Технологические проблемы

Всесторонний анализ технологических процессов строительства скважин, обустройства и эксплуатации нефтепромыслов, организации работ по охране ОС показал, что определяющими причинами, снижающими эффективность недостаточная эффективность экологических решений в проектах разработки и обустройства нефтяных месторождений, строительства и ремонта сква­жин, комплексных программ по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации разработки;

- некачественная реализация имеющихся проектных решений ввиду слабой оснащенности техническими средствами высокой эксплуатационной надежности, контрольной аппаратурой и низкой эффективности системы контроля;

- недостаточный уровень экологической подготовки руководящего звена добывающих предприятий, а также рабочих на всех технологических участках цепочки "скважина - магистральный нефтепровод".

Аварии. Давно назревшей и актуальной проблемой для всех уровней добывающих предприятий являются аварийные разливы нефти, обусловленные боль­шой протяженностью и низкой технической надежностью внутри- и межпро­мысловых нефтяных и водоводных линий в системе поддержания пластового давления (ППД). На некоторых месторождениях износ этих сооружений к на­стоящему времени достигает 80 %. Основные же причины аварийности на ма­гистральных нефтепроводах следующие: внешние воздействия (34 %), брак при строительстве (23 %), коррозия (23 %), брак при изготовлении труб на заводах (14 %), ошибочные действия персонала (3 %). Для внутренних и межпромысло­вых нефтепроводов эти соотношения могут быть другими.

Статистические данные свидетельствуют о том, что вследствие высокой агрессивности пластовых вод на месторождениях Западной Сибири сквозные отверстия в оборудовании могут появляться через 3-5 лет после начала эксплуатации, а при подачах ингибиторов коррозии, применении труб улучшенно­го качества из углеродистых сталей, проведении коррозионного мониторинга срок безаварийной службы трубопроводов может быть продлен до 10 лет.

Ежегодно по нефтепромысловым трубопроводам перекачиваются милли­оны кубометров нефти, технической жидкости, содержащих в больших количествах коррозионно-активные компоненты: сероводород, кислород, двуокись углерода, ионы хлора и др. Вследствие высокой агрессивности транспортиру­емых сред основной проблемой при эксплуатации скважин и сети промысло­вых трубопроводов является коррозия оборудования. В 90 % случаев порывы трубопроводов обусловлены снижением их нормативных сроков службы из-за внутренней и внешней коррозии. Коррозионная активность добываемых флю­идов увеличивается за счет роста обводненности продукции скважин. Опыт­ными данными показано, что с увеличением обводненности нефти (с присут­ствием СО₂) вода играет роль высокоминерализованного полиэлектролита, активность нефти увеличивается с 0,206 до 0,465 г/м²-час, т.е. более чем вдвое. Далее, при обводненности от 10 до 80 % скорость коррозии находится в преде­лах 0,450 ... 0,440 г/м²-час, а при обводненности 90 % происходит резкий рост этого параметра до 0,540 г/м²-час. Для пластовых вод скорость коррозии со­ставляла 0,350 г/м²-час, что значительно ниже, чем для смесей различного со­отношения. Наибольшие значения параметров коррозионной агрессивности за­фиксированы в смеси "нефть - вода" с соотношением 1:8.

Такие или близкие к ним соотношения зафиксированы в настоящее время на многих месторождениях Башкирии и Татарстана, где достаточно четко прослеживается тенденция роста порывов (до 88% общего числа) на выкидных линиях от скважин. Удельные показатели для этого вида нефтепромыслового оборудования могут достигать величины 0,25 порыва/км. Порывы выкидных линий, напорных трубопроводов минерализованных вод для поддержания ППД, нефтесборных и магистральных трубопроводов влекут за собой серьезные эко­логические последствия от загрязнения (засоления) почв до вывода из строя многих водозаборных сооружений и необходимости реабилитации компонен­тов ОС. Несмотря на активное применение ингибиторов и бактерицидов, а так­же замену традиционных труб на трубы с внутренним полиэтиленовым по­крытием, аварийные ситуации происходят, что приводит к необходимости оптимизировать разработку мероприятий (сервисной службы) по диагностике технического состояния трубопроводов всех уровней и технологического пар­ка резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов.

