Экологические проблемы на нефтяных разработках и
advertisement
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ ШАКАРИМА ГОРОДА СЕМЕЙ Документ СМК 3 уровня УММ дисциплины «Современные проблемы нефтехимии» УМКД УМКД 042-18-10.1.104/032014 Редакция №1 от 11. 09. 2014 г. УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДИСЦИПЛИНЫ «Современные проблемы нефтехимии» Для специальности магистратуры 6М060600 - «Химия» УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ МАТЕРИАЛЫ Семей 2014 УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 Содержание 1. Лекции 2. Практические занятия 3. Самостоятельная работа магистрантов стр. 2 из 37 УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 3 из 37 1. ЛЕКЦИИ: Краткий конспект. 1. Методы депарафинизации нефтепродуктов: - кристаллизацией твердых углеводородов при охлаждении сырья; - кристаллизацией твердых углеводородов при охлаждении раствора сырья в избирательных растворителях; - комплексообразованием с карбамидом; - каталитическим превращением твердых углеводородов в низкозастывающие продукты; - адсорбционным разделением сырья на высоко- и низко застывающие компоненты; - биологическим воздействием. Наиболее широкое промышленное применение получили методы депарафинизации с использованием избирательных растворителей; реже используют процесс карбамидной депарафинизации, главным образом для понижения температуры застывания дистиллятов дизельных топлив. Депарафинизация вязких нефтепродуктов осуществляется в основном низкотемпературной кристаллизацией в селективных растворителях (ацетон, метилэтилкетон, метилизобутилкетон, сжиженный пропан) или бинарных растворителях (смесь метилэтилкетона или ацетона с толуолом или бензолом), плохо растворяющих парафины и хорошо — остальные компоненты нефтяного сырья. Твёрдые углеводороды отделяются фильтрованием или центрифугированием, растворитель из них удаляют отгонкой. Депарафинизация маловязких масел и дизельных фракций проводится с помощью карбамида, образующего с нормальными парафиновыми углеводородами (НПУ) клатраты. В смесителе или в реакторе сырьё с растворителем (изооктан, бензин, метиленхлорид) смешивают с водным или спиртовым раствором карбамида, для ускорения образования клатрата добавляют активатор (низшие спирты, кетоны, хлорорганические соединение). Комплекс (клатрат) карбамида с НПУ отделяют (отстой, фильтрация, центрифугирование и др.), промывают и разлагают при нагревании в водной среде на составные компоненты. Продукт депарафинизации подаётся в колонну для отгонки из него растворителя. Депарафинизация керосиногазойлевых фракций производится адсорбционным методом на молекулярных ситах (цеолиты), которые селективно адсорбируют НПУ. Процесс проводят в жидкой или паровой фазе в двух и более адсорберах, работающих циклично (адсорбция — продувка — десорбция). НПУ десорбируют из полостей цеолитов с помощью вытеснителей (Н3, Н2О, гексан и др.). Церезины (С36-С55), парафины (С18-С35) и жидкие парафины (С8-С24), выделенные при депарафинизации, широко используют при изготовлении пластичных смазок, изоляционных и упаковочных материалов, а также при синтезе жирных кислот и спиртов, присадок, пластификаторов, биоразлагаемых детергентов, белково-витаминных концентратов и др. В нефтедобыче посредством депарафинизации удаляют парафин из труб, установленных в скважинах, по которым поднимается нефть из пласта. Депарафинизацию в этом случае осуществляют скребками, химическими средствами, прогревом труб электрическим током, горячей нефтью или паром. Микробиологически депарафинизация нефтяных топлив заключается в избирательных окислении некоторыми микроорганизмами парафинов нормального строения. Процесс УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 4 из 37 осуществляется в водной среде при перемешивании воздухом. Депарафинизированный продукт отделяют фильтрованием или отстаиванием. Каталитическую депарафинизацию проводят для снижения температуры застывания нефтепродуктов. Процесс состоит в их обработке водородом в присутствии специального катализатора при т-ре 360-420 °С, давлении 4-8 МПа и объемной скорости подачи сырья 0,5-4 ч-1. Полученные в результате депарафинизации парафины и церезины после очистки служат ценным сырьем в нефтехимии и др. отраслях промышленности. 2. Физико-химические основы процесса Этот процесс основан на разной растворимости твердых и жидких углеводородов в некоторых растворителях при низких температурах и может применяться для масляного сырья любого фракционного состава. Твердые углеводороды масляных фракций ограниченно растворяются в полярных и неполярных растворителях. Как было указано, растворимость таких углеводородов подчиняется общей теории растворимости твердых веществ в жидкостях и характеризуется следующими положениями: растворимость твердых углеводородов уменьшается с увеличением плотности и температур выкипания фракции; для фракций, выкипающих в одном и том же температурном интервале, растворимость твердых углеводородов одного гомологического ряда уменьшается с увеличением их молекулярной массы; растворимость твердых углеводородов увеличивается с повышением температуры. Растворимость углеводородов в полярных растворителях зависит от способности их молекул поляризоваться, что связано со структурными особенностями молекул углеводородов. Вследствие малой поляризуемости молекул твердых углеводородов индуцированные дипольные моменты этих соединений невелики, поэтому растворение твердых углеводородов в полярных растворителях происходит в основном под действием дисперсионных сил. Растворимость остальных компонентов масляных фракций является результатом индукционного и ориентационного взаимодействий, при: чем действие полярных сил настолько велико, что даже при низких температурах эти компоненты остаются в растворенном состоянии. При понижении температуры влияние дисперсионных сил постепенно ослабевает, в то время как влияние полярных сил усиливается; в результате при достаточно низких температурах твердые углеводороды выделяются из раствора и благодаря наличию длинных парафиновых цепей сближаются с образованием кристаллов. Растворитель, применяемый в процессе депарафинизации, должен: при температуре процесса растворять жидкие и не растворять твердые углеводороды сырья; обеспечивать минимальную разность между температурами депарафинизации (конечного охлаждения) и застывания депарафинированного масла и способствовать образованию крупных кристаллов твердых углеводородов. Упомянутая разность температур называется температурным эффектом депарафинизации (ТЭД); иметь не слишком высокую и не слишком низкую температуру кипения, так как высокая температура кипения приводит к повышению энергетических затрат и способствует окислению углеводородов при регенерации растворителя, низкая — вызывает необходимость проведения процесса при повышенном давлении; иметь низкую температуру застывания, чтобы не кристаллизоваться при температуре депарафинизации и не забивать фильтровальную ткань; быть коррозионно-неагрессивным; быть доступным, по возможности дешевым и приемлемым с точки зрения санитарных норм. УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 5 из 37 Для депарафинизации предложено большое число как полярных, так и неполярных растворителей. Однако только некоторые из них нашли промышленное применение (кетоны, хлорорганические соединения, сжиженный пропан, легкая фракция бензина нафта). В настоящее время наиболее распространен процесс депарафинизации с использованием полярных растворителей — низкомолекулярных кетонов, в частности метилэтилкетона и ацетона; иногда применяют метилизобутилкетон или сжиженный пропан. Процесс депарафинизации является наиболее сложным, трудоемким и дорогостоящим в производстве нефтяных масел. Его эффективность и экономичность зависят, в частности, от скорости фильтрования суспензий; последняя в конечном итоге определяется структурой кристаллов твердых углеводородов, образующихся в процессе охлаждения сырья с растворителем, так как от их размеров зависят полнота и скорость отделения твердой фазы от жидкой. Кристаллизация твердых углеводородов начинается с выделения из пересыщенного раствора зародышей кристаллов. При дальнейшем охлаждении раствора кристаллизация протекает на уже образовавшихся центрах кристаллизации. Для получения в процессе кристаллизации крупных кристаллов необходимо, чтобы число зародышей, образующихся в начальной стадии охлаждения, было невелико, так как дальнейшая кристаллизация происходит на этих центрах. При большом числе зародышей образуется мелкокристаллическая структура. Скорость выделения твердой фазы (в г/с) из раствора на образовавшихся центрах кристаллизации может быть определена по уравнению И. И. Андреева: (1) где - количество вещества, выкристаллизовавшегося в единицу, времени; D — коэффициент диффузии молекул углеводорода в насыщенном растворе; б—средняя длина диффузионного пути; S — поверхность выделившейся твердой фазы; х — концентрация пересыщенного раствора; х' — растворимость зародышей кристаллов при данной степени их дисперсности. Коэффициент диффузии D вычисляют по уравнению Эйнштейна: (2) где R — универсальная газовая постоянная; N — число Авогадро; Т — абсолютная температура кристаллизации; т) —динамическая вязкость среды; г — средний радиус молекулы твердого углеводорода. При подстановке значения D уравнение (1) приобретает вид: (3) Следовательно, скорость выделения твердой фазы из раствора на образовавшихся центрах кристаллизации зависит от вязкости среды, средней длимы диффузионного пути, среднего радиуса молекулы твердого углеводорода и разницы между концентрацией раствора и растворимостью выделившейся твердой фазы при температуре Т. УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 6 из 37 3. Депарафинизации нефтепродуктов 4.1 Депарафинизации нефтепродуктов с применением растворителей Процесс депарафинизации с применением избирательных растворителей осуществляется непрерывно и слагается из следующих стадий: смешения сырья с растворителем; термической обработки смеси; постепенного охлаждения полученного раствора сырья до заданной температуры, в результате чего из раствора выделяются кристаллы твердых углеводородов; отделения твердой фазы от жидкой; регенерации растворителя из растворов депарафинированного масла и гача или петролатума. Рисунок 1 Принципиальная схема установки депарафинизации Депарафинируемое сырье I и растворитель II (рис.1) в смесителе 1 смешивают в определенном соотношении и подвергают термообработке в паровом подогревателе 2. Если температура сырья, подаваемого на установку, выше 60 °С, то термообработку не проводят. Далее раствор сырья III охлаждается сначала в водяном холодильнике 3, потом в регенеративных кристаллизаторах 4, где хладоагентом служит раствор депарафинированного масла (фильтрат) V, и, наконец, в аммиачных кристаллизаторах 5, в которых хладоагентом является аммиак. Если