Нефтяная промышленность Башкортостана

Объемы бурения новых скважин  ввиду их низкого дебита сократились  более чем в 4 раза. Такая динамика является закономерной для старых нефтедобывающих регионов.

На месторождениях республики впервые  в стране и в отрасли апробированы и впоследствии нашли широкое применение многие новые технологические процессы и технические средства. Достаточно отметить лишь некоторые из них: заводнение продуктивных пластов, рациональная плотность сетки скважин, закачка растворителей и газа на старых рифовых месторождениях, технология подготовки нефти и воды, различные модификации обработки призабойной зоны пластов, гидроразрыв пласта (в различной модификации), методы борьбы с отложениями парафина и неорганических солей, различные виды приборов для исследований скважин и т.д. Для практики разработки месторождений республики характерна постоянная и тесная связь с наукой. В проектировании, контроле и реализации проектов разработки принимали активное участие многие научные учреждения страны: ВНИИ нефти им. акад. А.П. Крылова, Государственная Академия нефти и газа и другие. Учитывая необходимость постоянного научного обеспечения, в 1947 году создан специализированный Уфимский нефтяной научно-исследовательский институт (ныне «Башнефть»), в котором исследуются вопросы поисково-разведочных работ, процессов разработки и обустройства месторождений, бурения скважин, технологии добычи и транспорта нефти и т.д. Позднее от УфНИИ отпочковались нескольно территориальных институтов: УфНИИ нефтепереработки, ВНИИ транснефть (ныне ИПТЭР), ВНИИ нефтепромгео-физики (НПФ «Геофизика»), «Башнефтепроект» и другие. Благодаря тесному единству науки и производства, по многим месторождениям Башкортостана достигнута высокая нефтеотдача (до 60% НБЗ). Многие технологические решения, впервые опробованные в республике, стали хрестоматийными и применяются практически во всех нефтяных регионах страны [12].

5.3 Перспективы развития нефтяного комплекса 

За прошедшие годы в разработке Шкаповского, Арланского и Туймазинского месторождений произошли коренные изменения. Разработка практически близка к завершению, поэтому анализ результатов их эксплуатации представляет большой научный и практический интерес. Большая часть новых залежей относится к трудноизвлекаемым. Продолжается ухудшение качества запасов. Прогноз показывает, что в дальнейшем такая тенденция будет сохраняться. Однако перспективы открытия новых месторождений в республике не исчерпаны. Значительная часть территории Юрюзано-Айской впадины еще не изучена. Нельзя полностью отрицать и возможность открытия месторождений в глубокозалегающих пластах венд-рифейской толщи. Остаточные извлекаемые запасы составляют всего 20% начальных, при этом темп отбора от остаточных запасов сохраняется на высоком уровне. В таблице приведены данные о качественной динамике запасов месторождения республики.

Число крупных месторождений в  процессе разработки сократилось с 9 до 2, извлекаемые запасы с 73,2% снизились  до 37,1%. Сократилось и число средних  по величине запасов месторождений  с 16 до 4. В то же время заметно возросло число мелких месторождений, их запасы увеличились в 4 раза.  
В группе мелких были выделены месторождения с запасами менее 1 млн. тонн. Их число заметно увеличилось (на 26 ед.), а доля запасов возросла более чем в 5 раз.

Остаточные извлекаемые запасы будут восполнены за счет расширения внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов. В работе рекомендуется использовать уже испытанные за последние 20 лет наиболее эффективные технологии. Таковыми оказались: закачка газа на рифовых месторождениях Ишимбайской группы (Грачевское, Озеркинское, Старо-Казанковское); использование полимеров (Арланское месторождение), закачка силикатно-щелочных, полимер-щелочных растворов (Арланское и др.) и щелочной дис-тиллярной жидкости (Сатаевское, Балкановское, Бузовьязовское, Демское, Уршакское и др. месторождения); микробиологическое воздействие и использование осадко-гелеобразующих технологий.

Современное состояние нефтедобывающей  промышленности республики можно охарактеризовать следующими основными положениями:

1. Основная часть потенциальных  ресурсов нефти выявлена, но земли  Башкортостана характеризуются  высокими перспективами.

2. Наиболее крупные по запасам  нефтяные месторождения находятся  на заключительной стадии разработки. По Туймазинскому, Шкаповскому,  
Серафимовскому месторождениям отобрано более 90% извлекаемых запасов. Значительная часть добывающих скважин на этих месторождениях обводнена и выведена из эксплуатации.