Учитывая остроту данной проблемы, можно констатировать, что одним из важнейших противокоррозионных мероприятий является постоянный контроль качества труб на заводах при изготовлении. Многие крупные добывающие компании имеют собственные службы диагностики на заводах - изготовителях труб. Двойной контроль с ОТК завода позволяет свести поставку бракованной продукции к минимуму, практически к нулевым величинам.

Достаточно острой проблемой является эффективное применение ингибиторов коррозии, а также организация системы коррозионного мониторинга. Выбор и дозирование ингибиторов зависят от состава пластовых флюидов, что не всегда учитывается добывающими предприятиями, а также от своевремен­ного включения в проекты эксплуатации оборудования кустов скважин дози­ровочных установок ингибиторов.

Учитывая то, что на многих многопластовых месторождениях нефти эксплуатируется одновременно несколько горизонтов с различной степенью агрес­сивности пластовых вод, проблема выбора универсальных ингибиторов кор­розии и их дозировок с целью защиты оборудования становится весьма серьезной.

Служба коррозионного мониторинга многими предприятиями воспринима­ется как второстепенное и необязательное подразделение. Однако если учесть величины экологического ущерба ОПС, наносимого авариями на внутрипромысловых трубопроводах, и стоимость реабилитации и ремедиации компонен­тов экосистем, такие представления покажутся, по крайней мере, наивными. Предупреждение аварийности является необходимой превентивной мерой, ко­торая должна быть отражена в экологической политике предприятия, не гово­ря уже о Декларации промышленной безопасности.

Назрела также необходимость совершенствования защитных покрытий для предотвращения асфальто-парафиновых отложений, методов очистки промысловых труб и методик контроля этих нежелательных явлений. Данные меро­приятия входят в противоречие с использованием футерованных полиэтиленовых труб в системе нефтесбора в отличие от системы ППД. Проблема заключается в сокращении (схлопывании) полиэтиленовой оболочки из-за ее газопроница­емости и ингибировании межтрубного пространства, удалении продольного внутреннего грата, образующегося при изготовлении труб, внутренних заусе­нец и других дефектов. Срок службы битумной изоляции на внешних покрытиях не превышает 10 лет, поэтому необходим переход к новым материалам и технологиям покрытия при строительстве трубопроводов для транспортиро­вания нефти.

Вплотную к проблеме коррозии оборудования примыкает проблема утилизации жидкости и твердых примесей в составе добываемой нефти.

По некоторым оценкам, считается, что в процессе добычи 1 т нефти образу­ется около 0,28 м³ сточных вод, из которых на очистные сооружения направля­ется 0,18 м³, загрязненными являются 0,1 м³ (твердые взвеси). По природе это преимущественно подземные воды высокой минерализации, обладающие агрессивностью по отношению к цементному камню в затрубном пространстве и металлическим конструкциям оборудования нефтепромыслов.

Одной из главных причин засоления вышележащих пресных подземных вод является неудовлетворительное состояние крепи ствола скважин, особенно на старых месторождениях, начало эксплуатации которых относится к 50-м гг. XX в. Например, при разбуривании Шкаповской структуры в Башкирии в целях экономии металла, цемента и времени, необходимого для крепления сква­жин, применялись обсадные колонны уменьшенного диаметра, что резко со­кратило сроки проходки скважин и привело к экономии 28 т металла (в 2,5 раза), 60 т цемента (экономия в 7-8 раз), 65 т глины [1]. Данные приведены для скважин глубиной 2000 м. Кроме того, применялись технологии частично­го крепления ствола скважин, при котором допускалась замена промежуточ­ных колонн глинистыми корками. Утончение цементной оболочки по всей глу­бине скважин и сокращение зазора между колонной и стенками скважины (затрубного пространства) приводят к тому, что изначально при бурении создаются условия для разрушения цементного камня, что сопровождается образованием заколонных перетоков и прорывом рассолов в скважину.

Коррозионное поражение цементного камня в скважинах приводит не толь­ко к снижению доли нефти в добываемых объемах флюидов, но и к негатив­ным экологическим последствиям: загрязняются артезианские и грунтовые воды, используемые для водоснабжения. С учетом процессов взаимодействия подземных вод с поверхностными в зону техногенного воздействия попадают многие водотоки и водоемы. Поэтому последствия некачественного строительства скважин активно проявляются в настоящее время во многих районах Волго-Уральской нефтяной провинции и Западной Сибири.