температура конечного охлаждения раствора сырья ниже - 30 °С, то в качестве хладоагента на последней стадии охлаждения используют этан. Холодная суспензия твердых углеводородов в растворе масла IV поступает через приемник (на схеме не показан) в фильтры 6 (на некоторых установках — в центрифуги) для отделения твердой фазы от жидкой. Осадок твердых углеводородов на фильтре промывается холодным растворителем II и поступает в шнековое устройство, куда также добавляют некоторое количество растворителя II, обеспечивающее возможность перемещения осадка. В результате фильтрования получают раствор депарафинированного масла V, содержащий 75-80% растворителя, и раствор твердых углеводородов (гача или петролатума) VI с относительно небольшим содержанием масла. Оба раствора направляют в секции регенерации растворителя 7 и 8. Преимущество и недостаток метода Основным достоинством этого процесса являются его простота и экономичность, так как пропан одновременно является и растворителем, и хладоагентом. Кроме того, пары УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 7 из 37 пропана используют и для отдувки осадка на фильтре. Это позволяет исключить из схемы линию инертного газа. При депарафинизации пропаном вследствие малой вязкости раствора при низких температурах скорость охлаждения значительно выше, чем при использовании кетонов. В процессе охлаждения, особенно остаточного сырья, совместная кристаллизация Твердых углеводородов и смолистых веществ приводит к образованию крупных дендритных кристаллов, что обеспечивает высокую скорость фильтрования - до 600 - 1000 кг/(м2-ч) по сырью из расчета на полную поверхность фильтра. При депарафинизации дистиллятного сырья скорость фильтрования снижается в 10-15 раз из-за образования мелкокристаллической структуры твердых углеводородов. Повысить эффективность процесса в этом случае можно_ добавлением некоторых присадок, приводящих к образованию более крупных кристаллов. Вследствие высокой растворяющей способности пропана кратность его к сырью небольшая от 0,8:1 до 2:1 (об.). В то же время высокая растворимость твердых углеводородов в пропане требует при депарафинизации низких температур охлаждения для достаточно полного выделения Кристаллизующихся компонентов, т. е. процесс проходит с высоким ТЭД (15-20°С), что является его недостатком. 4.2 Карбамидная депарафинизация. Производство жидких парафинов Карбамидная депарафинизация основана на способности карбамида в определенных условиях образовывать с нормальными парафинами нерастворимые в углеводородах твердые комплексы (аддукты, клатраты), разлагающиеся при повышенной температуре. Такие комплексы впервые были получены Бенгеном в 1940 г. Позднее было установлено, что кристаллы комплекса обладают гексагональной структурой, в которой молекулы карбамида образуют спираль, связываясь друг с другом за счет водородных связей между атомами кислорода и азота смежных молекул. В этой спирали соседние молекулы карбамида повернуты относительно друг друга на 120°. Вдоль оси спирали образуется круглый в поперечном сечении канал со строго фиксированным диаметром (0,5—0,6 нм), внутри которого могут располагаться молекулы нормальных парафинов с эффективным диаметром менее 0,5 нм. Молекулы же разветвленных парафинов, ароматических и алициклических углеводородов, имеющих значительно больший эффективный диаметр, не могут разместиться в этих каналах и поэтому комплексов с карбамидом не образуют. Для комплексов карбамида с нормальными парафинами характерны определенные мольные соотношения (стехиометрические числа) и теплоты образования (табл. 3). ТАБЛИЦА 3. Некоторые характеристики комплексов нормальных парафинов с карбамидом Мольное отношение карбамид\ Теплота образования, Парафин парафин кДж\моль Гептан 6,0 30,6 Октан Нонан Декан Ундекан Додекан Гексадекан Октадекан Октакозан Дотриаконтан 7,0 7,4 8,3 9,1 9,5 11,8 14,0 21,6 23,3 33,1 49,4 54,9 61,1 67,5 87,8 — _ — УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 8 из 37 Образование комплексов карбамида с нормальными парафинами можно рассматривать как своеобразную химическую реакцию. Кроме нормальных парафинов карбамид образует комплексы и с другими соединениями, имеющими линейное строение молекул — олефинами, эфирами, кислотами. Свойствами образовывать комплексы с углеводородами нормального строения обладают и другие соединения — некоторые производные карбамида, а также гидрохинон. Однако на практике для выделения нормальных парафинов из нефтяных фракций используют только карбамид. При этом для увеличения скорости и полноты процесса комплексообразования используют активирующие добавки (алифатические спирты, кетоны и некоторые другие полярные вещества). Технологические приемы осуществления карбамидной депарафинизации весьма разнообразны. Суть процессов заключается в контактировании сырья с карбамидом при 10—50 °С, отделении осадка комплекса, и его разложении при 70—100 °С. В промышленной практике в РФ используются три модификации процесса карбамидной депарафинизации, в которых для комплексообразования используются: 1) водноспиртовый раствор карбамида; 2) водный раствор карбамида; 3) кристаллический карбамид. Первая установка карбамидной депарафинизации была пущена в РФ в 1964 г. [11] по технологии, разработанной Институтом нефтехимических процессов АН Азербайджана (рис. 2). Рис. 2. Принципиальная технологическая схема депарафинзации дизельных топлив в водно-спиртовом растворе карбамида: / — сырье; // — насыщенный раствор карбамида: /// —депарафинизированный продукт; IV— насыщенный растворитель. V—Свежий растворитель; VI — парафин. / — реактор; 2 —отстойник суспензии комплекса; 3, 4, 5 —промывные секции; 6 — подогреватель; 7 — отстойник. Насыщенный раствор карбамида в смеси воды с изопропиловым спиртом перемешивается с исходным сырьем в соотношении от 1/1 до 4/1 при 45— 50 °С и поступает в реакторы 1 трубчатого типа, где контактирует в течение 40—60 мин, постепенно охлаждаясь до 25— 35 °С (на 10—15°С ниже температуры насыщения раствора карбамида). Образующаяся в результате суспензия поступает в отстойник 2, сверху которого отводится депарафинизированный продукт. Нижний слой—(суспензия комплекса в истощенном растворе карбамида) промывается противотоком лигропновой фракцией с трехступенчатым отстоем в отстойниках 3—5. УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 9 из 37 Отмытая суспензия с низа отстойника 5 отводится в подогреватель 6, где комплекс разлагается при 75°С и поступает в отстойник 7. С верха последнего отводятся парафины, а с низа — насыщенный раствор карбамида, возвращаемый на смешение с сырьем. Лигроиновая фракция, использованная для промывки комплекса, регенерируется из депарафинизированного топлива путем отгонки. От парафинов также отгоняется попадающая в них лигроиновая фракция. В состав установки входит и система регенерации изопропилового спирта, частично растворяющегося в депарафинизированном продукте и парафинах. В настоящее время метод карбамидной депарафинизации с водно-спиртовым раствором карбамида используется на многих заводах, где депарафинизации подвергается как высокопарафинистое сырье (из нефтей типа мангышлакской), так и парафинистое, из восточных сернистых нефтей (типа ромашкинской, туймазинской, арланской и др.). При получении арктического дизельного топлива сырьем служат фракции, перегоняющиеся в пределах от 160—175 до 305—322 °С. После депарафинизации температура их застывания снижается до — 60 °С. При получении зимних топлив в качестве сырья используют фракции, перегоняющиеся в пределах от 185—220 до 360 °С. Температура их застывания после депарафинизации снижается от —(3—12) до —(35— 45)°С. Выход парафинов составляет 11—17% к сырью (для парафинистых нефтей). Массовая доля ароматических углеводородов в парафинах не превышает 0,5%. Таблица 4 Характеристики парафинов, получаемых на промышленных установках (по методу ИНХП АН Азербайджана): I II III Сырье Фракционный состав, °С 204 185 193 н, к. к. к. 336 325 324 Температура застывания, 'С -13 — 13 — 12 Парафины Фракционный состав, °С н. к. 253 245 247 отгон. 50% 273 271 278 к. к. 317 336 343 Массовая доля, % нормальных парафинов 97 97,2 97,2 ароматических углеводоро0,42 0,47 0,47 дов Установки карбамидной депарафинизации, работающие по описанной технологии, отличаются высокой надежностью и простотой эксплуатации. Рисунок 3. Принципиальная технологическая схема депарафиннзации дизельных топлив водным раствором карбамида; УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 10 из 37 / — сырье; II — водный раствор карбамида; ///— промывочный растворитель; IV— депарафинизированное топливо; V — дихлорметан; VI — парафины; V// —пары воды; VIII — фильтрат второй ступени. 1 — реактор комплексробразования; 2 — дезинтегратор; 3 — фильтр; 4 —смеситель; 5 — реактор разложения комплекса; 6 — отстойник; 7 — испаритель. В 1973 г. на одном из заводов была введена в эксплуатацию установка депарафинизации дизельных топлив водным раствором карбамида в среде активатора— дихлорметана (процесс Эделеану) [10] (рис. 3). Очищенное над силикагелем исходное сырье, 76% раствор карбамида, очищенный над активированным углем, и дихлорметан в соотношении 1 : 1,7:6 контактируют в трех последовательных реакторах 1, оборудованных дополнительно дезинтеграторами 2, в течение азмером частиц 0,5—1,0 мм, отфильтровывается па двухступенчатом фильтре 3 с противоточной промывкой дихлорметаном. Фильтрат первой ступени представляет собой депарафинизированное топливо. Твердая фаза со второго фильтра подается в реактор разложения комплекса 5, работающий при 85 °С. В реактор вводится горячая вода, сверху отпаривается дихлорметан. Смесь парафина и раствора карбамида из реактора подается в отстойник 6, откуда выводится парафин и водный раствор карбамида. Последний упаривается под вакуумом в испарителе 7 и возвращается в рецикл. При переработке на установке фракции дизельного топлива с пределами перегонки 180— 320 °С, содержащей 33,5% нормальных парафинов, получаемый парафин характеризуется следующими показателями (в таб.5); Таблица 5 Фракционный состав, °С н. к. 217 к. к. 334 Массовая доля, % нормальных парафинов 95 (> 97) ароматических углево0,5 (< 0,3) дородов Доля ароматических углеводородов в парафинах ниже 0,5% достигается лишь после очистки олеумом. Получаемые в процессе Эделеану парафины характеризуются повышенным содержанием хлора. Помимо описанных, в РФ действует несколько установок карбамидной депарафинизации дизельных топлив кристаллическим карбамидом, по методу, разработанному ГрозНИИ [12]. Первая такая установка была введена в эксплуатацию в 1971 г. [13]. Особенностью процесса является то, что карбамид на всех стадиях находится в кристаллическом состоянии. В качестве активатора комплексообразования используется метиловый спирт, а в качестве разбавителя (промывающего агента)—легкий бензин БР-1 (Галоша). Образование и разложение