Экологические технологии
advertisement
Экологические технологии Промежуточный доклад об исследованиях в области нефтеэнергетического сектора, комплексный план управления для Северного моря Обзор существующих экологических технологий Фото: Ойвин Хаген/Statoil (Норвежский нефтяной директорат) февраль 2011 г. Содержание 1 Введение ................................................................................................................................ 8 1.1 2 3 Нефтегазовое производство в Северном море ..........................................................................9 Технологии геологоразведочных работ ............................................................................ 10 2.1 Сейсморазведочные работы .................................................................................................... 10 2.2 Электромагнитные исследования ............................................................................................ 11 2.3 Технология «Бэйджер» ............................................................................................................ 11 Бурение и эксплуатация скважин ...................................................................................... 13 3.1 3.1.1 3.1.2 3.1.3 3.1.4 3.1.5 3.1.6 3.1.7 3.2 3.2.1 3.2.2 3.2.3 3.2.4 3.2.5 3.2.6 3.2.7 3.3 3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.3.4 3.3.5 3.4 3.4.1 3.5 3.5.1 3.5.2 3.5.3 3.5.4 3.5.5 3.5.6 3.5.7 3.5.8 3.6 Технологии бурения ................................................................................................................. 13 Бурение скважин малого диаметра ............................................................................................................. 13 Снижение числа инспекций скважины ........................................................................................................ 13 «Монобурная» конструкция скважины ....................................................................................................... 13 Конвейерный метод бурения ....................................................................................................................... 14 Наклонно-направленное бурение ................................................................................................................ 14 Многоствольное бурение.............................................................................................................................. 15 Бурение и заканчивание через существующие скважины (РБНКТ) ........................................................... 15 Испытания скважин ................................................................................................................. 15 Оптимальное сжигание ................................................................................................................................. 16 Внутрискважинные испытания ..................................................................................................................... 16 Внутрискважинная добыча и обратная закачка .......................................................................................... 18 Испытания скважин малого диаметра ......................................................................................................... 18 Испытания с использованием гибких НКТ (койл тьюбинг) ......................................................................... 18 Сбор нефти ..................................................................................................................................................... 18 Повторная добыча через добычной комплекс ........................................................................................... 19 Технологии для верхнего участка скважины ........................................................................... 19 Бурение с морской водой ............................................................................................................................. 19 Укладка кондукторов/кондукторных обсадных колонн ............................................................................ 19 Новая технология для фундамента скважины ............................................................................................ 20 Использование подводных насосов и транспортировка бурового шлама на морское дно ................... 21 Возвращение выбуренной массы на буровую установку с помощью подводных насосов .................... 21 Технологии с будущим потенциалом ...................................................................................... 23 Буровая установка на морском дне ............................................................................................................. 23 Буровые отходы ....................................................................................................................... 23 Обработка бурового шлама с добавлением буровых растворов на нефтяной основе ........................... 23 Транспортировка бурового шлама ............................................................................................................... 24 Повторное использование водосодержащего бурового шлама ............................................................... 25 Обратная закачка бурового шлама .............................................................................................................. 26 Буровые растворы на водной основе .......................................................................................................... 