К этой проблеме следует добавить отсутствие специальных изоляционных работ при ликвидации или консервации скважин, которые становятся потенциальным источником вывода агрессивных высокоминерализованных вод не только в поверхностную зону активного водообмена, но и на поверхность земли.

К проблеме коррозионной диагностики нефтепромыслового оборудования в целях его безопасной эксплуатации примыкает проблема контроля технического состояния скважин и периодической их переаттестации. В настоя­щее время достаточно хорошо разработаны методы и приборы технической диагностики и дефектоскопии действующих скважин. Нефте- и газодобываю­щие скважины являются достаточно сложными и дорогостоящими сооружени­ями, которые нуждаются в постоянном контроле и проведении технических мероприятий по поддержанию рабочих режимов. Вследствие некачественных и несвоевременных диагностических исследований в нефтедобывающей отрасли простаивает огромное число скважин (более 20 тыс.), подлежащих капи­тальному ремонту. Большинство из них имеют нарушение крепи, что в свою очередь приводит к межколонным газопроявлениям, перетокам воды и нефтей. В отдельных случаях при достижении земной поверхности происходит образование грифонов у устья скважин.

Опыт технической диагностики и дефектоскопии скважин свидетельствует о необходимости проведения таких работ на всех этапах: проектирования (фоновые измерения), строительства (комплекс методов), эксплуатации и ликви­дации. При этом кроме технологических условий необходимо оценивать ситу­ации, связанные с риском возникновения опасных ситуаций для ОПС и человека.

Управление старыми скважинами. Суть проблемы состоит в том, что, по данным МПР, в России насчитывается 150 тыс. нефтяных и газовых скважин, из них около 15 тыс. приходится на нераспределенный фонд. Это в основном старые скважины, пробуренные еще в советские времена, треть которых была законсервирована более 10 лет назад.

Около 4-5 % скважин нераспределенного фонда могут оказаться опасными, причем эта доля постоянно растет. Скважины, даже законсервированные и ликвидированные с учетом всех нормативных требований, являются своеобраз­ными минами замедленного действия и под влиянием изменений в земной коре могут "ожить", начав выделение нефти, газа, сероводорода, пластового рассо­ла. Так, за последние 10 лет, по данным Тюменского госгортехнадзора, на тер­ритории области на заброшенных скважинах было зафиксировано 58 откры­тых фонтанов, 44 из которых сопровождались пожарами. Такие случаи можно отнести к экстремальным, однако не меньшую опасность представляют выход за поверхность пластовых рассолов и смешение их с питьевыми водами, а так­же выход газов, содержащих сероводород.

В распределенном фонде скопилось немалое число "подвисших" скважин, за которые компании не несут ответственности. Ранее владельцы лицензий получали право вести работы на лицензионных участках, но пользоваться старыми скважинами не могли. Лишь в последние годы компании вместе с гор­ным отводом получают в пользование и имеющиеся на территории участка скважины.

По данным НПЦ "Недра", на сегодняшний день в России в "черном списке" состоят свыше 1500 опасных скважин, которые по арктическим территориям распределены в следующих количествах (табл. 1.1).

В ряде регионов реализуются собственные программы по старым скважи­нам, в первую очередь - в центрах российской нефтегазодобычи - в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах. С 1996 г. только на ликвидацию старых скважин администрация ХМАО выделяла по 3-4 млн долл. ежегодно. Всего за пять лет было ликвидировано около 100 скважин.

Особую проблему представляют скважины, которые бурили и использова­ли для проведения подземных ядерных испытаний, поскольку они являются источником радиоактивного загрязнения и находятся вблизи месторождений нефти.

Стоимость одной скважины в зависимости от сложности, глубины и удаленности от населенных пунктов колеблется от 1 до 50 млн руб.; консервация обходится примерно на 30% дешевле, однако законсервированные скважины требуют регулярного обследования, что связано с новыми расходами. Так, в ЯНАО ежеквартальный облет только аварийно-опасных скважин обходится как минимум в 2 млн руб.

Таблица 1.1 - Состояние фонда экологически опасных скважин на арктических территориях РФ на февраль 2003 г.