комплекса осуществляется в реакторах с мешалками, а разделение суспензии — на непрерывно действующих центрифугах со шнековой выгрузкой осадка (рис. 3). В реактор комплексообразования 1 при 25—35 °С подаются сырье, бензин и метиловый спирт в массовом соотношении по массе 1/1,3/0,02, а также кристаллический карбамид (в массовом соотношении 0,5—0,8 на сырье). Суспензия из реактора через - теплообменник 2, в котором отводится тепло комплексообразования, прокачивается на центрифугу 3. Фугат с центрифуги (депарафинизированное топливо) отводится на регенерацию метилового спирта и бензина. Суспензия комплекса в бензине подается в реактор с мешалкой 4 и далее вновь центрифугируется. Полученная с центрифуги суспензия выгружается в мешалку 5, откуда насосом прокачивается через подогреватель — реактор разложения комплекса 6. УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 11 из 37 Разложение комплекса протекает при 80—90 °С. Полученная суспензия карбамида в парафино-бензиновой смеси снова разделяется центрифугированием. Парафин выводится на регенерацию бензина и очистку, а карбамид возвращается в реактор комплексообразования. Разбавление комплекса разбавителями на всех стадиях проводится так, чтобы концентрация твердой фазы в суспензии, для обеспечения ее транспортабельности, находилась на уровне 15—25%. Регенерацию метилового спирта из фугатов депарафинизированного топлива и парафина производят водной экстракцией с разделением фаз в электроотстойниках и последующей отпаркой метилового спирта из воды. Регенерацию бензина ведут двух-трех ступенчатой отпаркой. При переработке по описанной схеме сырья с пределами перегонки 200 — 340 С, содержащего 10—12% нормальных парафинов, получается парафин, перегоняющийся в пределах 245—350 °С, содержащий после сернокислотной очистки не более 0,5% ароматических углеводородов. Депарафинизация дизельных топлив кристаллическим карбамддом по сравнению с депарафинизацией в водно-спиртовом растворе карбамида требует более сложного оборудования и введения дополнительной стадии очистки парафинов от примесей ароматических углеводородов. Некоторые преимущества этого процесса связаны с использованием более доступного разбавителя. 4.3 Адсорбционные и каталитические методы очистки В последние годы разработаны методы, позволяющие вовлекать в переработку на установках каталитического крекинга не только дистиллятное, но и тяжелое сырье (вакуумный газойль с концом кипения 560 °С) после его облагораживания методом гидроочистки. Переработка остаточного сырья является более сложной задачей, которая решается путем использования металлостойких катализаторов и специальных добавок — пассиваторов ванадия, никеля, железа — и комбинированием процесса каталитического крекинга с процессами подготовки и облагораживания сырья. Весьма перспективно облагораживание остаточного сырья в процессе адсорбционно-каталитической очистки (АКО) от асфальтенов, тяжелых металлов и частично серы и азота на циркулирующем мелкодисперсном адсорбенте. В процессе достигается глубина удаления тяжелых металлов и асфальтенов на 89—95%, серы на 35—40%, азота на 50—60%, коксуемость продукта снижается на 75—80%. Широкая газойлевая фракция адсорбционнокаталитической очистки (ЛКО) характеризуется повышенным содержанием непредельных соединений, тяжелых ароматических углеводородов, смол, металлов, вследствие чего нуждается и гидрооблагораживании перед тем, как будет использоваться в процессе каталитического крекинга. Адсорбционная очистка. При переработке нефти широко используют способность некоторых естественных глин, синтетических алюмосиликатов, силикагеля, алюмогеля и других веществ адсорбировать на своей поверхности различные компоненты и примеси. Упомянутые вещества являются полярными адсорбентами, их молекулы состоят в основном из оксидов кремния и алюминия. Адсорбенты служат для очистки масляных фракций от нежелательных компонентов; доочистки предварительно обработанных селективными растворителями и депарафинированных масляных фракций; доочистки жидких и твердых парафинов; очистки индивидуальных аренов; осушки углеводородных газов и нефтяных фракций; для выделения из жидких фракций нормальных алканов. При адсорбционной очистке от нежелательных компонентов из очищаемых масляных фракций удаляются смолы w полициклические ароматические компоненты. Очистку проводят в аппаратах колонного типа при противоточном движении продуктов— УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 12 из 37 адсорбент движется сверху вниз, а носитель (масляная фракция, подвергающаяся очистке)—снизу вверх. В качестве адсорбента используют синтетический алюмосиликат с зернами размером 0,25—0,50 мм. Адсорбционная очистка обеспечивает более высокий выход масла, чем селективная, поскольку при адсорбции удаляются только нежелательные компоненты и полностью сохраняются ценные углеводороды исходного сырья. Масла, полученные адсорбционной очисткой, обладают высокой стабильностью против окисления. Широкому внедрению процесса препятствуют высокие эксплуатационные затраты, а также трудности в конструктивном исполнении установок. Процесс применяют для получения трансформаторного масла и высокоароматизированного масла — теплоносителя. Адсорбционная доочистка масляных фракций, прошедших несколько ступеней очистки, служит для удаления из очищенных фракций всевозможных примесей — кислого гудрона, солей нафтеновых кислот, избирательных растворителей, смол. Существуют два метода адсорбционной очистки — контактная очистка и перколяция. При контактной очистке масло смешивают с адсорбентом, смесь нагревают и выдерживают при определенной температуре, затем масло отфильтровывают. Нагрев необходим, чтобы понизить вязкость масла и облегчить его проникновение во внутренние поры адсорбента. В качестве адсорбента применяют природные глины (отбеливающие земли)—гумбрин, бентониты, зикеевскую и балашеевскую опоки, а также синтетические алюмосиликаты тонкого помола. Недостатки контактной очистки: значительная потеря масла с отработавшими глинами, низкая активность и трудная регенерируем ость глин. Перколяция представляет собой периодический процесс — фильтрование масла через неподвижный слой зерненого адсорбента. Адсорбент — отбеливающие земли с размером зерен 0,3—2,0 мм. Адсорбционная доочистка твердых алканов служит для удаления нестабильных, красящих и обладающих запахом веществ; проводят ее теми же методами, которые используют для доочистки масел (контактная и перколяционная доочистка). Из жидких парафинов посредством адсорбционной доочистки можно удалять ароматические и серосодержащие соединения, а также смолистые вещества. Каталитическая очистка. Для повышения качества нефтепродуктов, полученных при первичной перегонке и вторичных процессах, применяют каталитическую очистку. В промышленной практике распространены следующие методы очистки в присутствии катализаторов: а) очистка от сернистых соединений под давлением водорода в присутствии алюмокобальт-молибденовых или алюмоникельмолибдеповых катализаторов (гидроочистка); б) очистка от непредельных углеводородов с помощью алюмосиликатов; в) очистка от сернистых соединений с помощью природных бокситов и алюмосиликатных катализаторов; г) каталитическая демеркаптанизация (процесс Мерокс). Каталитической очистке от непредельных углеводородов подвергают обычно бензины, полученные каталитическим крекингом, пропуская пары бензина через слой алюмосиликатного катализатора. Широко распространен процесс каталитической демеркаптанизации сжиженных газов и нефтяных фракций. Меркаптаны превращаются в нейтральные дисульфидные соединения путем окисления воздухом на специальном катализаторе в щелочной среде: 4RSH + О2 —> 2RSSR + 2Н2О. 4.4 Микробиологическая депарафинизация нефтяных скважин Компания Bio-Oil имеет эксклюзивное право представлять в России, странах СНГ включая Казахстана и Монголии американскую компанию ATECH-CTI Group, которая УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 13 из 37 уже более 12 лет применяет технологию микробиологического увеличения нефтеотдачи. Специалисты ATECH-CTI Group обработали более 3000 скважин, и в 86% случаев им удалось добиться увеличения добычи нефти на 80-300%. Известно, что во время эксплуатации нефтяной скважины на поверхности промыслового оборудования образуются отложения парафина и асфальто-смолистых веществ (АСПО). Постоянно растущий слой АСПО существенно снижает продуктивность самой скважины вплоть до остановки поступления нефти из нее. Для борьбы с отложениями АСПО применяются различные технологии. В первую очередь известно применение химреагентов - растворителей и ПАВ. При использовании биопрепарата от "Bio-Oil" для очистки скважин, одновременно достигаются все критерии, которыми должны обладать химические реагенты. Во-первых, микроорганизмы в составе биопрепарата используют углеводороды нефти в качестве единственного источника углерода, и парафины являются для них наиболее доступными соединениями. Кроме того, в течение жизнедеятельности микроорганизмы выделяют в среду органические кислоты и ПАВ, что, безусловно, способствует удалению полярных АСПО. И кроме того, за счет ращепления "длинных" парафинов увеличивается содержание "легких" парафинов при этом существенно снижается температура кристаллизации (до 10 градусов по Цельсию) при которой парафины выпадает в виде отложений на стенках оборудования. До депарафинизации После микробиологической обработки Обработка скважины производится сразу после механического удаления парафина. Далее скважина "промывается" в течении определенного времени раствором биопрепарата и питательных веществ. За это время микроорганизмы образуют колонии на стенках скважины и далее препятствуют осаждению АСПО. Таким образом, с использованием микробиологической депарафинизации возможно добиться бесперебойной работы скважины от трех месяцев до одного года, в зависимости от содержания парафинов в добываемой нефти. Биопрепарат от компании "Bio-Oil" эффективен при температуре до 188 градусов по Цельсию, при значениях рН от 4 до 10 и при солености до 25-30%. На основании результатов предварительного обследования нефтегазоносного пласта, микроорганизмы из коллекции компании Bio-Oil, закачиваются через добывающую скважину либо через систему заводнения (ППД), непосредственно в призабойную зону. УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 14 из 37 Экологические проблемы на нефтяных разработках и возможные пути их решения Начав эксплуатацию месторождений нефти и газа, человек не задумывался о последствиях интенсивной добычи этих природных ресурсов. Большую опасность таит в себе использование нефти и газа в качестве топлива. При сгорании этих продуктов в атмосфере выделяются в больших количествах углекислый газ, различные сернистые соединения, оксид азота и т.