3. Длительное форсирование отборов  жидкости привело к тому, что  извлекалась огромная масса попутной воды. В результате на каждую тонну нефти отбиралось 11-12 м ³ воды. Только в последние годы в результате принятых мер объемы  отбора и закачки воды снизились.

4. На большинстве месторождений  весь проектный фонд скважин  пробурен. Дебиты нефти новых скважин низкие и составляют в среднем 4 т/сутки. Вследствие такого положения резко снижаются объемы эксплуатационного бурения и ввод новых скважин. Поэтому должно быть уделено внимание обеспечению потенциальной продуктивности остаточного фонда скважин.

5. Разрабатываемые и вновь открываемые  залежи, в основном, мелкие по  запасам [13,18].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ГЛАВА VI. Экологические проблемы Запада Республики Башкортостан

6.1 Оценка воздействия нефтяного комплекса на компоненты природы

Негативное воздействие на почвенно-растительный покров, атмосферу и гидросферу оказывает хозяйственная деятельность человека, выражающаяся в механическом воздействии и химическом загрязнении среды. Первое происходит в результате вырубки лесов, строительства сооружений и коммуникаций, разведки и добычи полезных ископаемых, ведения сельского хозяйства. Химическое загрязнение является результатом разработки месторождений и переработки продуктов нефтедобычи, применения ядохимикатов и т.п. [21].

На территории Запада Башкортостана находятся несколько нефтесборных парков(НСП). В НСП-1 расположено 7  резервуаров, из них сырьевых – 2, товарных – 3 и для подготовки воды – 2. Сумма выбросов от них составляет 1119,34 т/год.

На территории НСП-3 расположено 6 резервуаров: 1 сырьевой, 2 товарных, 3 для подготовки воды – с массой выброса 509,16 т/год. Общая сумма выбросов от всех резервуаров составляет 1628,5 т/год.

На территории НСП-1 расположено 2 печи подогрева марки НН-1,8 и  ППВ-10. В печах, расположенных на нефтесборных пунктах в качестве топлива используется попутный газ. Печами выбрасывается: окиси углерода – 28,3 т/год; двуокиси азота – 12,5 т/год.

На территории НСП-3 – 1 печь марки ПП-1,6, ею выбрасывается: окиси  углерода – 12,48 т/год; двуокиси азота  – 5,49 т/год.

Факелы расположены на дожимных станциях ДНС-88 и ДНС-89 и 1 на НСП-1. Факелы небольшие по размерам и объемам выбросов.

В общей сумме ими  выбрасывается:

 окиси углерода – 8,88 т/год; двуокиси азота – 1,33 т/год; углеводородов – 0,2214 т/год; сернистый ангидрид – 0,1 мг/м³.

С целью охраны воздушного бассейна от загрязнения вредными выбросами, организуется контроль за состоянием атмосферного воздуха по двум направлениям:

• контроль за выбросами непосредственно на источниках выбросов;
• контроль за соблюдением установленных нормативов путем сопоставления расчетных концентраций в населенных пунктах и фактических.

Таким образом, наблюдениями охвачены, в основном, поверхностные  воды, которые в достаточной степени  контролируют влияние промсооружений на качество поверхностных вод. По подземным водам наблюдательной сети явно недостаточно.

Для контроля химического  состава вод необходим регулярный отбор проб воды. По поверхностным  и подземным водопунктам, расположенным в зоне влияния сооружений НСП отбор проб проводится ежемесячно.По  остальным водопунктам, существующим и проектным, отбор проб производится 4 раза в год в характерные фазы годового режима – во время предвесеннего и зимнего максимума минерализации и весеннего и летнего минимума (первая декада декабря и марта, первая декада  июня и сентября).

По всем пробам проводится сокращенный химанализ и дополнительно  определяются бром, нефтепродукты, ПАВ.

В наблюдательных кустах необходимо инструментально определить отметку  замерного среза и проводить  отбивку уровня в режиме отбора проб.    

Территория месторождения  относится к южной переходной лесостепи. Почвенный покров довольно разнообразен и представлен серыми и темно-серыми лесными почвами, черноземами оподзоленными и выщелоченными, лугово-черноземными, влажно-луговыми, лугово-болотными и аллювиальными почвами. Наибольшее распространение имеют вышеизложенные черноземы, оподзоленные черноземы, темно-серые.

На загрязнение почвы  оказывают влияние насосные станции, нефтесборные парки, кусты скважин, трубопроводы.