26 Альтернативные буровые растворы............................................................................................................. 26 Буровые растворы на нефтяной основе ....................................................................................................... 27 Повторное использование буровых растворов на нефтяной основе ........................................................ 27 Предотвращение эксплуатационных сбросов при бурении .................................................... 28 1 __________________Экологические технологии__________________________ 3.6.1 Компьютеризованные вспомогательные системы ..................................................................................... 28 3.7 Усовершенствованная технология, позволившая снизить риск возникновения неконтролируемого выброса ............................................................................................................... 29 4 Добыча................................................................................................................................. 30 4.1 Пластовая вода......................................................................................................................... 30 4.2 Обработка пластовой воды ...................................................................................................... 30 4.3 Закрытие водопритоков в скважине........................................................................................ 32 4.4 Внутрискважинная сепарация ................................................................................................. 32 4.5 Подводная сепарация .............................................................................................................. 33 4.6 Очистка пластовой воды .......................................................................................................... 35 4.6.1 4.6.2 4.6.3 4.6.4 4.6.5 4.6.6 4.6.7 4.7 5 Гидроциклоны ................................................................................................................................................ 35 Компактная флотационная установка (КФУ) ............................................................................................... 36 Технология C’Tour .......................................................................................................................................... 37 МРРЕ/ЭМПП.................................................................................................................................................... 38 Технологии, влияющие на изменения размеров капель ........................................................................... 39 Другие технологии для обработки воды ..................................................................................................... 39 Технологии для удаления радиоактивных веществ из пластовой воды ................................................... 39 Закачка пластовой воды .......................................................................................................... 40 Выбросы в атмосферу ........................................................................................................ 41 5.1 Организация энергоснабжения ............................................................................................... 43 5.1.1 5.1.2 Проектирование разработки месторождений и технологических мощностей ........................................ 43 Оптимальная транспортировка газа............................................................................................................. 44 5.2 Комбинированная силовая установка с парогенератором для регенерации газа .................. 44 5.3 Топливные элементы ............................................................................................................... 45 5.4 Электроснабжение с берега ..................................................................................................... 46 5.4.1 Электроснабжение с берега .......................................................................................................................... 46 5.5 Закрытый факел/регенерация факельного газа ...................................................................... 49 5.6 Закачка и обработка воды на морском дне (Swit)................................................................... 49 5.7 Подводное компримирование ................................................................................................ 50 5.8 Улавливание и хранение CO2 ................................................................................................... 52 5.8.1 5.8.2 5.8.3 5.8.4 5.9 Улавливание CO2 ............................................................................................................................................ 52 Хранение CO2 .................................................................................................................................................. 53 Использование CO2 для повышения нефтеотдачи ...................................................................................... 54 Исследовательские проекты по улавливанию и хранению CO2 ................................................................ 54 Меры по ограничению выбросов от турбин и двигателей ...................................................... 