д. Уменьшение количества кислорода и рост содержания углекислого газа, в свою очередь, будут влиять на изменение климата. Молекулы диоксида углерода позволяют солнечному коротковолновому излучению проникать сквозь атмосферу Земли и задерживают инфракрасное излучение, испускаемое земной поверхностью. Загрязнение атмосферы таит в себе и другую опасность ? оно снижает количество солнечной радиации, достигающей поверхности Земли. Большая роль в загрязнении атмосферы принадлежит реактивным самолётам, машинам. Чтобы пересечь Атлантический океан, современный реактивный лайнер поглощает 35 т кислорода и оставляет инверсионные следы, увеличивающие облачность. Значительно загрязняют атмосферу и автомашины, которых уже сейчас насчитываются более 500 млн. Появляются различные проекты создания двигателей, работающих на других видах топлива. Немалый вклад в отравление атмосферы вносят различные заводы, тепло- и электростанции. Средней мощности электростанция, работающая на мазуте, выбрасывает ежесуточно в окружающую среду 500 т серы в виде сернистого ангидрида, который, соединяясь с водой, тотчас же даст сернистую кислоту, которая выпадает в виде кислотных дождей, обладающих большой химической активностью. Загрязнение атмосферы различными вредными газами и твёрдыми частицами приводит к тому, что воздух крупных городов становится опасным для жизни людей. Особую опасность представляют смертоносные туманы, опускающиеся на крупные города. Безрассудно загрязняет человек и водные бассейны планеты. Ежегодно в Мировой океан по тем или иным причинам сбрасывается от 2 до 10 млн. т нефти. Аэрофотосъёмкой со спутников зафиксировано, что уже почти 30% поверхности океана покрыто нефтяной плёнкой. Особенно загрязнены воды Средиземного моря, Атлантического океана и их берега. Литр нефти лишает кислорода 40 тыс. л морской воды. Тонна нефти загрязняет 12 кв. км поверхности океана. При концентрации её в морской воде в количестве 0,1-0,001 мл/л икринки рыб погибают за несколько суток. На 1 га морской поверхности может погибнуть более 100 млн. личинок рыб, если имеется нефтяная плёнка. Источников поступления нефти в моря и океаны довольно много. Это аварии танкеров и буровых платформ, сброс балластных и очистных вод, принос загрязняющих компонентов реками. УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 15 из 37 Встаёт угрожающий вопрос: что делать с этими чёрными океанами?? Как спасти их обитателей от гибели? Однако бурение скважин и промышленная добыча нефти начались гораздо позже – в середине XIX в. Сначала нефть и продукты ее переработки (например, керосин) применяли для освещения. Позже нефть и мазут стали использовать как топливо для паровых котлов пароходов и паровозов, а также для получения смазочных масел. С появлением двигателей внутреннего сгорания продукты переработки нефти – бензин, керосин, соляровое масло – все шире применяются в качестве топлива, и в настоящее время нефть стала важнейшим для человечества источником энергии. Кроме того, нефтепродукты используются для синтеза различных синтетических материалов. Соответственно, со все возрастающей скоростью шло и идет развитие нефтяных промыслов. И только недавно люди стали задумываться об «обратной стороне медали». Ведь, как при добыче нефти, так и при ее перевозке, переработке и дальнейшем использовании в окружающую среду поступает огромное количество вредных веществ, которые в буквальном смысле отравляют атмосферу, уничтожают флору и фауну, ухудшают состояние здоровья людей. В результате аварий танкеров, перевозящих «черное золото», воды мирового океана на многие месяцы покрываются тонкой пленкой, под которой задыхается и гибнет все живое. Справиться с подобными экологическими проблемами – отнюдь не простое дело. Для их решения нужно тщательно исследовать конкретный вред, который наносится окружающим экосистемам при том или ином виде деятельности. Техногенный ландшафт у выключенных свечей Изучению влияния нефтегазовых разработок на окружающую среду была посвящена научная экспедиция сотрудников Московского государственного УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 16 из 37 университета им. Ломоносова в районы крупных нефтегазовых месторождений Западной Сибири и Среднего Поволжья – в Тюменской, Томской и Самарской областях. Для того чтобы оценить экологическую проблему всесторонне – проследить за поступлением нефтяных загрязнений в грунт, воду, в пищевые цепи, необходимо было объединить усилия ученых самых разных специальностей: геологов, геофизиков, химиков, ботаников, специалистов по почвенной фауне, цитогенетиков, зоологов. Как показали полученные учеными результаты, разработка месторождений, особенно наиболее старых (на некоторых работы ведутся с начала 1960-х гг.), сильнейшим образом нарушила природные экосистемы. За три с лишним десятилетия на наиболее крупных промыслах были пробурены тысячи скважин и проложены сотни километров дорог и коммуникаций. Вдоль крупных коридоров таких коммуникаций ширина загрязненной нефтью полосы иногда достигает нескольких сотен метров. В местах, где сосредоточены пункты сбора нефти и производится ее перекачка, природные ландшафты обычно уничтожены практически полностью – на их месте возник так называемый техногенный ландшафт. Сильно загрязненные сточные воды вызывают гибель деревьев и развитие на их месте зарослей рогоза и вейника, устойчивых к загрязнению. на некоторых крупных месторождениях в результате механического нарушения и загрязнения более чем на 80% площадей уничтожен или претерпел необратимые изменения растительный покров. Оставшаяся растительность обычно сильно угнетена, резко снижена возобновляемость хвойных пород деревьев. Кроме того, на всех месторождениях с самого начала разработки сжигается большое количество попутного газа – на некоторых промыслах до 1 км3/год. При сжигании каждой тонны газа в атмосферу выбрасывается 50–70 кг загрязняющих веществ, 70% которых составляет угарный газ. Помимо этого, окружающая территория подвергается значительному тепловому загрязнению. Анализы показали, что в почве на окружающем факел участке (особенно на расстоянии 100–300 м от него) содержится значительное количество органического углерода – в виде сажи, различных нефтяных производных и продуктов неполного сгорания, в том числе диоксинов, что приводит к катастрофическим изменениям растительности. На большем удалении от источников загрязнения на относительно «молодых» промыслах структура лесных сообществ не нарушается, однако у хвойных деревьев и здесь наблюдаются засыхание вершин и отмирание хвои, а у лиственных – отмирание листвы и морфологические изменения ветвей. С высоты 6–8 м облиственность ветвей уменьшается в 4 раза. Изменяются размеры листьев, многие из которых приобретают сетчатую текстуру. На расстоянии более 400–500 м от факела подобные изменения наблюдаются только у подроста. УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 17 из 37 Наиболее чувствительна к загрязнению пихта – основная лесообразующая порода южной тайги Западной Сибири, преобладающая здесь в подросте. Поэтому в местах с сильным загрязнением существует угроза возобновлению лесов, которая с течением времени и увеличением добычи нефти будет усиливаться. Сильному отрицательному воздействию подвергаются и почвы, и водоемы – озера, болота и реки. Анализ многочисленных проб воды показал, что такое вредное вещество, как бензол, зачастую присутствует в них в концентрациях, превышающих предельно допустимую в несколько тысяч раз, нафталин и антрацен – в 10 раз, фенол – в 100–300 раз. Загрязнение фенолом особенно опасно, потому что он хорошо растворяется в воде и практически не сорбируется грунтами. Аналогичные загрязнители были обнаружены и в пробах почв, причем оказалось, что в наибольшей степени они концентрируются в торфе, который выступает в роли аккумулятора загрязняющих веществ. Аварийный разлив нефти Загрязнение почв влечет за собой обеднение и уничтожение почвенной мезофауны – комплекса крупных беспозвоночных (кольчатых червей, нематод, взрослых насекомых и их личинок, пауков, многоножек, моллюсков и пр.), которые не только обитают в этом горизонте – основе всей наземной экосистемы, но и создают его. Разнообразие видов, составляющих почвенную мезофауну, вблизи нефтяных пятен в 2–3 раза ниже, чем на не загрязненных территориях. Практически полностью исчезают здесь дождевые черви, в два раза снижена численность обитающих в верхних слоях почвы и в подстилке пауков и жуков-стафилинов, которые являются основными почвенными энтомофагами, регулирующими численность прочих групп членистоногих. Подобные изменения состава почвенного населения естественно ведут к изменению трофической структуры всего сообщества. УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 18 из 37 Что касается млекопитающих (в частности грызунов), то и они не избежали отрицательного действия загрязняющих веществ. У отловленных на территории месторождений Западной Сибири рыжих полевок было обнаружено аномальное увеличение тимуса – органа, принимающего непосредственное участие в кроветворении. У красных полевок и полевокэкономок, отловленных на сильно загрязненных территориях (вблизи разливов нефти или рядом с факелами), наблюдается аномальное увеличение селезенки и ее более светлый цвет, что также свидетельствует о нарушении функции кроветворения. Кроме того, у всех зверьков отмечаются морфологические нарушения пищеварительного тракта, изменения его слизистой оболочки, сильное обеднение микрофлоры кишечника. Очевидно, что на перспективных промыслах увеличение техногенной нагрузки на природу будет продолжаться и в дальнейшем. Ученые выработали определенные рекомендации, выполнение которых может существенно снизить отрицательное воздействие на окружающую среду, причем достаточно простыми и быстро реализуемыми мерами. Так, правильный учет адсорбционной способности и проницаемости разных грунтов (например, торфяники, как было сказано, служат естественным барьером на пути миграции нефтяного загрязнения) позволяет корректировать ширину водоохранной зоны и за счет этого снижать углеводородное загрязнение территории. Рекомендация научного коллектива об использовании торфа при засыпке открытых нефтяных амбаров для снижения углеводородного загрязнения прилегающего грунта и грунтовых вод нашла поддержку нефтяников, и они уже начали использовать этот метод на одном из месторождений Западной Сибири. Аварии трубопроводов и компрессорных станций могут быть, как выяснилось, связаны с возбуждаемыми ими динамическими нагрузками в подстилающих грунтах. Своевременное обнаружение таких чувствительных участков может позволить исключить размещение на них подобных объектов. Отказ от дальнейшего размещения источников загрязнения в выявленных учеными наиболее экологически уязвимых типах биотопов и расширение в этих местах водоохранных зон также будет способствовать сохранению природы. УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 19 из 37 Факельная установка для сжигания попутного газа Факельные установки для сжигания попутного газа пока, к сожалению, являются неотъемлемой частью технологического цикла добычи нефти. Однако проведенные экспедицией исследования показали, что зона ощутимого воздействия отдельного даже крупного факела на биоценозы зависит от особенностей природных условий и ограничена несколькими сотнями метров. Поэтому важной мерой для сохранения биоразнообразия на территории месторождения может быть корректный выбор на начальной стадии освоения месторождений минимально допустимого расстояния между соседними факелами, исключающий перекрытие их зон влияния. Факельные установки следует размещать не ближе чем на расстоянии, оцениваемом по формуле 200 x (h1 + h2), где h1 и h2 – высоты двух соседних факельных свечей в метрах. Например, при высоте свечей 3–4 м они должны располагаться не ближе чем в 1,2 км друг от друга. Это гарантирует наличие между ними полосы, по ширине вдвое превышающий радиус разлета твердых продуктов сжигания, т.