Многопараметрический подход к оценке экологической эффективности объектов нефтегазодобычи

Полный текст

Введение Ключевым изменением, затрагивающим основные виды деятельности в области экологической безопасности в период внедрения наилучших доступных технологий (НДТ), является введение новой системы технологического нормирования воздействия на окружающую среду. Нефтегазодобывающие месторождения с учетом основного функционального назначения относятся к объектам I категории по уровню негативного воздействия на окружающую среду (НВОС). С учетом развития природоохранных требований к подобным объектам основным показателем их экологической безопасности является достижение технологических нормативов, устанавливаемых с применением технологических показателей, не превышающих аналогичных показателей НДТ [1]. Технологический норматив является комплексным параметром, однако он не учитывает технологические особенности, существующую экологическую ситуацию и перспективы её развития в условиях разработки месторождений. Относительно новым видом обязательной разрешительной документации для объектов I категории НВОС является комплексное экологическое разрешение (КЭР). КЭР является одним из немногих разрешительных документов в сфере экологии, непосредственно связанных с техническим перевооружением производственных объектов. Неверно принятые решения в части объектов технологического нормирования при подготовке заявки на получение КЭР чреваты масштабными финансовыми издержками. Для преодоления вышеуказанных ограничений крайне актуальной задачей является разработка методологии анализа объектов нефтегазодобычи, которая обеспечит высокую скорость обработки и интерпретации результатов с выявлением скрытых корреляций. Обзор известных научных работ позволил выявить ряд исследований, направленных на комплексную оценку экологических рисков деятельности нефтегазодобывающих предприятий. Особое внимание следует уделить работе [2], посвященной разработке методологии, ключевой идеей которой является применение интегрального показателя экологического риска. В [3] формализован алгоритм оценки экологических решений на всех стадиях жизненного цикла предприятия. Авторами [4] предлагается новая методика оценки корпоративной устойчивости для анализа уровня и изменений корпоративной устойчивости нефтегазовых компаний с учетом целевых индикаторов в трех сферах: экономика, экология и окружающая среда. Интересны работы авторов [1; 5] по обзору изменений законодательства и технологического нормирования в области охраны окружающей среды, рассмотренные в контексте устойчивого развития. Весь спектр выявленных разработок не содержит системного подхода к оценке количественных и качественных видов воздействия на окружающую среду в контексте основного инструмента обеспечения экологической безопасности производственных процессов. Такие инструменты реализуются и потенциально доступны в составе идеологии технологического нормирования объектов НВОС I категории для производств постоянного технологического цикла на локализованной территории. Для производств изменяющегося технологического цикла с изменяющимися территориальными локациями применяемая идеология технологического нормирования требует одновременного учета условий эксплуатаций и расположения источников негативного воздействия. Наиболее показательными объектами подобного функционального назначения являются объекты нефтегазодобычи в составе лицензионных участков. Материалы и методы При оценке объектов нефтегазодобычи использованы описание технологических процессов, результаты инвентаризации источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух и оценки воздействия на окружающую среду, данные периодического экологического мониторинга и контроля. В качестве объекта исследования выбран типичный представитель нефтегазодобывающей инфраструктуры в составе: - нефтегазодобывающее месторождение; - объекты подготовки (дожимные насосные станции с установкой предварительного сброса воды, ДНС-УПСВ). В административном отношении нефтепромысловые объекты месторождения расположены на территории Самарской области. Основным видом производимой