Источники загрязнения и состояние атмосферы

Оценка процессов переноса и рассеивания примесей в атмосфере при проведении буровых работ базируется на инженерных методах расчета загрязне­ния атмосферы, которые отражены в действующих нормативных документах Росгидромета [53, 54]. Несмотря на то что эти методы основаны на достаточно упрощенной схеме расчетов, которая слабо сочетается с современными пред­ставлениями о процессах диффузии газов в атмосфере и экспериментальными данными, этот подход рекомендован к применению и обязателен при обосно­вании нормативов ПДВ и сумм природоохранных платежей за загрязнение ОС при различных видах хозяйственной деятельности.

При оценке воздействия на атмосферу предполагается, что интенсивность выбросов априори известна. Однако на практике зачастую это не так. К данным источникам загрязнения (рис. 5.6) можно добавить рост содержания ме­тана в подпочвенном воздухе в результате метанового брожения органических составляющих насыпного основания буровых площадок. Как правило, отсып­ка оснований до 1 м и более производится на пониженные участки рельефа с характерной болотной растительностью и заторфованностью грунтов. Кроме этого довольно часто в качестве экранов, препятствующих поступлению заг­рязняющих веществ с поверхности, используют глинистые экраны, которые способствуют интенсификации биохимических процессов и деятельности метанпродуцирующих бактерий в анаэробных условиях. Вместе с метаном в ре­зультате таких процессов образуется углекислый газ, который накапливается под герметичными основаниями буровых и других площадок.

Рис.5.6. Источники и объекты загрязнения ОПС при бурении скважин

В процессе сооружения скважин источниками физических воздействий на ОПС и здоровье человека являются дизельные агрегаты и электродвигатели, буровые насосы, компрессоры, гидросмесительные агрегаты, цементировоч­ные насосы, транспорт и другая спецтехника, а также сейсмодеформационные явления, аномальные геофизические поля и эманации флюидов по зонам ак­тивных разломов земной коры.

В табл. 5.26 представлены основные виды ЗВ, поступающих в атмосферу в процессе строительства скважин [29].

При оценке воздействия на атмосферу в процессе строительства скважин необходимо учитывать наличие отдельных этапов работ, их длительность, состав механизмов, производящих выбросы, концентрацию ЗВ в выбросах и воз­можность возникновения опасных концентраций на различных расстояниях от источников выбросов.

Каждый этап строительства скважин условно подразделяется на ряд ста­дий. Так, этап строительно-монтажных работ по обустройству буровой имеет следующие стадии:

- сооружение вахтового поселка, буровой площадки;

- вышкомонтажные работы;

- снятие слоя почв;

- прокладка коммуникаций;

- строительство вспомогательных сооружений и др.

Непосредственно бурение подразделяется на стадии:

- бурения скважины до вскрытия продуктивного пласта;

- вскрытия продуктивного пласта; -цементирования колонн;

- освоения скважины - вызов притоков пластового флюида для очистки призабойной зоны и ствола скважины от бурового раствора и примесей;

- спуска НКТ.

Расчет выбросов загрязняющих веществ при сжигании продукции при испытании скважин. Испытание скважины на продуктивность предусматривает ряд достаточно сложных технических операций, сопровождающихся выб­росами ПНГ и других газов в атмосферу.

Демонтаж, консервация или ликвидация скважин характеризуются различными по сложности технологическими операциями с переменными выброса­ми различных объемов газов в атмосферу.

Наибольшие выбросы в атмосферу создаются при бурении скважин, их объем зависит от типов буровых установок (табл. 5.27).

Таблица Источники техногенного воздействия на ОС

Таблица 5.26 - На разных этапах строительства скважин

Таблица 5.27 Состав и количество газов, выбрасываемых в атмосферу при бурении (по Л. А. Паршуковой и др., 2000)

По данным табл. 5.27, около 44 % общих выбросов составляет СО, около 22 % - диоксид серы, не менее 16 % - диоксид азота. К сожалению, авторы не указали расчетное время бурения.