54 5.9.1 5.9.2 5.9.3 5.10 Меры по ограничению выбросов NOX ......................................................................................................... 55 Двухтопливные турбины с низким NOX ........................................................................................................ 55 Каталитическая очистка (SCR) ....................................................................................................................... 55 Удаление и регенерация нефтяных паров (ЛОС) при отгрузке и хранении ............................ 56 5.10.1 5.10.2 Отраслевое сотрудничество в области ЛОС ............................................................................................ 56 Сокращение выбросов НМЛОС при отгрузке сырой нефти на челночные танкеры ........................... 57 2 __________________Экологические технологии__________________________ 6 Применение химических реагентов................................................................................... 59 6.1 6.1.1 6.2 6.2.1 7 Повышение эффективности использования химических веществ .......................................... 60 Редукция у источника .................................................................................................................................... 60 Обнаружение аварийного загрязнения ................................................................................... 61 Экологический мониторинг сбросов в морскую среду ...................................................... 63 8.1 8.1.1 8.1.2 8.1.3 8.2 8.2.1 8.2.2 8.2.3 8.2.4 8.2.5 8.2.6 9 Замена экологически опасных химических веществ .................................................................................. 60 Случайные сбросы ............................................................................................................... 61 7.1 8 Постановка цели «нулевых» сбросов ...................................................................................... 59 Введение .................................................................................................................................. 63 Мониторинг водной толщи ........................................................................................................................... 63 Экологический мониторинг бентической среды обитания (отложения и бентическая фауна) .............. 64 Мониторинг случайных сбросов................................................................................................................... 64 Другие методы наблюдения .................................................................................................... 65 SERPENT........................................................................................................................................................... 65 Воздействие бурового шлама на кораллы .................................................................................................. 65 HERMES ........................................................................................................................................................... 66 Mareano – картирование морского дна ....................................................................................................... 67 Мониторинг экологического воздействия в режиме On-line, Biota Guard................................................ 67 Подводные обсерватории, соединенные кабелями .................................................................................. 68 Сбросы с береговых объектов ............................................................................................ 68 9.1 9.1.1 9.1.2 9.2 9.2.1 9.2.2 9.2.3 9.2.4 9.2.5 Меры по снижению выбросов – выбросы в атмосферу с береговых объектов ...................... 69 Технология очистки CO2 ................................................................................................................................ 69 Сокращение NOx ............................................................................................................................................ 72 Меры по снижению сбросов – сбросы в морскую среду с береговых объектов ..................... 72 Биологическая очистка .................................................................................................................................. 73 MPPE/ЭМПП.................................................................................................................................................... 73 Реактор LSP- реактор для низкого осадкообразования .............................................................................. 73 Окисление в сырой среде ............................................................................................................................. 74 Адсорбция ...................................................................................................................................................... 74 10 Обработка балластовой воды с судов .............................................................................. 74 11 Ликвидация установок ....................................................................................................... 75 11.1 Существующие технологии ...................................................................................................... 75 11.2 Новые технологии .................................................................................................................... 