По данным НПЦ "Недра", ежегодный мониторинг законсервированных сква­жин требует от 50 тыс. до 100 тыс. руб. на скважину. К этому добавляются расходы на ликвидацию. В целях экономии бюджетных средств на ликвидацию единичных скважин предлагается выдавать лицензию на недропользова­ние при условии ликвидации особо опасных скважин, которые представляют реальную угрозу геологической среде, даже если эти скважины находятся вне контура месторождения. Существуют также предложения о продаже фонда скважин в пределах отводов.

При обеспечении экологической безопасности добычи нефти, а также соблюдении экологических и санитарных ограничений одной из важнейших в нефтяной отрасли ТЭК является проблема утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Считается, что только в факелах нефтепромыслов Западной Сибири ежегодно сжигается около 15 млрд м³ этого ценнейшего источника энергии. Общие ресурсы ПНГ в проектных объемах добываемой в 2005 г. нефти оцени­ваются 5 млрд м³. В настоящее время показатель утилизации ПНГ на предпри­ятиях отрасли варьирует от 24 до 96 % при среднем значении 80 %.

Нормативными документами нормы использования ПНГ не устанавливают­ся, однако при эксплуатации месторождений взимается плата за его сжигание и рассчитываются ПДВ с целью регулирования качества состояния атмосферного воздуха. Как правило, такие нормативы ПДВ назначаются по фактическим данным дегазации нефти. В случае их превышения на границе санитарно-защитной зоны производится совершенствование факельной системы с целью более полного сжигания ПНГ, а не мероприятия по его переработке или ис­пользованию как энергетического сырья. В этом случае ПНГ относится к отхо­дам добычи нефти, что позволяет платежи за загрязнение воздуха отнести к себестоимости продукции, как и затраты на утилизацию пластовых вод. Последние, так же как и ПНГ, являются источником ценного сырья для нефтехи­мии, поскольку содержат полезные компоненты (В, Вr, I и др.). Переработка газа не относится к деятельности нефтедобывающего предприятия, поэтому наиболее часто он используется как источник тепла в котельных, трубчатых печах при сепарации, при утилизации промышленных и бытовых сточных вод пиролизом. Особенно много газа теряется вследствие недостаточной герме­тичности технологических резервуаров. В отличие от твердых отходов, кото­рые можно складировать, ПНГ необходимо использовать в качестве топлива, если даже это экологически неоправданно.

Одним из перспективных методов утилизации ПНГ является его закачка в смеси с газом возврата в пласты-коллекторы с целью повышения нефтеотдачи. Особенно актуально газовое заводнение на месторождениях с пониженной начальной нефтенасыщенностью (B_н< 0,5), т.е. для пластов со средней, пониженной и низкой продуктивностью. Отметим, что до 50-х гг. XX в. для поддер­жания пластового давления и вытеснения нефти закачка газа применялась на многих месторождениях. При закачке воды процессы вытеснения нефти про­исходят более активно, да и стоимость ее как ресурса чрезвычайно низка, по­этому часть предприятий перешла на заводнение, поскольку на многих место­рождениях количество воды для поддержания пластовых давлений (ППД) практически не ограничено. Газовое заводнение в целях безопасности требует создания газопроводов высокого давления (25-30 МПа) и установки компрес­сорных станций, что влечет дополнительные затраты, которые могут быть не всегда оправданны, особенно для мелких нефтяных месторождений с запаса­ми менее 15 млн т нефти.

Закачка ПНГ в продуктивные пласты-коллекторы может проводиться циклически с использованием подтоварных вод или газонефтяных смесей. При этом решается целый комплекс экологических проблем, таких, как:

- поддержание качества атмосферного воздуха, в том числе и в рабочей зоне, на уровне нормативов;

- обеспечение экологически безопасного метода добычи УВ-продукции за счет снижения рисков;

- экономическая выгода за счет сокращения платежей за выбросы в ОС;

- снижение общего уровня опасности производства (нефтедобывающего предприятия в целом);

- сокращение протяженности промысловых коррозионно-опасных коммуникаций;

- возможности льготного налогообложения и привлечения инвестиций в дру­гие природоохранные объекты;

- геодинамическая стабилизация залежи с предотвращением нежелательных экзогенных и эндогенных последствий;

- снижение обводненности продукции и сохранение ПНГ как полезного ресурса с последующим его извлечением для потребителей.