е. более 50% территории месторождения будет расположено вне зоны влияния факелов. Кроме того, нужно избегать размещения факельных установок в одну линию по преобладающему направлению ветров. Каждая факельная свеча или группа свечей, если они располагаются компактно, должны иметь обваловку из грунта (желательно с добавлением торфа) высотой и радиусом, достаточными для предотвращения растекания не сгоревших жидких продуктов, разбрызгиваемых из сопла свечи. Радиус обваловки должен быть в 5 раз больше высоты свечи. Высота обваловки должна составлять не менее 1–1,5 м, а на открытых участках – 2 м. Кроме того, факельные свечи целесообразно располагать в наименее уязвимых биотопах, к которым в первую очередь относятся верховые болота с торфяниками. Если ландшафтная ситуация не позволяет этого, то факелы надо размещать на старых вырубках, на которых интенсивно развивается УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 20 из 37 подрост лиственных деревьев – березы, осины, ивы, являющихся более устойчивыми к тепловому воздействию. Высота свечи не должна также превышать высоту прилегающего к ней лиственного леса. Разработка мер защиты природы от нефтяных загрязнений на основе результатов экспедиции продолжается, и список подобных рекомендаций в ближайшем будущем будет существенно расширен. Выполнение их на начальном этапе разработки новых месторождений, а также при развитии старых промыслов не потребует больших материальных затрат и тем не менее позволит в значительной степени избежать вредных экологических последствий и нарушения природной среды. Внедрение предлагаемых учеными мер уже началось – в сотрудничестве с нефтяной компанией «ЮКОС» и ДЗАО «НижневартовскНИПИнефть» и при финансовой поддержке Института устойчивых сообществ по проекту РОЛЛ № 051/4 – «Распространение опыта и результатов». Заключение Нефтяной комплекс в настоящее время обеспечивает значительный вклад в формирование положительного торгового баланса и налоговых поступлений в бюджеты всех уровней. Этот вклад существенно выше доли комплекса в промышленном производстве. Нефтяные кампании делают весьма масштабные инвестиции. По темпам прироста вложения в нефтедобычу более чем в 4 раза превышают среднеотраслевые по промышленности. Но основные фонды отрасли в значительной степени изношены, особенно велика степень их износа в нефтепереработке. Капитальный ремонт в нефтепереработке почти равен объему инвестиций. Недостаточность инвестиций в техническое перевооружение увеличивает вероятность техногенных катастроф. Для увеличения объемов нефтедобычи, а также для модернизации нефтепереработки комплекс нуждается в больших капиталовложениях. Есть основания полагать, что для поддержания и развития производства нефтяные кампании делают значительно большие капитальные вложения, чем отражено в статистической отчетности. По заявлениям руководителей нефтяного бизнеса, а также исходя из проведенных нами экономических расчетов, реальный объем инвестиций примерно на 30% превышает объем, зафиксированный в отчетности. Причины занижения объема инвестиций в основной капитал кроются в чрезмерно обременительной российской налоговой системе и общей политико-правовой неопределенности деятельности нефтяных кампаний. Для модернизации нефтяного комплекса в ближайшие 5 лет в него необходимо вложить, по разным оценкам, 25-40 млрд. долл. Наиболее приоритетными направлениями инвестиций в нефтяной комплекс на ближайшую перспективу считается: УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 21 из 37 инвестиции в транспорт нефти на экспортных направлениях, включая дальневосточное; инвестиции в промышленную инфраструктуру нефтедобычи, включая трубное хозяйство нефтяных кампаний; При сохранении высоких цен на нефть российские нефтяные компании располагают необходимыми ресурсами для финансирования инвестиций в основной капитал. Уникальность ситуации в том, что масштабного привлечения прямых западных инвестиций в комплекс в настоящее время не требуется. Однако любые ужесточения на мировом нефтяном рынке могут обернуться либо необходимостью заимствований за границей, либо провалами в инвестировании развития отрасли. Эколого-экономические проблемы и природоохранные мероприятия в нефтегазовой отрасли Республики Казахстан 2.1 Нефтяная промышленность. Состав отрасли Современный мир не мыслим без заводов и фабрик, производящих продукцию, необходимую для жизни современного человека. Но при этом стало почти правилом халатное отношение к окружающей среде со стороны работников этих предприятий, которые пытаются обойти природоохранные нормы под видом того, что производят продукцию первой необходимости. Но нельзя забывать, что самой первой необходимостью для человека должна быть среда, в которой он живет. Но в современном рыночном мире бороться за окружающую среду лучше всего экономическими методами, с помощью экономических рычагов. Сейчас в нашей стране делаются попытки создать действенные механизмы рационального природопользования, определенные успехи уже достигнуты, но эту работу нужно продолжать. Нефтяная промышленность является составной частью топливноэнергетического комплекса (ТЭК). Современный уровень цивилизации и технологии был бы немыслим без той дешевой и обильной энергии, которую предоставляет нам нефть. Нефть, кроме того, служит сырьем для нефтехимической промышленности, производящей пластмассы, синтетические волокна и множество других органических соединений. Нефтяная промышленность ─ отрасль тяжелой индустрии, включающая разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, водопроводный транспорт нефти. Цель нефтеразведки ─ выявление, геолого-экономическая оценка и подготовка к работе промышленных залежей. Нефтеразведка производиться с помощью с помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ. Процесс геологоразведочных работ подразделяется на два этапа: поисковый и разведочный. Первый включает три стадии: региональные геолого-геофизические работы, подготовка площадей к глубокому поисковому бурению и поиски месторождений. Второй завершается подготовкой месторождения к разработке. По степени изученности месторождения делятся на четыре группы: УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 22 из 37 А) Детально разведанные месторождения. В) Предварительно разведанные месторождения. С1) Слабо разведанные месторождения. С2) Границы месторождений не определены. Категории А, В и C1 относятся к промышленным запасам. Сырая нефть является смесью химических веществ, содержащей сотни компонентов. Сложность химического состава совпадает с нашими представлениями об образовании нефти. Установлено, что нефть образовалась в результате длительного теплового, бактериологического и химического воздействия на органические остатки растительных и животных организмов. Разумно ожидать, что нефть будет обладать, по крайней мере, частично, сложной химической природой тех материалов, из которых она образовалась. Более 75%, общего состава нефти приходится на углеводороды; кроме них в нефти в наибольших количествах содержатся сера, азот и кислород: до 4% серы, 1 % азота и несколько меньше кислорода. Эти добавочные элементы обычно входят в состав молекул углеводорода. Основное различие между нефтью, добытой в различных географических районах, обусловлено не химическим составом, а содержанием отдельных компонентов; последнее и влияет на химические и физические свойства сырой нефти. Некоторые нефтепродукты почти бесцветны, в то время как другие имеют черную, янтарную, коричневую и зеленую окраску. Некоторые нефтепродукты имеют приятный запах, похожий на запах эфира, скипидара и камфоры. Некоторые нефтепродукт имеют очень неприятный запах, обычно вызываемый присутствием серосодержащих компонентов. Биологические и химические свойства различных углеводородов существенно различаются, поэтому, при оценке влияния компонентов нефти на окружающую среду необходимо знать состав определенного нефтепродукта. Состав нефти обычно определяется количественным содержанием углеводородов, которые делятся па парафины, циклопарафииы, ароматические и нафтеноароматические углеводороды. 2.2 Оптимизация природной среды эколого-экономической ситуации в регионах Казахстана Сырая нефть содержит 25% парафинов, их обнаруживают главным образом во фракциях с низкой температурой кипения (40 - 230°С). Содержание парафинов в различных сырых нефтепродуктах колеблется в широких пределах. Некоторые нефтепродукты состоят главным образом из парафинов нормального строения, в то время как другие содержат лишь, следы этих соединении. Циклопарафины, которые называют также нафтенами, составляют 30 - 60% общего состава сырой нефти. Большинство из них являются моноциклическими. Однако во фракциях, кипящих при высоких температурах, обнаружены соединения, содержащие 6 и более УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 23 из 37 колец. Наиболее часто можно обнаружить циклопентан и циклогексан. Ароматические углеводороды по свойствам сильно отличаются от циклопарафинов. Эти различия определяются характером связей. Бензол ─ простейший ароматический углеводород и его производные преобладают в легкокипящих нефтяных фракциях; в высококипящих фракциях содержатся полициклические ароматические углеводороды (см. таблицу 1). Ароматические углеводороды менее распространены в нефти. Чаще всего в ее состав входят углеводороды сложной структуры, включающей остатки парафиновых, циклопарафиновых и ароматических углеводородов. Таблица 1 ─ Распределение вклада в загрязнение мирового океана нефтью различных источников Источник загрязнения Транспортные перевозки в том числе обычные перевозки катастрофы Вынос реками Попадание из атмосферы Природные источники Промышленные отходы Городские отходы Отходы прибрежных нефтеочистительных заводов Добыча нефти в открытом море в том числе обычные операции аварии ИТОГО: Общее количество, млн. т/год 2,13 1,83 0,3 Доля, % 1,9 0,6 0,6 0,3 