Результаты визуального  осмотра показывают, что на некоторых  кустах скважин внутри  обваловки  почва загрязнена как нефтью, так и минерализованными водами. Причиной тому являются негерметичность соединений устьевой арматуры, пропуски в лубрикаторах, отсутствие системы сбора флюидов при различных работах в скважинах.

В отдельных случаях  нефть собирается в специальные  зоны внутри обваловки скважин или для этой цели используются не рекультивированные буровые амбары.

Кроме того, для сбора  нефти используется нефтешламовый  амбар, случаи сбора нефти внутри обваловки скважин и емкостей. Самое неблагоприятное, усугубляющаяся многочисленными порывами нефтепроводов. Анализы водных вытяжек проб почвы, отобранных из скважины № 1, расположенной в 10 м от нефтешламового амбара свидетельствуют об отсутствии хлоридно-сульфатного загрязнения на всю исследованную глубину – 1,6 м. Однако, содержание нефтепродуктов сравнительно велико и составляет в поверхностном слое 277,5 мг/кг. С глубиной концентрация нефтепродуктов в почве уменьшается и в пробе, отобранной с глубины 1,4 м, составляет 17,9 мг/кг.

Внутри обваловки скважин  отмечается как хлоридно-сульфатное засолонение, так и различной степени загрязнение нефтепродуктами. Общая засолоненность почвы внутри обваловки скважин достигает 3,107%.

Обследование НСП установило их определенное воздействие на почву. Так под влиянием НСП-1, несмотря на то, что визуально не было отмечено никакого воздействия, происходит незначительное загрязнение почвы. Концентрация солей в пробах почвы в 1,5-2 раза превышает фоновые.

Наиболее  сильное воздействие  оказывает НСП-3. Территория, прилегающая к НСП, на расстоянии 400 м загрязнена сточными водами и нефтепродуктами, что привело к болотообразовательным процессам на этом участке местности и гибели леса.

Загрязнение почвы в  результате порывов трубопроводов  в целом по площади носит локальный  характер благодаря их рациональному  расположению по рельефу местности и загрязняет почву на расстояние до 10 м.

Засолонение в этом случае носит хлоридный характер сильной  степени, о чем свидетельствуют  анализы водной вытяжки проб почвы,  отобранной на месте порыва (проба  № 18), в которой общая концентрация солей достигает 1,854%. Концентрация нефтепродуктов в этом случае крайне незначительна и составляет 18,1 мг/кг.  Минерализованная вода во время порыва попала в водоем, что привело к минерализации воды в нем до 2825,2 мг/л. В целом по месторождению  благодаря большому содержанию  гумуса в почвах и «промывке» почвы паводковыми водами процесс самовосстановления протекает интенсивно и занимает не более 2-3 лет. Концентрация загрязняющих веществ в основном нефтепродуктов происходит в пониженных местах местности, не используемых для сельскохозяйственных целей и обильно занятой сорной растительностью, адсорбирующей на своей поверхности нефтепродукты, что способствует  ускорению их разложения и не оказывает сколько-нибудь заметного  влияния на почву.

Площадное развитие эрозионных процессов в основном связано  с сельскохозяйственной деятельностью в связи с  вытаптыванием растительного покрова крупным и мелким скотом, смыва поверхностного покрова в результате интенсивного орошения и ветровой эрозии на полях.

Техногенное влияние нефтедобычи  на почвенный и растительный покров заключается в нарушении верхнего гумусного горизонта под  механическим воздействием и загрязнением различными сопутствующими веществами. Это воздействие в основном ограничено контурами объектов.

На месторождении отмечено 112 объектов, загрязненных химическими  веществами и нефтепродуктами. В  отдельных случаях нарушения  почвенно-растительного покрова  выходят за зону расположения объектов. В большей степени это связано  с механическими нарушениями. Ширина таких  ареалов составляет 10-30 м, а количество объектов составляет 39. Распространению таких ареалов способствует гидродинамическая обстановка болотистой и низинной местности, приуроченной к долинам рек и паводковые воды. 

В целом нарушение почвенно-растительного  покрова за пределами контуров объектов нефтедобычи отмечается на площади  около 5,5 км², что составляет 1,5% площади  месторождения.

Поскольку почва в пределах размещения нефтепромысловых объектов в большинстве случаев загрязнена нефтепродуктами и химическими  реагентами, сопутствующими технологическому процессу, при их ликвидации рекомендуется производить восстановление плодородия. Технология восстановления может включать в зависимости от степени загрязнения и свойств самой почвы в каждом конкретном случае комплекс как технических, так и агро-химических мероприятий.