79 Обзор государственных задач в области охраны окружающей среды .................................. 85 3 __________________Экологические технологии__________________________ Резюме Цель настоящего доклада заключается в обзоре современного состояния экологических технологий, способных помочь предотвратить и уменьшить / избежать загрязнения окружающей среды. Данный доклад служит основой для плана управления регионом Северного моря. Он был подготовлен, опираясь на данные ННД, с обстоятельными добавлениями со стороны Государственного агентства по надзору за безопасностью нефтегазового производства (Петролеумтильсюне) и консультантов нефтяных компаний. Ниже приводится резюме по различным техническим направлениям, и перечисляются технологические проблемы, как те, с которыми отрасль уже смогла справиться, так и те, которые еще остались. Технологии геологоразведочных работ Ожидаемая тенденция развития геологоразведочных технологий показывает, что впредь понадобится бурить меньшее количество скважин, чем это делалось раньше. Электромагнитное излучение может различать между водой и нефте- или газонасыщением в пластах, что позволит снизить вероятность пробуривания сухих скважин. Бурение и работы в скважинах Среди технологий бурения наиболее важным достижением в плане защиты окружающей среды стала разработка горизонтальных скважин и, в конечном итоге, многосторонних / многоствольных скважин. РБНКТ (роторное бурение через насосно-компрессорные трубы) или бурение и заканчивание через существующие скважины стало совершенно новой технологией бурения и обслуживания скважин, позволяющей получать больше нефти с месторождений, которые разрабатываются с подводных комплексов. Технический прогресс сделал возможным преодоление большего количества метров пласта на каждую скважину, в результате чего увеличилась добыча нефти и газа при меньшем числе скважин. Бурение скважин малого диаметра предполагает бурение стволов с меньшим сечением по всем участкам скважины, что позволяет сократить объем буровых отходов и энергопотребление. Количество бурового раствора, цемента и шлама может быть существенно снижено, до 70% по отдельным скважинам. При обычном методе бурения верхнего участка ствола скважины в качестве промывочной жидкости в настоящее время используется морская вода. Считается, что при нормальных условиях все скважины могут быть пробурены на необходимую глубину при помощи бурового раствора на водной основе. Существуют методы для сбора шлама на морском дне. В настоящее же время разрабатывается технология сбора бурового шлама с верхнего участка подводной скважины с помощью мешков-накопителей. После окончания операции мешки могут быть отбуксированы в специально отведенное для них место. Методы, основанные на сборе и обработке шлама на буровой установке, влекут за собой дополнительные расходы, которые должны быть взвешены в сопоставлении с экологической выгодой. Это будет необходимо для подготовки анализа жизненного цикла в отношении обработки отходов бурения (буровой раствор, буровой шлам), чтобы можно было выделить метод, который приводит к наименьшему воздействию на окружающую среду. 4 __________________Экологические технологии__________________________ Пластовая вода Органы власти требуют сейчас обеспечения «нулевых» выбросов при нормальном режиме эксплуатации объектов в регулируемом районе. Пластовая вода может, поэтому, сбрасываться в море только при наличии разрешения, полученного от органов власти. Альтернативно, вода может быть закачана обратно в пласт для поддержания давления или в пласт-хранилище. Какой тип технологии очистки пластовой воды должен применяться в каждом конкретном случае будет решаться для каждого отдельного месторождения на основе оценки экологического риска. Есть несколько методов для предотвращения сброса пластовой воды. Над методом химического или физического закрытия водопритока в нижней части эксплуатационной скважины работают уже давно, но применение химического способа осложняется тем, что трудно найти химические вещества, которые бы отвечали современным экологическим требованиям. Подводная сепарация с обратной закачкой пластовой воды имеет высокий потенциал на некоторых месторождениях, и, как ожидается, будет использоваться в будущем и при разработке многих других месторождений. Это также уменьшит спрос на энергию и, следовательно, выбросы таких веществ, как CO2 и NOX. Внутрискважинная сепарация пока еще не опробована на норвежском континентальном шельфе, но эта технология обладает большим потенциалом. Выбросы в атмосферу Некоторые меры, которые могут уменьшить выбросы в атмосферу, включают: Турбинные технологии: одно- и двухтопливные системы с низким содержанием NOX Каталитическая очистка (СКВ) Энергоэффективность и организация энергоснабжения Сокращение выбросов ЛОС Энергоснабжение с берега (электрификация установок) Закрытие факела/утилизация факельного газа Улавливание и хранение CO2 Обработка воды на морском дне (подводная система закачки и обработки воды ПСЗОВ), сепарация и закачка Улавливание и хранение CO2 Норвегия будет и в будущем иметь хорошие возможности для хранения СО2, благодаря доступу к большим, заполненным водой пластам и истощенным нефтяным и газовым пластам, расположенным вдоль норвежского побережья. Норвежские власти активно работают над тем, чтобы такое хранение СО2 происходило безопасно и надежно. Директива ЕС о геологическом хранении диоксида углерода была принята 23 апреля 2009 года. Директива требует создания схемы лицензирования, которая бы обеспечила проведение