0,3 0,2 0,08 0,02 0,06 31,1 9,8 9,8 4,9 4,9 3,3 1,3 0,3 1,0 6,11 100 34,9 30,0 4,9 В последние годы серьезное беспокойство вызывало загрязнение океанов нефтью в результате крушения танкеров и выбросов нефти на буровых скважинах, расположенных в открытом море. Такие примеры очень серьезны, однако загрязнения, вызванные ими, составляют лишь небольшую долю от общего количества загрязнений нефтяными углеводородами акватории мирового океана. Большинство нефтяных загрязнений океана не являются результатами несчастных случаев, привлекающих к себе так много внимания. Детальные статистические данные, взятые из отчета Национальной Академии Наук в Вашингтоне, (см. таблицу 1) показывает ежегодное загрязнение нефтью из различных источников, которые попадают в Мировой океан в результате деятельности человека. Несмотря на ненадежность существующих оценок, большинство авторов придерживается мнения, что количество этой нефти равно 5 млн. т. Однако некоторые эксперты оценивают его в 10 млн. т. Поскольку 1 тонна нефти, растекаясь по поверхности океана, занимает площадь 12 км2, Мировой океан, вероятно, уже давно покрыт тонкой поверхностной пленкой углеводородов. Аварии при транспортировке и добычи нефти. Попадание нефти в море в результате несчастных случаев при столкновениях танкеров или посадке на мель, происходит не столь часто. Влияние на окружающую среду более крупных несчастных случаев возрастает с увеличением тоннажа танкеров. Результаты применения, так УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 24 из 37 называемых супер-танкеров являются спорными. Суда водоизмещением 500 тыс. тонн уже спущены на воду, а для использования в последующие годы проектируют суда водоизмещением 800 тыс. тонн. По сравнению с небольшими судами супер-танкерам трудно маневрировать и они имеют больший остановочный путь из-за большей осадки и массы. Так, например, танкеру емкостью 200 тыс. т. требуется пройти, по крайней, мере, 4,5 км для остановки, даже если двигатели включены в реверсивном режиме. При аварийной остановке таким танкером управлять весьма трудно. Потеря одного танкера водоизмещением 200-500 тыс. тонн в условиях, при которых разгрузка судна невозможна, может прибавить 3-8% к общему количеству нефти, выливаемой непосредственно в океан за год. Однако нужно указать, что трудности управления растут не прямо пропорционально размерам танкера; более того, применение большегрузных судов уменьшает их необходимое число, а стоимость перевозок может быть значительно снижена. Так как число судов может быть не столь велико, экипаж можно укомплектовать только высококвалифицированными работниками. Большие танкеры можно оборудовать высококачественным навигационным оборудованием, которое слишком дорого для многих малых судов. Аварии на нефтяных разработках в открытом море могут привести к серьезному загрязнению океана. В момент бурения, при установке вершины вышки, а также и во время эксплуатации скважин существует определенный риск загрязнения. Нефть и нефтепродукты относятся к числу трудноокисляемых микроорганизмами веществ, поэтому самоочищение водоемов, загрязненных нефтью, происходит на очень больших расстояниях по длине реки; иногда на протяжении 500-900 километров от места загрязнения можно обнаружить следы углеводородов. Природные источники нефти. Некоторая часть загрязнений приходится в настоящее время так же, как и в прошлом, на природные источники нефти. Прямых измерений количества нефти, попадающего в океан из природных выходов, нет, однако сделаны расчеты, доказывающие, что эти загрязнения должны быть малы по сравнению с загрязнениями в результате человеческой деятельности. Если бы нефть продолжительное время просачивалась в океан, все залежи нефти должны были бы исчезнуть много лет назад. Кроме того, в результате расследования аварий на буровых, расположенных в открытом море, известно, что любой природный выход нефти значительных размеров должен сопровождаться появлением заметных нефтяных блестящих пятен, но такие пятна не наблюдались. Небольшая доля нефтяных загрязнений приходится на утечку нефтепродуктов с кораблей и танкеров, затонувших во время второй мировой УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 25 из 37 войны, в результате коррозии корпусов кораблей. Общее количество нефти из этого источника оценивается приблизительно в 4 млн. тонн. Количество нефтяных углеводородов, попадающих непосредственно в океан, мало по сравнению с тем количеством, которое выбрасывается в атмосферу в результате испарения и неполного сгорания топлива. Большая часть этих атмосферных углеводородов вступает в фотохимические реакции и превращается в другие вещества. Однако оставшаяся часть существует в виде жидких капель или адсорбируется на маленьких атмосферных частицах. Жидкие и твердые частицы неизбежно выпадают из атмосферы и оседают на поверхности океана, внося значительный вклад в общее загрязнение углеводородами. Одной из особенностей нефтяных загрязнений является способность захватывать и концентрировать другие загрязнения, например, тяжелые металлы и пестициды. Когда нефть распределится на большой площади, то сильно возрастет вероятность протекания различных реакций, так как вещества, растворимые в нефти, получают возможность участвовать в разнообразных химических процессах В случае образования пленки концентрированние происходит на поверхности и возможно в самой пленке. Концентрированно металлов изменяет их токсичность и усложняет молекулярный перенос в пленке вследствие реакций между металлами и органическими соединениями. Эти процессы, протекающие в нефтяной пленке, могут также вызвать концентрирование в замкнутой биологической цепи питания с участием низших организмов. Таким образом, введение загрязнений в питательную среду моря ускорится. Способность нефти растекаться по поверхности воды проявляется только в начальный период ее нахождения на воде и на распространение по водоему существенно не влияет. Скорость растекания нефтепродуктов из легких фракции (бензина, керосина) ниже, чем нефтепродуктов, содержащих тяжелые фракции (мазут, масло), так как поверхностное натяжение на границе с водой первых выше, чем у содержащих тяжелые фракции. По той же причине нефтепродукты из легких фракций при том же их количестве растекаются по поверхности воды на меньшей площади. Зона загрязнения распространяется на расстояние в несколько километров от места попадания нефтепродуктов в водную среду. С момента утечки нефти до начала работ по локализации и ликвидации нефтяного загрязнения распространение ее по водоему обычно уже завершается, т. е. зона загрязнения приобретает почти максимальные размеры и определенную форму. Распространение пролитой нефти в условиях водоема происходит в основном под воздействием течения, ветра и колебаний уровня воды и имеет свои особенности. Для реки, ввиду близости берегов и извилистости русла нефть сравнительно быстро достигает берега. Наличие заводей, мелководных УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 26 из 37 участков, покрытых растительностью, создает благоприятные условия для скопления нефти. На открытых участках водоемов, где действие течения и ветра проявляется в полную силу, она не задерживается, ее неизбежно относит в застойные зоны, где нет течения, а действие ветра направленно в сторону берега или какой-либо преграды. Здесь нефть под действием ветра концентрируется. В этих же местах скапливается и мусор, с которым она обычно перемешивается. При интенсивном поступлении нефти из поврежденного судна образуется нефтяное пятно в виде широкой полосы, толщина то в средней части больше, чем по краям; при постепенном поступлении нефти из судна нефтяное пятно имеет вид узкой полосы. От места утечки нефть перемещается по поверхности воды в направлении равнодействующей сил ветра и течения, но, достигнув берега, перемещается, как бы перетекая вдоль береговой линии, размазываясь по заплескам. Встречающиеся на пути заводи, пойменные озера, старицы практически приостанавливают ее дальнейшее распространение до тех пор, пока их поверхность не покроется слоем нефти или не изменится направление ветра. Когда нефтяное пятно достигает берега, происходит его переформирование. В одних случаях нефть ветром прижимается к берегу или какой-либо преграде и располагается в виде клина ─ у преграды слои нефти имеет наибольшую толщину, а с наветренной стороны наименьшую; в других случаях, когда действие ветра незначительно, толщина слоя относительно равномерна. Нефть, остающаяся на берегу из-за понижения уровня воды в водоеме, также располагается или в виде клина или равномерным слоем, в зависимости от того, как это было до падения уровня. При изменении направления ветра или уровня воды, нефть из одних застойных зон может быть отнесена в другие, загрязняя новые участки водоема. Как правило, она располагается вдоль одного берега, заполняя все заводи. Зона загрязнения не всегда бывает непрерывной, нередко загрязненные участки чередуются с чистыми. Для участков водоемов с быстрым течением характерна большая протяженность зоны загрязнения. Известны случаи; когда она достигала 50130 км. При слабом течении или его отсутствии, например, в водохранилище, перемещение нефти обусловлено действием ветра, причем скорость ее составляет 3-4% скорости ветра. Протяженность зоны загрязнения при этом меньше, чем на течении. Плавучая нефтяная пленка может захватывать громадные пространства. Установлено, что одна капля нефти образует на поверхности водоема пятно площадью примерно 0,25 м2, а одна тонна нефти покрывает площадь около 500 га поверхности водоема. Собрать или уничтожить нефть, разлитую по поверхности воды, весьма трудно, и инженерная мысль пока безуспешно ищет радикальные средства борьбы с этим бедствием. УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 27 из 37 Все виды нефти содержат легкокипящие компоненты, которые быстро испаряются. В течение нескольких дней 25% нефтяного пятна исчезают в результате испарения. Низкомолекулярные компоненты выводятся из нефтяного пятна главным образом в результате растворения, причем ароматические углеводороды растворяются быстрее, чем Н-парафины при одинаковой температуре. Загрязнения вод нефтью и нефтепродуктами. В настоящее время в результате техногенных воздействий назрела реальная угроза загрязнения (минерального, теплового, радиоактивного, химического, органического, бактериального), засорения и истощение вод. Вместе с тем водная среда - это весьма динамичный, а нередко и агрессивный географический компонент окружающей среды. Вредное воздействие вод может проявляться в виде затопления, подтопления, заболачивание и засоление земель, а также в разрушении защитных дамб, каналов, гидротехнических и других сооружений. К наиболее распространенным загрязнителям относятся нефть и нефтепродукты. Они покрывают поверхность воды тонкой, пленкой, препятствует газо и влагообмену между водой и околоводных организмов. Серьезную угрозу чистоте водоемов представляет добыча нефти со дна озер, морей и океанов. К серьезным загрязнениям вод приводят внезапные выбросы нефти на завершающей стадии бурения скважин на дне водоемов. Крупнейший неуправляемый в течении 2 недель разлив нефти произошел в 1956 году при бурении скважин в дельте реки Миссисипи. В 1969 году авария произошла на подводной скважине у берегов калифорнии. В течение 10 дней до полного устранения аварии ежедневно в море выбрасывалось до 900 тыс. л. нефти. Другим источником загрязнения водоемов служат катастрофы с нефтеналивными судами. В 1964-1966 г.