продукции месторождения является нефтегазоводяная смесь (скважинная жидкость). В сложившихся условиях и принципах технологического нормирования важной научно-технической задачей является прогнозирование производительности объектов нефтегазодобычи по видам выпускаемой продукции с учетом сложившихся территориальных ограничений (границы лицензионного участка, наличие ближайшей инфраструктурной жилой застройки) с целью соблюдения и непревышения технологических нормативов на протяжении семилетнего периода, что предполагает последовательную реализацию следующих этапов: 1) определение географической границы объекта негативного воздействия при постановке данного объекта на учет и определении границы санитарно-защитной зоны; 2) проведение натурных исследований на стационарных и нестационарных источниках выбросов; 3) анализ видов и количественных значений выбросов по каждому маркерному веществу; 4) расчет технологического норматива для данных инвентаризации, расчетных параметров и источников сбросов и выбросов; 5) определение границ зон непревышения установленных величин на границах защитных и охранных зон; 6) прогноз соблюдения указанных зон для различных производительностей. Предполагает построение модели пространственного распределения загрязняющих веществ в атмосферном воздухе (для выбросов) или в поверхностном водном объекте (для сбросов) с использованием специализированных программных продуктов по расчету рассеивания выбросов и сбросу загрязняющих веществ; 7) определение диапазона производительности объекта в части моделирования процессов, в которых он может изменять свою производительность при выполнении технологических показателей. Результаты и обсуждения По результатам инвентаризации источников и выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на лицензионном участке выявлено 327 источников, в том числе 51 организованный и 276 неорганизованных источников соответственно (табл. 1). Таблица 1 Результаты инвентаризации источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух № п/п Инфраструктурные подразделения ОНВОС Источники выбросов организованные / неорганизованные Загрязняющие вещества маркерные не являющиеся технологическими показателями НДТ 1 Месторождение Организованные: Воздушки дренажных емкостей на площадках АГЗУ* и скважин** - сероводород, - метан, - смесь пред. у/в С1Н4-С5Н12, - смесь пред. у/в С6Н14-С10Н22 - бензол, - ксилол, - толуол, - этилмеркаптан Технологический блок АГЗУ*** (вентиляционная труба)* - смесь пред. у/в С1Н4-С5Н12, - смесь пред. у/в С6Н14-С10Н22 - сероводород, - бензол, - толуол, - метантиол, - меркаптаны, - метилтолуол Технологическое оборудование блока дозирования реагентов** - метанол Неорганизованные: Утечки через неплотности соединений арматуры скважин** - метан, - смесь пред. у/в С1Н4-С5Н12, - смесь пред. у/в С6Н14-С10Н22 - сероводород, - бензол, - ксилол, - толуол, - меркаптаны Утечки технологического оборудования АГЗУ, узлов пуска и приема средств очистки и диагностики трубопроводов** - метан, - смесь пред. у/в С1Н4-С5Н12, - смесь пред. у/в С6Н14-С10Н22 - сероводород, - бензол, - ксилол, - толуол, - меркаптаны 2 ДНС-УПСВ Организованные: Факельная установка** - азота диоксид, - азота оксид, - углерод оксид, - метан, - смесь пред. у/в С1Н4-С5Н12, - смесь пред. у/в С6Н14-С10Н22 - сера диоксид, - сероводород, - углерод, - этан, - пентан, - бутан, - бенз(а)пирен Дренажная емкость* - сероводород, - метан, - смесь пред. у/в С1Н4-С5Н12, - смесь пред. у/в С6Н14-С10Н22 - бензол, - ксилол, - толуол, - меркаптаны Резервуары сырой нефти** - метан, - смесь пред. у/в С1Н4-С5Н12, - смесь пред. у/в С6Н14-С10Н22 - сероводород, - бензол, - ксилол, - толуол, - меркаптаны Окончание табл. 1 № п/п Инфраструктурные подразделения ОНВОС Источники выбросов организованные / неорганизованные Загрязняющие вещества маркерные не являющиеся технологическими показателями НДТ Неорганизованные: Технологические площадки, нефтенасосная ДНС-УПСВ, канализационная насосная станция* - метан, - смесь пред. у/в С1Н4-С5Н12, - смесь пред. у/в С6Н14-С10Н22 - сероводород, - бензол, - ксилол, - толуол, - меркаптаны 3 УПСВ Организованные: Факельная установка** - азота диоксид, - азота оксид, - углерод оксид, - метан, - смесь пред. у/в С1Н4-С5Н12, - смесь пред. у/в С6Н14-С10Н22 - сера диоксид, - сероводород, бутан, -пентан, - этан, - бенз(а)пирен Неорганизованные: Технологическая площадка** - метан, - смесь пред. у/в С1Н4-С5Н12, - смесь пред. у/в С6Н14-С10Н22 - сероводород, - бензол, - ксилол, - толуол, - меркаптаны Нефтенасосная* - метан, - смесь пред. у/в С1Н4-С5Н12, - смесь пред. у/в С6Н14-С10Н22 - сероводород, - бензол, - ксилол, - толуол, - меркаптаны Площадка водоотстойников** - метан, - смесь пред. у/в С1Н4-С5Н12, - смесь пред. у/в С6Н14-С10Н22 - сероводород, - бензол, - ксилол, - толуол, - меркаптаны _ *Инвентаризация проведена инструментальным методом. **Для определения показателей выбросов загрязняющих веществ использовался расчетный метод в связи с отсутствием практической возможности проведения инструментальных измерений. ***Автоматическая групповая замерная установка. Table 1 Results of the inventory of sources of emissions of pollutants into the atmospheric air № n/a Infrastructural units of objects of negative impact on the environment Sources of emissions organized / unorganized Contaminants marker that are not technological BAT indicators 1 Oil field Organized: Drainage tank vents at AGMU* sites and wells** - hydrogen sulfide, - methane, - mixture of C1H4-C5H12, - mixture of C6H14-C10H22 - benzene, - xylene, - toluene, - ethylmercaptan Process unit AGMU (ventilation stack)* - mixture of C1H4-C5H12, - mixture of C6H14-C10H22 - hydrogen sulfide, - benzene, - toluene, - methanol, - mercaptans, - methyltoluene Process equipment for the reagent dosing unit** - methanol Table 1, ending № n/a Infrastructural units of objects of negative impact on the environment Sources of emissions organized / unorganized Contaminants marker that are not technological BAT indicators Unorganized: Leaks through loose connections of well fittings** - methane, - mixture of C1H4-C5H12, - mixture of C6H14-C10H22 - hydrogen sulfide, - benzene, - xylene, - toluene, - mercaptans Leaks of technological equipment of AGMU, starting and receiving units for cleaning and diagnostics of pipelines** - methane, - mixture of C1H4-C5H12, - mixture of C6H14-C10H22 - hydrogen sulfide, - benzene, - xylene, - toluene, - mercaptans 2 Booster pump stations with pre-discharge installation Organized: Flare plant** - nitrogen dioxide, - nitrogen oxide, - carbon oxide, - methane, - mixture of C1H4-C5H12, - mixture of C6H14-C10H22 - sulfur dioxide, - hydrogen sulfide, - carbon, - ethane, - pentane, - butane, - benz(a)pyrene Drainage tank* - hydrogen sulfide, - methane, - mixture of C1H4-C5H12, - mixture of C6H14-C10H22 - benzene, - xylene, - toluene, - mercaptans Crude oil tanks** - methane, - mixture of C1H4-C5H12, - mixture of C6H14-C10H22 - hydrogen sulfide, - benzene, - xylene, - toluene, - mercaptans Unorganized: Technological platform, booster pump stations with pre-discharge installation, water pumping station* - methane, - mixture of C1H4-C5H12, - mixture of C6H14-C10H22 - hydrogen sulfide, - benzene, - xylene, - toluene, - mercaptans 3 Pre-discharge water discharge unit Organized: Flare plant ** - nitrogen dioxide, - nitrogen oxide, - carbon oxide, - methane, - mixture of C1H4-C5H12, - mixture of C6H14-C10H22 - sulfur dioxide, - sulfur hydrogen, butane, - pentane, - ethane, - benz(a)pyrene Unorganized: Technological platform** - methane, - mixture of C1H4-C5H12, - mixture of C6H14-C10H22 - hydrogen sulfide, - benzene, - xylene, - toluene, - mercaptans Oil pump* - methane, - mixture of C1H4-C5H12, - mixture of C6H14-C10H22 - hydrogen sulfide, - benzene, - xylene, - toluene, - mercaptans Dewatering area** - methane, - mixture of C1H4-C5H12, - mixture of C6H14-C10H22 - hydrogen sulfide, - benzene, - xylene, - toluene, - mercaptans _ *The inventory was carried out by instrumental method. **To determine the indicators of pollutant emissions, the calculation method was used due to the lack of practical ability to conduct instrumental measurements. ***Automatic group metering unit. В