всеобъемлющего анализа риска и оценки экологического воздействия хранилищ до получения разрешения. Электроснабжение с берега Разработка концепции передачи больших объемов электроэнергии с турели FPSO на судно продвинулась настолько, что уже готова к испытаниям. Следующим шагом в испытании технологии будет создание прототипа. Ведущие компании в области строительства систем турелей в других странах и группа компаний SARGAS/Siemens в Норвегии разработали каждая свою технологию, которая может передавать ток высокого напряжения через систему турели на 5 __________________Экологические технологии__________________________ добычное судно. Общим для обеих этих технологий является то, что до начала применения они должны пройти квалификационный отбор. Использование химических веществ Цель обеспечения нулевых выбросов означает, что по общему правилу нефть и опасные химические вещества не должны сбрасываться в море. Эта цель относится как к искусственно добавляемым, так и к встречающимся в естественных условиях опасным веществам. Сбросы вредных химических веществ (красный и черный цветовой код) на норвежском континентальном шельфе были снижены с 4160 тонн в 1997 году до около 17 тонн в 2008 году. Это дает снижение на 99,6%. Цель обеспечения нулевых выбросов считается достигнутой для химических присадок см. Правительственный доклад Парламенту № 26 (2006-2007). Несмотря на то, что цель в отношении экологических характеристик химических веществ в значительной степени достигнута, научные исследования и разработка новых эффективных экологически безопасных химических веществ будут в будущие годы продолжены. Аварийное загрязнение Технологии для обнаружения и определения масштабов аварийного загрязнения В Предписании об экологических мерах § 50 выдвигается требование к компании-оператору о создании системы дистанционного зондирования, которая бы позволила быстро обнаруживать и определять масштаб аварийного загрязнения от объекта. Разработка систем и методов дистанционного зондирования аварийного загрязнения идет непрерывно. Разработка осуществляется в тесном сотрудничестве с органами власти, компаниями-операторами, Норвежской ассоциацией промышленников «За чистое море» (NOFO) и поставщиками оборудования. Подводные системы обнаружения утечек После разлива нефти на месторождении Драуген получили хорошее развитие системы подводных акустических датчиков, способных обнаруживать утечки на раннем этапе. Такие датчики могут обнаруживать утечки на расстоянии до 100 метров. Выбросы с наземных объектов Используя береговой терминал в качестве оперативного центра месторождения, можно применять экологически чистые технологии, которые не подходят для морских установок. Развитие береговых сооружений обеспечит большую свободу для выбора оптимального энергетического решения, а производимая термоэнергия может быть использована для локальных целей. Здесь также открывается возможность для более экологически эффективных решений для береговых объектов, позволяющая осуществлять интеграцию и связь с другими предприятиями. Береговое предприятие позволяет использовать установки биологической очистки, которые могут удалять вредные компоненты из пластовой воды. Установки для улавливания СО2 также больше подходят для береговых, а не для морских объектов. Все технологии, которые можно использовать на шельфе для ограничения выбросов в атмосферу, также могут быть применимы для береговых сооружений. На береговых терминалах не будет таких ограничений по площади и весу оборудования, какие существуют на морских объектах. 6 __________________Экологические технологии__________________________ Ликвидация объектов Пока еще проводилось не так много дискуссий относительно разработки более экологически чистых технологий для ликвидации объектов, расположенных на норвежском континентальном шельфе. До сих пор обычно выбиралась традиционная технология, поскольку она известна и доступна. В последние годы было предложено несколько методов ликвидации по принципу «за один подъем». Развитие таких технологий требует долгого времени, и их также трудно проверять в крупномасштабных испытаниях. Можно ожидать, что будущая разработка месторождений в Северном море будет включать платформы для кустового бурения, плавучие сооружения и подводные комплексы. Для них уже имеются технологии ликвидации. Сегодня также существуют технологии для возможного заглубления и удаления трубопроводов. Сложной задачей остается удаление конструкций с месторождения, разрабатывавшегося с большого бетонного основания. Пока что в тех местах, где была завершена добыча, такие бетонные основания, остались на морском дне после удаления верхних строений. Примерами служат платформы «Экофисктанкен» и «Фригг» (TCP в норвежском секторе и ТР1, CDP1 и трубопроводы платформы MCP-01 в британском секторе). 7 __________________Экологические технологии__________________________ 1 Введение Предстоит разработать комплексный план управления для Северного моря и пролива Скагеррак. Правительство указало в Правительственном докладе Парламенту № 8 (2005-2006) «О комплексном управлении морскими ресурсами акватории Баренцева моря и морской зоны у Лофотенских островов (план управления)», что это послужит основой для работы с комплексными планами управления для других норвежских акваторий. Парламент, рассмотрев комплексный план управления, одобрил разработку комплексных планов для других морских районов. Была поставлена общенациональная задача, в соответствии с которой к 2015 году будут составлены всеобъемлющие и основанные на экосистемах планы управления для всех норвежских вод, см. Правительственный доклад Парламенту № 26 (2006 - 2007) «О правительственной политике в области экологии и экологическом положении в стране». Правительство в своей политической платформе (Сория Мория II) заявило о том, что оно "ставит цель подготовить всеобъемлющий план действий в отношении Северного моря" в течение текущего парламентского периода, т.