г. в море потерпело аварию 329 танкеров. Нефть попадает в море при разрывах шлангов, при протечке муфт нефтепроводов, при ее перекачке в береговые нефтехранилища, при промывке танкеров. Смешиваясь с водой, нефть образует эмульсии двух типов: прямые «нефть в воде» и обратные «вода в нефти». Прямые эмульсии, составленные капельками нефти диаметром до 0,5 мкм, менее устойчивы и особенно характерны для нефти, содержащих поверхностно-активные вещества. После удаления летучих и растворимых фракций остаточная нефть чаще образует вязкие обратные эмульсии, которые стабилизируются высокомолекулярными соединениями типа смол и асфальтенов и содержат 50-80 % воды («шоколадный мусс»). Под влиянием абиотических процессов вязкость «мусса» повышается и начинается его слипание в агрегаты ─ нефтяные комочки размерами от 1 мм до 10 см. Агрегаты представляют собой смесь высокомолекулярных углеводородов, смол и асфальтенов. Потери нефти на формирование агрегатов составляют 5-10 %. Высоковязкие УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 28 из 37 структурированные образования ─ «шоколадный мусс» и нефтяные комочки могут длительное время сохраняться на поверхности воды, переносится течениями, выбрасываться на берег и оседать на дно. Соотношение всех процессов, способствующих удалению нефтяных углеводородов из водной среды, изучено слабо. Вместе с тем установлено, что именно активность бактерий определяет окончательную судьбу нефти в воде. 2.3 Оценка ущерба объектам гидросферы при авариях на промысловых нефтепроводах Промышленная безопасность современного нефтедобывающего предприятия во многом определяется эксплуатационной надежностью нефтепромысловых объектов, наиболее представительными из которых являются нефтепроводы систем сбора скважинной продукции и поддержания пластового давления. Аварийные ситуации на нефтепроводах наносят ущерб атмосферному воздуху, подземным и поверхностным водным объектам, землям, растительному и животному миру. Порыв на промысловом нефтепроводе наносит значительный экономический и экологический ущерб. Затраты на ликвидацию одной аварии на нефтепроводах системы нефтесбора составляют в среднем 35 тыс. тенге., а количество разлитой нефтесодержащей жидкости достигает 5-6 т. При авариях на сухопутных участках нефтепроводов развитие аварийной ситуации может протекать по одному из наиболее вероятных сценариев: Разлив нефти по поверхности земли и/или водных объектов без воспламенения нефти. Этот сценарий представляет опасность, главным образом, для окружающей среды. При этом непосредственная угроза жизни населения не велика, поскольку пары нефти обладают малой токсичностью и не могут привести к летальным последствиям даже при формировании зон с высокой концентрации паров углеводородов в месте аварии. В тоже время косвенные последствия могут представлять определенную угрозу здоровью людей в результате загрязнения источников водоснабжения (как поверхностных, так и подземных) а также накопления токсичных компонентов в растительности и животных. Разлив нефти по поверхности земли и/или водных объектов, сопровождающиеся пожаром на поверхности разлива. При этом сценарии угроза жизни населения возрастает в силу высокой токсичности продуктов горения нефти, поступающих в атмосферу, а также термического действия пожара. Опасность загрязнения окружающей среды также высока, в особенности, при возникновении обширных пожаров на залесенных участках трассы. При попадании нефти в поверхностный водоток начинается растекание нефтяного пятна (слика) на водной поверхности, при этом более легкие компоненты улетучиваются, а водорастворимые ─ выщелачиваются. УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 29 из 37 Улетучивание низкомолекулярных соединений происходит на порядок быстрее, чем растворение. Наиболее легкие компоненты нефти концентрируются на поверхности раздела вода-воздух, образуя так называемую пленочную нефть. Тяжелые компоненты адсорбируются на взвесях, оседают на дно и аккумулируются в донных отложениях. Оставшаяся на поверхности нефть обладает повышенной вязкостью, вследствие чего процесс растекания постепенно прекращается. Нефтяное загрязнение поверхностных водных объектов пагубно влияет на водную среду и ее обитателей. Легкие фракции нефтепродуктов в виде пленки и водного раствора отравляют организмы, обитающие в толще воды, тяжелые фракции, оседая на дно, уничтожают донные организации. Нефтепродукты, осевшие на дно, образуют стойкое загрязнение водоема, а неочищенная нефть содержит фракции, действующие на рыб как токсиканты. В районах, подверженных нефтяному загрязнению снижается численность фитопланктона, зоопланктона, бентоса. Разливы на участках нефтепроводов, нефтяных скважин являются случайными, но значительными по площади и протяженности источниками загрязнения подземных вод. 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. Учитывая, что при эксплуатации нефтедобывающего оборудования всегда существует риск воздействия на компоненты окружающей среды, в том числе на объекты гидросферы перед нефтедобывающими предприятиями УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 30 из 37 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 и регулирование природопользования в условиях индустриального развития 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. 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. 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 2). 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. УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 31 из 37 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. 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 2). 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. Таблица 2 ─ Компании-недропользователи Месторождение Тенгизская группа Извлекаемые запасы нефти и конденсата, млн тонн 1440 Карачаганакская группа 1200 Кашаган 1650 Эмба, Узеньмунайгаз Каламкас, Жетыбай Каражанбас Жанажол, Кенкияк Северные Бузачи 275 Кумкольская группа Акшабулак, Нуралы, Аксай 80 Алибекмола, Кожасай 67 182 48 132 70 30 Компании и доли участия Консорциум ТШО (СhevrоnТехасо Оvегsеаs (50%),ЕххоnМоbil (25%), правительство Казахстана (20%),СП LUKАгсо (5%) Карачаганакская интегрированная организация КИО:СП British Gas (32,5%), Eni (32,5%), ShevronTexaco (20%), Lukoil (15%). Eni Agip (16,6%), British Gas (16,6%), ExxonMobil (16,6%), Shell (16%), Total Fina Elf (16%), Inpecs Development (8,3%), Phillips Petroleum (8,3%) НК "КазМунайГаз" "Мангистаумунайгаз" Nations Energy Company Ltd (Канада) - 94,6 % СНПС-Актобемунайгаз Nelson Resources - 50%,Китайская национальная нефтяная компания - 50%. "ПетроКазахстан" (Канада) - 50%, Lukoil - 50% СП ?Казгермунай? (немецкие компании ?РВЕ-ДЕА?, ?ЕЕГ?), Международная финансовая корпорация,АО "Харрикейн Кумколь Мунай" - (50%) ТОО "Казахойл-Актобе" (Nelson Resources Ltd (Канада) - 50%, "КазМунайГаз" - 50%) В то же время конечная себестоимость казахстанской нефти с суши, с учетом разведки, добычи и транспортировки, но без налогов, о которых будет отдельный разговор, после доставки в европейские порты составляет от 47 до УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 32 из 37 75 долларов за тонну. Себестоимость нефти с шельфа ─ около 100 долларов за тонну. К производственным издержкам по добыче нефти на шельфе Каспия надо добавить затраты на ее транспортировку и транзит, существенно более высокие для Казахстана из-за сложности маршрутов, чем в конкурирующих регионах. Затраты на транспортировку казахстанской нефти до пунктов реализации составляют от 23 до 31 доллара за тонну (см. таблицу 3). Таблица 3 - Себестоимость добычи нефти Проект ТШО Карачаганак Казмунайгаз (Эмба, Узень) Шельф Каспия - Казахстан (прогноз) Ближний Восток РФ Африка Северная Америка (шельф) Латинская Америка (шельф) Шельф Каспия - Азербайджан долл./тонна. 16-17 15-16 35-38 70-75 июл.30 40-70 40 100-200 70-90 50-60 Если предположить минимальную рентабельность 10%, а также соотношение экспортной стоимости казахстанской нефти 0,75−0,90 от мировой цены на нефть «brent», минимальная мировая цена, при которой каспийская нефть будет конкурентоспособной в зависимости от маршрута транспортировки, должна составлять 120−140 долл./тонна (или менее 20 долларов за баррель) (см. таблицу 4). У большинства конкурирующих регионов, с учетом более низких транспортных расходов, минимальная мировая цена, обеспечивающая достаточную рентабельность добычи, существенно ниже. И здесь появляется первая проблема - если мировые цены на нефть упадут ниже 20 долларов за баррель, каспийская нефть может оказаться неконкурентоспособной на европейском рынке. Таблица 4 - Затраты на транспортировку нефти Пункты реализации Порт Новороссийск порт Одесса порт Вентспилс/Бутинге Адамова застава Приморск КТК Актау-ВТС Казахстан-Китай Затраты,долл./тонна 26 29 ок.30 23 29-30 27-28 31 31 Казахстан обладает значительными запасами углеводородного сырья 3,3% мирового запаса, (извлекаемые запасы нефти составляют 4,8 млрд. тонн и извлекаемые запасы газа, с учетом новых месторождений на Каспийском шельфе, достигли более 3 трлн. куб.м, а потенциальные ресурсы оцениваются в 6-8 трлн.куб.м) УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 33 из 37 Нефтегазоносные районы республики, на которых расположено 172 нефтяных месторождений и 42 конденсатных месторождений (в том числе более 80 разрабатываются), занимают площадь около 62% территории Казахстана). Основные запасы нефти в Казахстане (более 90%) сконцентрированы в 15 крупнейших месторождениях ─ Тенгиз, Кашаган, Карачаганак, Узень, Жетыбай, Жанажол, Каламкас, Кенкияк, Каражанбас, Кумколь, Бузачи Северные, Алибекмола, Прорва Центральная и Восточная, Кенбай, Королевское, половина ─ в двух гигантских нефтяных месторождениях Кашаган и Тенгиз. Месторождения находятся на территории шести из четырнадцати областей Казахстана. Это Актюбинская, Атырауская, Западно-Казахстанская, Карагандинская, Кызылординская и Мангистауская области. При этом примерно 70% запасов углеводородов сконцентрировано на западе Казахстана. Наиболее разведанными запасами нефти обладает Атырауская область, на территории которой открыто более 75 месторождений с запасами промышленных категорий 930 млн. тонн. Крупнейшее месторождение области - Тенгизское (начальные извлекаемые запасы ─ 781,1 млн. тонн.) На долю остальных месторождений области около области около 150 млн. тонн. Более половины этих запасов приходится на два месторождения ─ Королевское (55,1 млн. тонн) и Кенбай (30,9 млн.