Количество объектов и режимов испытания определяется проектом и назначением скважины, а также реальными условиями пласта-коллектора. Одна­ко, несмотря на кратковременный характер, загрязнение атмосферы на этом этапе может быть весьма интенсивным за счет сгорания газа, объемы которого обусловлены дебитом флюидов (табл. 5.28).

Таблица 5.28 - Сведения об образовании углеводородов при испытании Самотлорской скважины № 136 (по данным Л. А. Паршуковой и др., 2000)

Данные табл. 5.28 свидетельствуют о том, что при испытании продуктив­ных горизонтов было сожжено на факеле более 400 т нефти. Этот процесс сопровождался накоплением предельных концентраций в воздухе: СО - 0,12 мг/м³, сажи - 0,01 мг/м³, NО₂ - 0,3 мг/м³. Всего же за 10 суток сжигания собранной в земляном амбаре нефти в результате испытаний на границе СЗЗ могли возник­нуть следующие максимальные концентрации (в долях от ПДК): УВ - 0,5-0,7, NО₂ - 1,85-2,0, СО - 0,1-0,2, сажи - 0,3-0,5, S0₂ - 0,2-0,4.

Таким образом, при испытаниях скважин с появлением даже значительных объемов нефти превышение ПДК в воздухе на границе СЗЗ может быть зафиксировано при неблагоприятных условиях лишь для оксидов азота.

Расчет выбросов ЗВ при сжигании продуктов испытания производится ис­ходя из предположения о продуктивности (нефтеотдаче) пласта или пластов-коллекторов и газового фактора. Как правило, эти показатели принимаются в соответствии с прогнозными значениями или по данным о месторождениях-аналогах. Исходя из условия, что нефть и газ будут сожжены, рассчитываются валовые выбросы ЗВ. В случае испытания нескольких горизонтов объемы нефти и попутного газа могут быть значительными, а сам процесс сжигания зай­мет несколько недель.

Расчет выбросов при сжигании нефти производится аналогично расчету для котельных установок. При производительности установки сжигания нефти "Норалко" 250 г/с 416,5 т нефти, подлежащей уничтожению, сжигается за 19,3 сут.

Так, по данным В.И. Балабы (2003), получены следующие эксперименталь­ные значения удельных выбросов ЗВ (кг на 1 т сжигаемых продуктов испыта­ния) (табл. 5.29).

В период бурения эксплуатационных скважин основными источниками выбросов в атмосферу на буровых площадках являются дизельные установки. Их может быть задействовано одновременно 5-6. В этом случае вследствие засорения воздушных фильтров, износа двигателей и др. могут наблюдаться от­клонения количества вредных выбросов от номинальных величин до 300-400 %.

Выхлопные газы дизельных установок при бурении скважин содержат 6 % О₂, 75 % N₂, 10 % СО₂, 9 % паров Н₂О. В сумме эти вещества составляют более 99 % общего количества отработанных газов. Наиболее токсичные вещества

Таблица 5.29 - Выбросы ЗВ в результате сжигания нефти и газа при испытании скважин

составляют всего 0,3 % состава отработанных газов. Это преимущественно NО, СО, H_nC_m, SО₂ и только 0,005 % твердых частиц. Последние включают сильно полярные соединения, сульфаты, воду, продукты износа, углеводороды в виде твердых частиц.

При нормальной работе дизеля в период проходки ствола и спускоподъемных операций за сутки выбрасывается (кг): NO_x - 1300, СО - 1140, SО₂ - 142. H_nC_m - 16, сажи - 16-18. Средняя концентрация оксида углерода на буровой б безветренные дни достигает 150-200 мг/м³ [24].

Наиболее напряженная обстановка создается в период цементации обсад­ных колонн. Эта операция может занимать 18-24 ч. К выхлопным газам дизе­лей буровой добавляются газы дизелей спецтехники: цементирующих агрега­тов, цементосмесительных машин, блока манифольдов, станции контроля за цементированием. Общая мощность передвижной техники достигает 2300-3600 кВт. Цементировочные агрегаты (мощностью 590-1470 кВт) выбрасывают газы карбюраторных двигателей с присутствием такого токсикогена, как 3-,4-бенз(а)пирен, в саже. Его количество в среднем составляет 200 у на 1 г сажи карбюраторного и дизельного топлива.