е. до весны 2013 года. В рамках этой подготовки будут составлены различные базовые отчеты о последствиях нефтяного производства в районе, охватываемом планом управления. Норвежский нефтяной директорат в этой связи несет ответственность за обновление данных о текущем состоянии различных экологических технологий, которые лежат в основе докладов о воздействии со стороны нефтяных операций. Экологический отчет был впервые подготовлен в связи с разработкой плана управления для Баренцева моря и Лофотенских островов, и с тех пор регулярно обновляется в связи с подготовкой и обновлением других планов управления. В докладе рассматриваются различные экологические технологии, которые внедряются для сокращения сбросов в море и (или) выбросов в атмосферу, которые находятся на стадии разработки или на стадии испытаний, и могут быть целесообразно использованы в нефтяном производстве в районах, охватываемых планом управления. В докладе также дается описание состояния этих технологий и полученного благодаря им опыта. В отчет включены экологические технологии, которые могут быть использованы на всех этапах нефтяного производства, от этапа геологоразведочных работ, разработки месторождения и добычи до окончательного удаления объектов. Часто лучшим способом уменьшить воздействие на окружающую среду может быть уменьшение воздействия у возможного источника загрязнения. Развитие технологий геологоразведки, подводной или внутрискважинной сепарации, разработка решений, позволяющих снизить до минимума трату энергии давления от добываемого газа и т.п. могут быть столь же важными экологическими мерами, как и применение экологически чистых технологий очистки. Новые формы энергии, такие как энергия ветра и волн, в этом отчете рассматриваться не будут. Доклад был подготовлен, опираясь на данные ННД (Норвежский нефтяной директорат) с обстоятельными добавлениями со стороны Государственного агентства по надзору за безопасностью нефтегазового производства (Петролеумтильсюне) и консультантов нефтяных компаний. 8 __________________Экологические технологии__________________________ 1.1 Нефтегазовое производство в Северном море Комплексный план управления для Северного моря и пролива Скагеррак охватывает географический район, расположенный за пределами исходной линии, находящейся под норвежской юрисдикцией, и до 62o с.ш. Исследования и разработка новых экологических технологий Было проведено несколько различных исследований в области экологии и экологических технологий для нефтяной промышленности. Некоторые из этих программ перечислены в таблице 1. Конкретные экологические технологии, разрабатываемые в рамках этих программ исследований, подробно изложены в настоящем докладе. Для получения подробной информации о содержании, сроках и возможных инвестициях в проекты в рамках этих программ, см. сайты соответствующих программ в Интернете. В дополнение к этим исследовательским программам проводится также много исследований под руководством отрасли. Таблица 1: Обзор некоторых программ научных исследований в области экологии и экологических технологий Программа ”Экологические технологии для будущего” www.og21.org Петромакс www.petromaks.no Демо 2000 www.demo2000.no Цель Это инициатива OG21, способствующая тому, чтобы деятельность на норвежском континентальном шельфе осуществлялась с минимальным воздействием на окружающую среду при одновременном обеспечении максимального использования ресурсов и создания стоимости в норвежской нефтегазовой промышленности. Проведение мероприятий, включая экологический мониторинг, разведочное и эксплуатационное бурение. Имеет целью внедрение новых технологий. 9 __________________Экологические технологии__________________________ 2 Технологии геологоразведочных работ Изменения, которые произошли в сфере технологий геологоразведки, привели к тому, что теперь пробуривается меньше скважин, чем это было до появления этих технологий. В основном это стало возможным за счет улучшения сбора, обработки и интерпретации сейсмических данных. 2.1 Сейсморазведочные работы Проведение сейсморазведки необходимо для получения подробной информации о недрах и выявления возможных областей скопления углеводородов. Основной принцип морских сейсмических исследований состоит в направлении ударной волны буксируемого судном сейсмического источника (пневматическая пушка). Волна идет вниз, проникает через геологические пласты и отражается от границ, где породы имеют различную скорость прохождения сигнала и / или плотность. Отраженные сигналы улавливаются гидрофонами (сейсмоприемниками) в одной или нескольких косах, буксируемых судном, а затем передаются на цифровую записывающую аппаратуру. В некоторых случаях понадобится заменить косу сейсмоприемниками, размещенными на дне моря. После окончания сейсмических исследований производится обработка сейсмических данных. Она выполняется мощными компьютерами с тем, чтобы получить, по возможности, наиболее точную и показательную сейсмическую картину недр. На основании интерпретации обработанных сейсмических данных можно проследить пути миграции нефти и газа, а