Следует отметить одну важную закономерность, которая заключается в том, что эффективность применения газовых методов повышения нефтеотдачи увеличивается по мере ухудшения фильтрационно-емкостных свойств продуктив­ных пластов.

Одна из основных технологических проблем, возникающих на всех стади­ях жизненного цикла разработки месторождений нефти, - утилизация и размещение отходов производства и потребления. Считается, что только при до­быче нефти в отрасли ежегодно образуется свыше 600 тыс. т различных видов отходов, не говоря об объемах образования этих отходов при нефтепереработке.

Отходы возникают уже на поисковой стадии, где они представлены преимущественно порубочными остатками, которые не утилизируются так, как этого требуют санитарные правила рубки леса. Объемы таких вырубок под сейсмопрофили и временные дороги очень трудно поддаются учету и компен­сируются платежами (порубочными билетами), покрывающими лишь незна­чительную часть того ущерба, который наносится ОС.

Следующая стадия образования отходов - бурение скважин, при котором под земельный отвод предоставляется от 3 до 5 га земли во временное краткосрочное пользование - на период строительства. Во временное долгосрочное пользование выделяется только 0,36 га на период эксплуатации скважин. В те­чение года после строительства скважины территория буровой площадки дол­жна быть очищена от образовавшихся отходов, рекультивирована и передана постоянному землепользователю.

В качестве примера можно привести данные по количеству материалов бурения, образующихся при строительстве одной скважины (табл. 1.2).

Таблица 1.2 - Объемы материалов бурения

Учитывая достаточно большое количество выбуренных в процессе бурения нефтенасыщенных пород, необходимо внедрять технологии, исключающие применение нефти в качестве смазывающей добавки, и переходить на полимерные растворы. Буровые отходы после их нейтрализации вполне пригодны для использования в качестве материалов при строительстве скважин. При не­возможности восстановления технологических параметров отработанные бу­ровые растворы (ОБР) вместе с выбуренной породой могут закачиваться в по­глощающие горизонты в качестве тампонажного материала. Платежи за образование и размещение отходов, образующихся при бурении одной скважины глубиной 3000 м, могут достигать 100 тыс. руб. и более без учета загрязненных грунтов. С учетом опасности загрязнения других сред проблема утилизации отходов бурения скважин становится приоритетной. В свя­зи с этим возникает проблема перевода отходов бурения из категории загряз­нителей ОС в материал для ее защиты. Технология нейтрализации отходов бурения методом отверждения с использованием местных промышленных от­ходов реализована в ДОАО "ВолгоградНИПИнефть" Ю.Г. Безродным и др. [9] и в общих чертах сводится к следующим мероприятиям:

- уменьшению количества образующихся буровых растворов и бурового шла­ма, складируемых в амбаре, с одновременным сокращением его объема и повышением его экологической безопасности;

- исключению трудоемкой и малоэффективной операции по сооружению противофильтрационной защиты на боковые стенки земляного амбара с применением технологии "стена в грунте";

- механизации процессов гидроизоляции стенок земляного шламового амбара.

Технология предусматривает также утилизацию мешкотары из-под реаген­тов и материалов, минуя стадию сжигания. Согласно анализу при строитель­стве скважины глубиной от 3000 до 5200 м на территории буровой может быть накоплено до 7 тыс. использованных бумажных и синтетических мешков. Последние практически неразложимы в естественных природных условиях и яв­ляются загрязнителями ОС, трудно поддающимися утилизации.

На стадиях испытания, освоения, бурения эксплуатационных скважин и скважин для ППД количество отходов, как и изъятие земель из хозяйственно­го использования, резко возрастает. Это связано с возрастанием плотности размещения скважин на территории, увеличением притоков нефти, которая сли­вается в резервуары. Здесь очень важно минимизировать землеемкость за счет укрупнения кустовых площадок и снижения площадей, занятых промысловы­ми коммуникациями. Рационализация размещения кустов скважин позволяет кроме сокращения отводов земель снизить экологический риск от возможных аварий на внутрипромысловых трубопроводах.