рамках данного исследования выявленные загрязняющие вещества, согласно ИТС НДТ 28-2021, разделены на маркерные и загрязняющие вещества, не являющиеся технологическими показателями НДТ. В соответствии с Приказом Минприроды России[10] загрязняющие вещества разделены на обязательные для определения технологического норматива (выделены зеленым цветом, НДТ 8) и загрязняющие вещества, для которых на момент написания данной статьи величины и перечень технологических показателей не утверждены Минприродой России (выделены желтым цветом, НДТ 6, НДТ 7). Данные табл. 1 показывают, что при сравнении перечня маркерных веществ, определенного для различных технологических этапов добычи нефти, такое загрязняющее вещество 2 класса опасности[11], как сероводород, определен в качестве технически неисполнимого показателя, не соответствующего НДТ 6 и НДТ 7. Кроме того, такие загрязняющие вещества, как бенз(а)пирен (1 класса опасности) и бензол (2 класса опасности), не вошли в перечень маркерных веществ. Далее рассчитывались удельные значения массы выбросов маркерных веществ (кг/т.н.э.) и технологические нормативы (т/год) (в соответствии с Приказом Минприроды России от 14.02.2019 г. № 89 «Об утверждении Правил разработки технологических нормативов»). Объекты технического нормирования, удельные значения массы выбросов маркерных веществ которых превышают технологические показатели, выявлены не были. Результаты представлены в табл. 2. В случае невозможности соблюдения технологических нормативов нефтегазодобывающим предприятиям необходимо разработать программы повышения экологической эффективности (ППЭЭ) на период поэтапного достижения нормативов[12]. Возникает необходимость в комплексной оценке объектов нефтегазодобычи как многопараметрических систем, при определении основных лимитирующих критериев в условиях наличия очевидных параметров (срок эксплуатации месторождений, вмещающие породы разрабатываемого пласта, качественные и количественные характеристики загрязняющих веществ (выявленных сверх маркерных), технические характеристики источников выбросов загрязняющих веществ и т.п.) и скрытых корреляций, определяющих условия внедрения НДТ. Многопараметрический подход позволит определить четкий срок реализации мероприятий ППЭЭ, выбрать наиболее оптимальный вариант технического перевооружения объектов, определить рентабельность реализуемых мероприятий. Таблица 2 Результаты расчета технологического норматива № п/п Объекты технологического нормирования Маркерные вещества Удельные значения массы выбросов маркерных веществ, кг/т.н.э.* Технологический норматив, т/год Технологические показатели НДТ, кг/т.н.э. 1. Маркерные вещества 1.1 Совокупность дренажных емкостей (НДТ 8) Сероводород 0,00000332 0,002905 ≤ 0,002 Метан 0,00000462 0,0040489 ≤ 5,8 Углеводороды предельные С1-С5 0,00008614 0,0754166 ≤ 2,5 Углеводороды предельные С6-С10 0,00000944 0,0082676 ≤ 1,1 1.2 Дренажная емкость (НДТ 8) Сероводород 0,00000005 0,0002443 ≤ 0,002 Метан 0,00000007 0,0003774 ≤ 5,8 Углеводороды предельные С1-С5 0,00000258 0,0136619 ≤ 2,5 Углеводороды предельные С6-С10 0,00000635 0,0336256 ≤ 1,1 2. Загрязняющие вещества, не являющиеся технологическими показателями НДТ 2.1 Нефтяные скважины и АГЗУ (НДТ 6) Метан 0,00559254 4,8961937 ≤ 5,8 Углеводороды предельные С1-С5 0,10419727 91,2233561 ≤ 2,5 Углеводороды предельные С6-С10 0,01133298 9,9218734 ≤ 1,1 2.2 ДНС-УПСВ (НДТ 6) Метан 0,03248965 172,0598669 ≤ 5,8 Углеводороды предельные С1-С5 0,05808479 307,6075734 ≤ 2,5 Углеводороды предельные С6-С10 0,00344020 18,2187637 ≤ 1,1 Углерода оксид 1,46964073 7782,97774 ≤ 55,37 Азота диоксид 0,00196633 10,4133512 ≤ 2,66 Азота оксид 0,00152843 8,0942969 ≤ 0,85 2.3 УПСВ (НДТ 7) Метан 0,00032706 1,7320825 ≤ 5,8 Углеводороды предельные С1-С5 0,00179078 9,4836861 ≤ 2,5 Углеводороды предельные С6-С10 0,00064554 3,4186634 ≤ 1,1 Углерода оксид 0,10083732 534,01801 ≤ 103,73 Азота диоксид 0,00196633 10,4133512 ≤ 59,43 Азота оксид 0,10083732 534,01801 ≤ 9,64 _ * т.н.э. - тонна нефтяного эквивалента (1 т конденсата/нефти соответствует 1 т.н.