также определить геометрию и размер потенциальных ловушек. В некоторых случаях они непосредственно указывают на присутствие углеводородов. При сборе данных 2D сейсмическая коса с гидрофонами буксируется сейсморазведочным судном, в то время как при исследованиях 3D судно буксирует несколько кос параллельно. Это позволяет уменьшить число километров, проходимых судном, и тем самым также уменьшить выбросы в атмосферу, одновременно охватывая существенно большую площадь быстрее и с меньшими затратами. Увеличение плотности сейсморазведки дает трехмерную картину недр. Как для 2D, так и для 3D используются одинаковые сейсмоисточники. Сегодня нефтяная промышленность все больше использует сейсмические данные в формате 3D. Постоянное развитие технологий сбора, обработки и визуализации сейсмических данных (от данных 2D и 3D до 4D) дало возможность получить более детальную картину недр и стало важным вкладом в проведение буровых работ и размещение скважин. При помощи сейсмических данных 4D можно контролировать, что происходит в пласте в процессе добычи, и определять еще не затронутые добычей участки пласта. На основе обновленных карт пласта можно планировать и бурить новые скважины с целью увеличения добычи нефти и (или) газа. Сбор сейсмических данных производится на всех этапах нефтяных операций. Перед открытием района для коммерческой геологоразведки должны быть проведены сейсмические исследования под контролем органов власти. После того, как район был открыт для нефтегазовой деятельности, компании, как правило, сами проводят сбор сейсмических данных. Именно органы власти дают разрешение на сбор сейсмических данных в пределах тех географических границ, которые в любое время относятся к различным районам. После получения разрешения на добычу компании могут, при необходимости, провести дополнительный сбор сейсмических данных. 10 __________________Экологические технологии__________________________ 2.2 Электромагнитные исследования Электромагнитные исследования представляют собой относительно новый метод сбора геофизических данных для оценки нефтегазовых месторождений. Метод основан на анализе электромагнитной проводимости пластовой жидкости в формации и может, таким образом, различать между водой и нефте- или газонасыщением в пласте, в противоположность обычным сейсмическим исследованиям, которые не могут проводить различия между низким и высоким углеводородным насыщением. Исследования проводятся после установки ряда приемников вдоль одной линии на дне моря на расстоянии около 1 км. Затем над приемниками протягивается низкочастотный электромагнитный источник. Приемники регистрируют сигналы, которые распространяются в формациях на глубину до нескольких километров. Метод является ценным дополнением к обычным сейсмических исследованиям, которые при определенных обстоятельствах могут дать только косвенные указания на присутствие углеводородов. Всесторонние знания о содержании пласта являются ценной информацией в преддверии принятия решения о начале бурения, и могут уменьшить затраты и количество сухих скважин. Рис. 2.1: Принципиальная схема электромагнитных исследований (источник: DNV) 2.3 Технология «Бэйджер» Компания «Бейджер Эксплорер АСА» занимается разработкой технологии бурения с потенциалом для выявления возможных ресурсов без бурения обычной разведочной скважины. Обычный процесс бурения предполагает бурение скважин различных размеров с использованием бурового раствора, цементирования обсадных труб и тампонирования. «Бейджер Эксплорер» (badger= барсук) является автономным инструментом, который пробуривает до возможного места залегания углеводородов, попутно выполняя каротаж пласта и отправляя его результаты вместе с информацией об условиях в породе обратно на морское дно через тонкий кабель. Информация передается через спутник на берег для обработки. 11 __________________Экологические технологии__________________________ Устройство работает на электроэнергии, подающейся через кабель. Электрогенератор может быть размещен на дне моря, а операциями можно управлять с берега или с судна, находящегося в данном районе. Шлам, выбуривающийся без использования бурового раствора, постоянно выталкивается за устройство и в конечном итоге заполняет находящееся за ним отверстие без использования обсадных труб и цементирования. После завершения бурения устройство будет оставаться в грунте. Это ведет к меньшему нарушению морского дна и его недр и обеспечивает значительное сокращение выбросов в атмосферу и море. Рис 2.2: Бейджер Эксплорер действует в качестве бурильной колонны, самостоятельно пробуриваясь сквозь формации и закрывая за собой отверстие шламом (источник: www.bxpl.com) План состоит в том, чтобы на основании информации, полученной с этого устройства, пробуривать в меньшем количестве, но более надежные поисковые скважины для определения объема и характера распространения ресурсов в пласте. «Бейджер» разрабатывается в качестве СОП (совместные отраслевые проекты) при поддержке Demo2000, StatoilHydro, Shell и ExxonMobil. Испытания и корректировка устройства проводились в 2010 году. Второй этап был одобрен Руководящей группой проекта осенью 2010 года. Этап состоял из полномасштабной проверки концепции устройства, в ходе которой оно в автономном режиме пробуривалось через формацию с песчаником. В ходе работ шлам транспортировался, сепарировался и компримировался в твердую пробку, образовывавшуюся за оборудованием. Есть планы проведения двух новых испытаний, которые должны быть выполнены в первой половине 2011 года под эгидой проекта. 