Источником загрязнения атмосферного воздуха также является пыль, кото­рая выделяется при приготовлении буровых растворов из порошкообразных материалов (неорганизованные выбросы). К этой же категории можно отнести выбросы углеводородов, попадающих в циркуляционную систему буровой установки и в шламовые амбары при возможных нефтегазопроявлениях в про­цессе бурения или углубления (ремонта) скважин. Среди газов, выделяющихся вместе с углеводородами, могут быть меркаптан и окись углерода, обладаю­щие сильнодействующими свойствами, а бенз(а)пирен и его гомологи призна­ны канцерогенами. Необходимо учитывать высокую миграционную способ­ность газообразных веществ. Максимальный ореол рассеяния (до 15 км) присущь углеводородам, аммиаку и окислам углерода. Сероводород мигрирует до 5-10 км, а окись азота и серный ангидрид - до 1-3 км от очага загрязнения.

Большое количество ЗВ может выделиться при аварийной ситуации. Основная причина - нефтегазопроявление. Основной источник - открыто фонта­нирующая скважина. Примерная вероятность возникновения такой аварийной ситуации при разведочном бурении - 0,0001, при эксплуатационном - 0,00001.

В качестве примера рассмотрим технологию проведения оценки воздействия буровых работ на одном из расширяющихся месторождений Предуралья.

При бурении, углублении, забуривании вторых стволов скважин основны­ми источниками загрязнения атмосферного воздуха, как правило, являются передвижная котельная с котлоагрегатом марки ПКН-20, дизельная буровая установка БУ-75 БрД, трактор Т-130 и резервуары ГСМ с дизтопливом и нефтью.

Разработка ситуационной схемы расположения источников загрязнения и расчет параметров выбросов в атмосферу от перечисленных источников производятся согласно действующим методикам [53, 54].

Практически на каждом месторождении используются передвижные котель­ные установки, которые также являются источниками загрязнения ОПС. Параметры этого оборудования при бурении скважин, необходимые для оценки заг­рязнения атмосферы, приведены в табл. 5.30.

Таблица 5.30 - Расчет количества ЗВ, образующихся при сжигании топлива в передвижной котельной

Промышленные запасы одного из месторождений нефти Приуралья приурочены к карбонатным отложениям сакмарского (СМ), башкирского (БШ) и фаменского (ФМ) ярусов. Химический состав растворенных в нефти газов в целом однотипен и имеет существенные различия (в % мол.) по сероводороду и азоту. По абсолютным величинам содержания H₂S эти показатели не столь контрастны и составляют для сакмарского яруса 7,2 мг/см³, а для башкирского - 6,2 мг/см³.

В нефтях фаменского яруса сколько-нибудь значительных концентраций проявлений H₂S не зафиксировано. Сероводород является наиболее токсичным ингредиентом в составе газов, сопутствующих добыче нефти. Его токсичность возрастает в сочетании с различными углеводородами, а комбинированный эффект иногда превосходит сумму действия для компонентов этого ряда в отдельности. Важно отметить, что H₂S под действием иона гидроксида ОН в атмосфере окисляется до сернистого ангидрида и в виде кислых дождей выпадает на землю, нанося значительный вред биоте. Аналогично действие соеди­нений азота с образованием опасных нитритов, воздействующих на почвы и растительность.

При утверждении ПДВ был проведен расчет загрязнения атмосферы при существующем комплексе воздухоохранных мероприятий на месторождении. Расчеты рассеивания проведены с помощью унифицированной программы расчета загрязнения атмосферы "Эколог" с оценкой категории опасности пред­приятия и максимальных концентраций и определением размеров санитарно-защитной зоны (рис. 5.7)

Условные обозначения: 4 - эстакада налива нефти; 5,6- дизельные установки; 7 - факел

Рис. 5.7. Расположение источников загрязнения атмосферы

В соответствии с ГОСТом и методиками группа из 4 источников (№ 4 - эста­када налива нефти, № 5,6 - дизельные установки 1Д-12 и У1-Д6 и № 7 - факел сжигания попутного газа), расположенных на небольшом расстоянии друг от друга, была приведена к единым координатам со следующими исходными дан­ными выбросов (табл. 5.31).