э.). Table 2 Calculation results of the technological standard № n/a Objects of technological standardization Marker substances Specific values of mass emissions of marker substances, kilo/toe**** Technological standard, t/year Technological indicators of BAT, kilo/toe 1. Marker substances 1.1 Aggregate drainage tanks (BAT 8) Hydrogen sulfide 0.00000332 0.002905 ≤ 0.002 Methane 0.00000462 0.0040489 ≤ 5.8 Limited C1-C5 hydrocarbons 0.00008614 0.0754166 ≤ 2.5 Limited C6-C10 hydrocarbons 0.00000944 0.0082676 ≤ 1.1 1.2 Drainage reservoir (BAT 8) Hydrogen sulfide д 0.00000005 0.0002443 ≤ 0.002 Methane 0.00000007 0.0003774 ≤ 5.8 Limited C1-C5 hydrocarbons 0.00000258 0.0136619 ≤ 2.5 Limited C6-C10 hydrocarbons 0.00000635 0.0336256 ≤ 1.1 Table 2, ending № n/a Objects of technological standardization Marker substances Specific values of mass emissions of marker substances, kilo/toe* Technological standard, t/year Technological indicators of BAT, kilo/toe 2. Pollutants that are not BAT process indicators 2.1 Oil wells and AGMU (BAT 6) Methane 0.00559254 4.8961937 ≤ 5.8 Limited C1-C5 hydrocarbons 0.10419727 91.2233561 ≤ 2.5 Limited C6-C10 hydrocarbons 0.01133298 9.9218734 ≤ 1.1 2.2 Booster pump stations with pre-discharge installation (BAT 6) Methane 0.03248965 172.0598669 ≤ 5.8 Limited C1-C5 hydrocarbons 0.05808479 307.6075734 ≤ 2.5 Limited C6-C10 hydrocarbons 0.00344020 18.2187637 ≤ 1.1 Carbon oxide 1.46964073 7782.97774 ≤ 55.37 Nitrogen dioxide 0.00196633 10.4133512 ≤ 2.66 Nitrogen oxide 0.00152843 8.0942969 ≤ 0.85 2.3 Pre-discharge water discharge unit (BAT 7) Methane 0.00032706 1.7320825 ≤ 5.8 Limited C1-C5 hydrocarbons 0.00179078 9.4836861 ≤ 2.5 Limited C6-C10 hydrocarbons 0.00064554 3.4186634 ≤ 1.1 Carbon oxide 0.10083732 534.01801 ≤ 103.73 Nitrogen dioxide 0.00196633 10.4133512 ≤ 59.43 Nitrogen oxide 0.10083732 534.01801 ≤ 9.64 _ * toe - ton of oil equivalent (1 t of condensate/oil corresponds to 1 toe). Перспективным направлением является разработка многомерных моделей с применением известных методов хемометрики (англ. chemometrics), например, метода главных компонент (PCA) и метода частичной регрессии наименьших квадратов (PLS). Результативность рассматриваемых методов доказана в работе авторов [6], которым удалось установить корреляции и группировки переменных репрезентативных наборов образцов хранилищ нефтесодержащих промышленных отходов различного возраста, происхождения и местоположения. Заключение Предложенная в данной работе методология анализа объектов нефтегазодобычи позволит решить следующие задачи: 1) разработать системы планирования эксплуатации нефтегазодобывающих месторождений с учетом следующих качественных параметров: - данные по квотированию выбросов; - современные модели снижения выбросов в атмосферу и сбросов в водные объекты; - финансовые планы предприятия по техническому перевооружению, оснащению системами автоматического контроля выбросов и сбросов; - графики актуализации информационно-технических справочников наилучших доступных технологий; 2) осуществлять геоэкологическую и геолого-экономическую оценку нефтегазовых месторождений с выявлением возможных рисков и стратегических направлений повышения эффективности их эксплуатации; 3) сформировать принципы очередности и сроков ввода объектов нефтегазодобычи в эксплуатацию, исключающие изменение запланированных показателей разработки месторождений, а также нарушения требований промышленной и экологической безопасности.

Об авторах

Елена Викторовна Губарь

Самарский государственный технический университет

Автор, ответственный за переписку.
Email: e.v.gubar@mail.ru
ORCID iD: 0000-0003-0040-9466

аспирант направления подготовки 05.06.01 «Науки о Земле», направленность программы «Геоэкология (в нефтегазовой отрасли; в строительстве и жилищно-коммунальном хозяйстве)»

Российская Федерация, 443100, Самара, ул. Молодогвардейская, д. 244

Ольга Владимировна Тупицына

Самарский государственный технический университет

Email: olgatupicyna@yandex.ru
SPIN-код: 8568-1200
доктор технических наук, профессор кафедры химической технологии и промышленной экологии Российская Федерация, 443100, Самара, ул. Молодогвардейская, д. 244

Список литературы