тонн). На территории Мангистауской области открыто свыше 70 месторождений с извлекаемыми запасами нефти промышленной категории 725 млн. тонн, конденсата ─ 5,6 млн. тонн. В эксплуатации находятся менее половины месторождений. Большинство из них ─ на поздних стадиях разработки. Подавляющая часть остаточных запасов относится к категории трудноизвлекаемых. Крупнейшие месторождения ─ Узень, Жетыбай, Каламкас, Каражанбас. Свыше 15 месторождений углеводородов находятся на территории Западно-Казахстанской области. Безусловным лидером среди них является Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение с извлекаемыми запасами жидкого углеводородного сырья около 320 млн. тонн и газа более 450 млрд. куб.м. В сентябре 2005 года было объявлено об обнаружении углеводородного сырья на соседствующим с Карачаганаком блоке Федоровский; запасы нефтяного и газового конденсата оцениваются в 200 млн. тонн. Еще одним перспективным регионом с точки зрения нефтегазового потенциала является Актюбинская область. Здесь открыто около 25 месторождений. Наиболее значимым геологическим открытием в этом регионе является Жанажольская группа месторождений с извлекаемыми запасами нефти и конденсата около 170 млн. тонн. В 2005 году «СНПСАктобемунайгаз» объявила об открытии на центральном блоке восточной части прикаспийской впадины нового месторождения «Умит». УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 34 из 37 Основой нефтедобывающей отрасли Кызылординской и Карагандинской областей является Кумкольская группа месторождений ─ пятая по значимости нефтегазовая провинция Казахстана. Летом 2005 года работающая в этом регионе компания «ПетроКазахстан»объявила об обнаружении коммерческих запасов нефти на лицензионной территории «Кольжан», которая прилегает к северной границе месторождения Кызылкия. Дальнейшему наращиванию ресурсного потенциала нефтегазовой отрасли Казахстана будет способствовать проводимое республикой широкомасштабное изучение участков недр в акватории Каспийского и Аральского морей. Открытие в 2000 году Кашаганского месторождения на севере Каспия с прогнозными извлекаемыми запасами 2,02 млрд. тонн уже названо самым значительным событием в мировой практике за последние 30 лет. Перспективы поисков нефти и газа связываются и с неизученными глубокопогруженными структурами в Прикаспийской впадине, Приаралье, а также с выявленным результатом региональных сейсмических работ объектами в Северном, Центральном и Южном Казахстане. В нефтегазовом секторе проводятся работы над дальнейшим развитием нефтегазового комплекса страны, по прогнозированию и выявлению новых перспективных месторождений нефти и газа, ускорением их разведки, разработки и ввода в эксплуатацию. Известно, что нефть нельзя черпать беспредельно, но со временем пластовое давление падает, а нефть, как и другие. ископаемые залегает пластами. Макат ─ старейший нефтепромысел Эмбы, в котором нефть добывают более 50 лет, однако уровень добычи не снижается. Нефть Маката дает высокосортные виды топлива и смазочные масла. На месторождении Кульсары добывается 40% нефти всего бассейна. Это крупнейшее месторождение, где действуют фонтанирующие скважины. Фонтанирующая добыча нефти считается самой дешевой и высокопроизводительной. Вместе с нефтью в воздух фонтанируют и газы. На десятки километров видны иногда горящие факелы. Часть такого газа используется для бытовых целей, но в большинстве случаев пропадает. Чтобы не пропадали колоссальные запасы газа, в настоящее время используется метод обратной откачки газа в истощенный пласт. Этот прогрессивный метод дает возможность сохранить газ на будущее и одновременно очистить окружающую среду от вредных примесей. Современный человек, живущий на берегах Каспия, с непонятным упорством воюет против выработанных природой законов, вместо того, чтобы разумно приспосабливать их к своим нуждам. Проблемы Казахстанского Прикаспия являются частью общих ключевых проблем всего каспийского сектора. Для их решения необходимы современные мероприятия по сбалансированному использованию биоресурсов и углеводородного сырья. Казахстан является одной из 5 частиц УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 35 из 37 международной каспийской экологической проблемы. Целью этой долгосрочной программы является оздоровление и сохранение чувствительной экологической системы Каспия. Активная позиция Республики Казахстан нашла отражение в возложении ответственности на Казахстан за деятельность руководящего комитета. На Каспии не было еще крупных экологических катастроф подобных катастрофе 1989 г. в Заливе принца Вильяма на Аляске, когда нефтяной танкер Эксон Вальдес напоролся на подводный риф. Тогда в море вылилось около 240 тысяч баррелей нефти, что привело к загрязнению 1600 км береговой линии, включая побережье 3 национальных парков и 5 заповедников. Несмотря на меры по ликвидации последствий аварии, природе был нанесен непоправимый ущерб. Проблемы добычи нефти на Каспии не могут не волновать. Выбросы нефти в море происходят при мойке танкеров, при авариях на морских нефтедобывающих платформах, при ее транспортировке. По поверхности воды тонкой пленкой разливается нефтяное пятно. Что привело к уменьшению количества рыб осетровых пород на Каспии и приводит к массовой гибели Каспийских тюленей и птиц. Мировая нефтяная промышленность начала уделять внимание экологии в 70-х гг., когда каждый год в среднем происходило 25 прорывов. Однако уже в 80-х гг. эта цифра упала до 9. Многие западные компании стали руководствоваться принципом: чем меньше потерь ─ тем лучше для окружающей среды и бизнеса. Изобретено немало прогрессивных технологий, уменьшающих загрязнение окружающей среды при добыче нефти. Многие компании меняют методику поиска нефтяных месторождений, переходя на сейсмическую разведку. Так, в частности, применение подземного радара позволяет выявлять нефтяные и газовые ресурсы без бурения. Компании уменьшают количество требуемых скважин, применяя технику горизонтального и наклонно-направленного бурения. Даже сами скважины уменьшаются в размерах. Современные узкие буры компании «Шелл» вполовину меньше обычных и, следовательно, требуют намного меньше ресурсов. Тонко линейная скважина глубиной 3 км позволит выбирать 100 вместо 400 тонн породы, и при этом на нее обслуживание потребуется 300 тонн стали, цемента и химреагентов, вместо 2000 тонн для обычных скважин. При бурении вместе с нефтью извлекают воду. Даже современные буровые установки на новых месторождениях извлекают равное количество воды и нефти. Эти воды сильно загрязнены тяжелыми металлами, углеводами и химреагентами, а их очистка обходиться дорого. Оптимальное решение ─ сокращение количества воды, извлекаемой из месторождения. С этой целью компания «Шелл» испытывает насос, предназначенный для обезвоживания нисходящей скважины. Насос устанавливается у основания УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 36 из 37 буровой скважины и может снизить содержание воды в извлекаемых жидкостях с 90 до 50%. Нефтяные гиганты стремятся избежать потерь нефти в ходе добычи. Традиционные скважины заполняли буровым раствором на нефтяной основе, что облегчало добычу. Сейчас многие компании эксплуатируют закрытые системы с целью предотвращения утечки бурового раствора и его транспортировки на берег для утилизации. Разрабатывают методы использования отработанной нефти на сельскохозяйственных землях, где микробы разлагают масляной промывочный раствор, смешанный с разбуренной породой, тем самые удобряют землю. В Северном море компания «Шелл» сумела снизить сброс нефти после бурения с 9000 тонн в 1986 до 3000 в 1991 года. Западная нефтяная промышленность научилась не наносить вред окружающей среде. Казахстанские нефтяные компании стараются не отставать от своих западных коллег. Аналитики поражаются, с какой скоростью они обновляют производственные методы и очищают старые загрязненные участки. В Казахстан устремились иностранные компании, продающие технологию и оборудование для повышения производительности труда, снижения отходов. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Сырая нефть является смесью химических веществ, содержащей сотни компонентов. Сложность химического состава совпадает с нашими представлениями об образовании нефти. Установлено, что нефть образовалась в результате длительного теплового, бактериологического и химического воздействия на органические остатки растительных и животных организмов. Разумно ожидать, что нефть будет обладать, по крайней мере, частично, сложной химической природой тех материалов, из которых она образовалась. Состав нефти обычно определяется количественным содержанием углеводородов, которые делятся па парафины, циклопарафиты, ароматические и нафтеноароматические углеводороды. Нефть и нефтепродукты являются наиболее распространенными загрязняющими веществами в Мировом океане. Основными источниками загрязнения нефтью являются: регламентные работы при обычных транспортных перевозках нефти, аварии при транспортировке и добычи нефти, промышленные и бытовые стоки. Наибольшие потери нефти связаны с ее транспортировкой из районов добычи. Аварийные ситуации, слив за борт танкерами промывочных и балластных вод, ─ все это обуславливает присутствие постоянных полей загрязнения на трассах морских путей. В воде нефтепродукты могут подвергаться одному из следующих процессов: ассимиляции морскими организмами, повторной седиментации, УМКД 042-18-10.1.104/03-2014 Редакция №1 от 11.09.2014 стр. 37 из 37 эмульгированию, образованию нефтяных агрегатов, окислению, растворению и испарению. Соотношение всех процессов, способствующих удалению нефтяных углеводородов из водной среды, изучено слабо. Вместе с тем установлено, что именно активность бактерий определяет окончательную судьбу нефти в воде. Общее воздействие нефтепродуктов на морскую среду можно разделить на 5 категорий: непосредственное отравление с летальным исходом, серьезные нарушения физиологической активности, эффект прямого обволакивания живого организма нефтепродуктами, болезненные изменения, вызванные внедрением углеводородов в организм, а также изменения в биологических особенностях среды обитания. Каждая из категорий непосредственно влияет на изменение экосистемы Мирового океана. Таким образом, становится очевидным, что проблемы, возникающие при попадании нефти в гидросферу, нередко значительно шире и имеют более долговременный характер, чем это обычно предполагается. Если принять также во внимание влияние сточных вод, то, очевидно, что район, подвергнутый такой опасности, может превратиться в непригодный для водных организмов любого типа.