Таблица 5.31 - Результаты расчета критериев предварительной оценки воздействия выбросов на загрязнение приземного слоя воздухаприлегающих территорий

В соответствии с проведенными расчетами необходимость нормирования ЗВ может быть распространена на все вещества, кроме У В (табл. 5.32).

Таблица 5.32 - Значения расчетных концентраций ЗВ вне СЗЗ в сторону жилой зоны

В результате расчета максимально возможных концентраций ЗВ в атмо­сфере установлено, что выбросы всех ингредиентов и группы суммации от существующих на сегодня источников (эстакада, факел, дизельные двигатели) не создают концентраций, превышающих ПДК на границе СЗЗ (1000 м), а существующие значения могут быть приняты за нормативные (ПДВ). Годо­вые нормативы устанавливались в соответствии с проектной мощностью месторождения в расчете на неизменность добычи нефти и газа.

В связи с увеличением добычи нефти и газа на месторождении в исходные данные по выбросам в атмосферу были внесены существенные коррективы.

По данным замеров, годовой объем добычи нефти составляет 3800 т, газа - 5800000 м³. Однако в связи с увеличением добычи нефти до 41500 т для источников № 4 и 7 (эстакада налива нефти и факел) выбросы пересчитаны.

Согласно проведенным оценкам ПДВ, выбросы в атмосферу в настоящее время можно представить следующими величинами (табл. 5.33). По данным табл. 5.33, ежегодно выбрасывается около 233,5 т ЗВ. Наибольший вклад в суммарное загрязнение атмосферы вносит факел сжигания попутного газа (91 % , а затем следуют дизельная установка 1Д-12 – 4 %, дизельная установка У1-Д6 -2,6, эстакада налива нефти - 2,4 %. Последняя всецело обеспечивает поступле­ние в атмосферу предельных углеводородов через дыхательный клапан. Не­смотря на внедрение бессажевого сжигания попутного газа на факеле (оголо­вок "голубая свеча"), выбросы оксидов углерода, азота и диоксида серы остаются значительными. Это и определяет доминирующие компоненты валовых выб­росов в атмосферу от всех источников загрязнения: около 62 % приходится на оксид углерода, 21 % - на диоксид серы, 12 % - на диоксид азота, далее следуют УВ предельные - около 2 %, метан, керосин.

После проведения воздухоохранных мероприятий с учетом увеличения добы­чи нефти и газа произошло существенное изменение нормативов ПДВ (табл. 5.34).

Таблица 5.33 - Характеристика источников выбросов в атмосферу (т/год)

Таблица 5.34 - Изменение нормативов ПДВ (т/год)

Достигнуты значительные снижения по оксиду углерода и саже на фоне повышения за счет диоксидов азота и серы при сокращении валовых выбросов на 88 %. В соответствии с РД 52.04.52-85 "Регулирование выбросов при неблагоприятных метеорологических условиях" (Л., 1987) проведенные мероприя­тия по бессажевому сжиганию попутного газа можно признать весьма эффек­тивными как с экологической, так и с экономической точек зрения.

Тем не менее следует отметить установленную закономерность: присутствие в газах сероводорода до 0,37 % и повышенная температура значительно усиливают действие, казалось бы, инертных предельных УВ. Наиболее токсичные из них - бутан и пентан. По степени экологической опасности на объектах добычи нефти ЗВ можно расположить в следующем порядке:

H₂S C_nH_2n+2 SО₂ SО₃ NO NО₂ CO NH₃ CО₂

С экологических позиций неприемлемо сжигание нефти в случае ее разли­ва на поверхности земли. Этот процесс сопровождается образованием канцерогенных веществ (например, бенз(а)пирена или диоксинов) при пиролитических реакциях (табл. 5.35).