Локализация протяженности коммуникационных систем достигается заме­ной штанговых насосов на струйные и гидропоршневые, работающие на гидроприводе. Укрупнение кустовых площадок и минимизация промысловых си­стем, "связанных с транспортировкой пластовой воды и обводненной нефти, происходят за счет использования микродожимных насосных станций (ДНС) и установок предварительного сброса воды (ПСВ). Это позволяет сократить аварийность за счет снижения масштабов коррозии и прорывов промысловых коммуникаций, снизить энергетические затраты на перемещение пластовых вод в прямом и обратном направлениях [4].

Потенциальным источником мощного загрязнения нефтью и минерализованными водами являются резервуарные парки нефтедобывающих предприя­тий. В целях продления их срока действия и исключения аварийных ситуаций необходимо проведение своевременной диагностики, профилактических, ан­тикоррозионных и ремонтно-восстановительных работ. К сожалению, на мно­гих предприятиях такие работы начинают только при обнаружении утечек нефти или жидкости. Это приводит к тому, что большие объемы нефти растека­ются по поверхности земли, инфильтруются в почвы с последующим проник­новением через зону аэрации в грунтовые воды. Специальные исследования указывают на то, что многие резервуарные парки "плавают" на линзах нефте­продуктов, которые образовались за годы непрерывных утечек нефти.

Периодическая очистка резервуаров и емкостей от осадков с последующей их утилизацией позволяет снизить остроту этой экологической проблемы. Как показывает опыт добывающих предприятий АО "Татнефть", очистка резервуаров должна производиться специально обученным персоналом, с применени­ем современных научно-технических средств, качественных лакокрасочных ма­териалов и при строжайшем контроле качества работ на каждом этапе.

Таким образом, решение проблемы экологической безопасности при строительстве скважин сводится к:

- разработке экологически безопасных систем буровых растворов с низким содержанием твердой фазы;

- разработке и применению экологически безвредных смазывающих добавок для утяжеления буровых растворов;

- разработке технологий и технологических средств вторичного вскрытия, исключающих появление водонефтяной эмульсии в скважине при ее освоении;

- разработке эффективной технологии закачивания горизонтальных скважин с целью эффективного использования отвода земель и сокращения количе­ства наклонно-направленных скважин;

- созданию технических средств для раздельного сбора и транспортировки чистого и загрязненного шлама с целью дальнейшей его переработки;

- переходу на безамбарные технологии бурения скважин.

Проблемы экологической безопасности при ремонте скважин возникают вследствие разорванности технологических операций, а также отсутствия земляных амбаров для сбора технологических жидкостей, загрязненных взвеся­ми, химическими веществами и нефтью. Отсутствие герметизирующих саль­никовых устройств, быстросъемных трубных соединений, полиэтиленового покрытия в амбарах приводит к загрязнению почв, поверхностных и подзем­ных вод. Здесь, как нигде, необходим контроль за использованием растворите­лей, гелей, кислот и других реагентов, которые должны полностью закачивать­ся в пласт при стимуляции повышения нефтеотдачи скважин. Образующиеся пастообразные высоковязкие смеси, содержащие нефть и нефтепродукты, а также асфальто-смоло-парафинистые вещества не должны захораниваться в амбарах. Следует подвергать их переработке и использовать в качестве тампонажных материалов для ликвидации зон поглощения при ремонте и бурении.

На месторождении необходимо иметь специальную скважину с поглощающими горизонтами для утилизации жидких отходов от технологических про­цессов нефтедобычи. Потребности в закачке токсичных отходов могут быть достаточно велики. Только при ремонте скважин возникает до 2 м³ токсич­ных жидкостей на одну скважино-операцию. Кроме того, жидкие отходы, со­держащие поверхностно-активные вещества (ПАВ), возникают при промыв­ке автоцистерн, насосных агрегатов, ствола скважин насосно-компрессорных труб (НКТ), что составляет примерно 5 м³ на одну скважино-операцию при ремонте.

Система ППД предполагает кроме закачки вод в нагнетательные скважины для увеличения нефтеотдачи применение таких веществ, как неонолы, полигликоль, различные щелочные агенты, а также соли хлорида магния и хлорида железа, растворы полиакриламида и др. При обработке призабойной зоны сква­жин применяются растворы соляной и плавиковой кислот с содержанием НСl a HF до 8-10 и 3-5 % соответственно. Применение перечисленных реагентов с учетом их токсичности) должно быть жестко регламентировано в целях све­дения к минимуму экологического риска, поскольку их закачка в подземное пространство осуществляется при достаточно высоком давлении.