т нефти в зависимости от выработки начальных извлекаемых запасов по некоторым нефтегазодобывающим пред-

27

приятиям Западной Сибири и ОАО «Самотлорнефтегаз». Наилучшими показателями при отборе 55 % начальных извлекаемых запасов (НИЗ) характеризуется ТПП «Когалымнефтегаз» (удельное энергопотребление составляет около 80 кВт·ч/т). При таком же отборе по ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» удельный расход электроэнергии на добычу 1 т нефти более чем в 2 раза выше

(165 кВт·ч) [48].

Рис. 1. Динамика удельных затрат электроэнергии на добычу нефти

На рис. 2 представлена динамика показателя энергоемкости добычи нефти по ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» с 1990 г. Этот показатель характеризует зависимость удельных затрат электроэнергии от удельных расходов закачиваемой воды на добычу нефти. На фоне монотонного роста отмечается два участка с отклонением от плавной динамики, приходящиеся на 1995–1999 и 2002–2004 гг., в течение которых наблюдалось снижение удельного расхода технологической жидкости при стабилизации удельных затрат электроэнергии на добычу 1 т нефти. Первый участок соответствует периоду низких цен на нефть и кризисному 1998 г. Второй участок связан с выполнением «Комплексной программы повышения эффективности разработки и добычи нефти по ОАО "ЛУКОЙЛ" на 2003–2005 гг.».

28

В 1995–1998 гг. внешние факторы повлекли за собой необходимость снижения себестоимости продукции, а в 2002–2004 гг. внутренняя политика компании была нацелена на снижение затрат на производство.

Рис. 2. Динамика показателя энергоемкости добычи нефти по ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

В последнее время на месторождениях России основной прирост добычи нефти достигается за счет ввода в разработку залежей сложного строения с низкопродуктивными коллекторами. В результате увеличивается фонд малодебитных скважин, эксплуатация которых осложняется образованием различных отложений (парафиновых, гидратных, минеральных солей) в стволах скважин. Уменьшение устьевых температур приводит к замораживанию выкидных линий, коллекторов и оборудования на дожимных насосных станциях (ДНС).

Анализ состояния фонда скважин показывает, что в результате пробкообразования в простое находится до 40 % добывающих скважин, потери в добыче из-за замораживания выкидных линий составляют около 2,5 % общего объема добываемой нефти [2]. На мероприятия по предупреждению образования и удалению отложений расходуются значительные материальные, энергетические ифинансовые ресурсы.

29

Основными объектами нефтегазодобывающего комплекса, нуждающимися в электроподогреве, являются нефтяные и газовые скважины, внутрипромысловые сборные сети и газопроводы, установки первичной подготовки нефти и газа, системы поддержания пластового давления, магистральные нефтеипродуктопроводы.

На большинстве предприятий нефтегазового комплекса России применяется малоэффективная система парообогрева, хотя мировая практикапоказывает, чтовпромышленностиустановиласьустойчивая тенденция перехода от парообогрева к электрообогреву. Начало этому было положено в 1973 г., когда из-за мирового нефтяного кризиса, сопровождающегося резким ростом цен на нефть и газ, стоимость энергии возросла в 5 раз. Одной из мер предотвращения финансового кризиса вэнергоемких отраслях промышленности стало бережное отношение к энергоресурсам. Именно тогда системы электрообогрева получили широкое распространение и технология этихсистемсталаактивноразвиваться[2].

Втаких условиях проблема борьбы с осложнениями, связанными с предупреждением пробкообразования, обрела остроту на всех месторождениях и нуждается в системном подходе по

еерешению на всех стадиях нефтедобычи. Наиболее эффективным направлением ее решения является широкое применение электроподогрева технологических коммуникаций.

Вцелом, несмотря на явные преимущества по отношению к другим технологиям, электрообогрев применяется в ограниченных масштабах. Причиной этого является недостаточное ознакомление инженерно-технических работников нефтегазодобывающих предприятий с последними достижениями в этой области и недостаточная реклама электроподогрева [2].

Прогноз развития осложненного фонда скважин и потребность в защите от замерзания инженерных сетей технологических площадок показывает, что в ближайшей перспективе будет сохраняться актуальность применения систем электрообогрева, способствующих энергосбережению.

Экономическая эффективность электрообогрева связана в первую очередь с тем, что в такой системе горячим элементом является только греющий кабель, смонтированный в трубу, по-

30