12 __________________Экологические технологии__________________________ 3 Бурение и эксплуатация скважин В следующей главе рассматриваются различные экологические технологии, использующиеся при бурении и эксплуатации скважин. Вышеупомянутые технологии могут быть использованы для бурения разведочных, оконтуривающих и эксплуатационных скважин. В этой главе также обсуждаются альтернативные методы, которые используются в связи с обработкой буровых отходов, шлама и буровых растворов. 3.1 Технологии бурения 3.1.1 Бурение скважин малого диаметра Бурение скважин малого диаметра предполагает бурение стволов с меньшим сечением на всех участках скважины, что помогает уменьшить отходы от бурения и потребление энергии. Количество бурового раствора, цемента и шлама может быть значительно снижено, до 70% по отдельным скважинам. Эта технология требует модификации буровых установок и уделения особого внимания транспортировке бурового шлама, измерения неконтролируемого фонтанирования и контроля над скважиной. Меньший диаметр при более высоком перепаде давления приводит к тому, что скважины не очень хорошо подходят для высоких темпов добычи. Это может означать, что потребуется бурение дополнительных эксплуатационных скважин. Добыча в скважинах малого диаметра может создать дополнительные проблемы с отложениями и осадками, что может заставить применять в большем объеме химические вещества. Сегодня разведочные скважины зачастую выполняются в форме бурения скважин малого диаметра (конструкция скважины малого диаметра). При этом от поверхности идет обсадная труба размером 13 3 / 8", хвостовик размером 9 5 / 8"в качестве эксплуатационной колонны и 8 ½ " на участке пласта. Новые методы бурения и применение расширяемой обсадной колонны в будущем могут дать возможность применять скважины малого диаметра в большем объеме (см. монобурная конструкция скважин). 3.1.2 Снижение числа инспекций скважины При замене, например, 26-дюймовой секции на более длинную, размером 17 ½", сокращается диаметр участка скважины, и тем самым также уменьшается количество бурового шлама. Кроме того, в секторе Норне были пробурены скважины, где 26-дюймовый участок был заменен на 12 ½ дюймов. Такая технология может обеспечить до 50% сокращения использования буровых растворов, цемента и шлама на этих участках и приведет к повышению скорости бурения и ограничению использования стали для обсадных колонн. Использование данной технологии зависит от условий конкретной формации и должно оцениваться, исходя из реальных обстоятельств. Этот метод применяется сегодня для бурения дополнительных скважин в экологически уязвимых районах, чтобы уменьшить количество бурового шлама и облегчить логистику. 3.1.3 «Монобурная» конструкция скважины Данная технология заключается в сохранении диаметра ствола неизменным на всей трассе скважины. Это требует применения расширяемой обсадной колонны для поддержания стабильности скважины. Технология использует обсадные колонны из специальной марки стали, а расширение обсадной колонны происходит после того, как она направляется таким 13 __________________Экологические технологии__________________________ образом, что ей придается больший диаметр, чем тот, который был изначально. Преимущества этой технологии заключаются в сокращении занимаемой площади, необходимой для хранения обсадной колонны на буровой установке, уменьшении времени бурения, почти 50%-ом снижении объемов бурового раствора, и кроме того, этот метод производит на 50% меньше шлама. Метод требует тщательного планирования и в настоящее время в основном используется для труб и трубопроводов меньших размеров. "Монобурение" особенно хорошо подходит для скважин, пробуренных в глубоководной зоне, где требуется много обсадных колонн для достижения нужного горизонта. На сегодняшний день этот метод на норвежском шельфе не используется, но он нашел себе применение в других районах мира, в том числе в Мексиканском заливе и британском секторе. 3.1.4 Конвейерный метод бурения При "конвейерном" бурении несколько скважин пробуриваются в одном и том же месте последовательно, а это означает, что все скважины с одинаковым диаметром бурятся подряд прежде, чем начинают пробуриваться скважины следующего размера. Основным преимуществом этого метода бурения является то, что «конвейерное» бурение обеспечивает эффект от рециркуляции бурового раствора непосредственно на установке и экономит время благодаря большей эффективности операции. Работы по очистке после использования различных типов буровых растворов будут сокращены. Также ожидается, что эффект повторения позволит сократить время, затрачиваемое на бурение. Это обеспечивает экономическую выгоду, даже при краткосрочной аренде оборудования, и не требует мобилизации. Метод используется при бурении с платформы и с подводных оснований, где первые два участка (36 и 26 дюймов) пробурены «конвейерным» способом. Этот метод часто применяется для крупных проектов разработки месторождений, включая месторождения Алвхайм. Ормен Ланге и Снёвит. 3.1.5 Наклонно-направленное бурение В сочетании с новой технологией оценки геологической формации, и при условии, что коллектор надлежащим образом картирован, можно пробуривать сложные скважинные трассы в направлении требуемой формации, ловушки или зоны. Эти технические средства помогают бурить в запланированном направлении от буровой установки. Со стационарных буровых установок бурение проводилось с более чем 10-километровым охватом (бурение с расширенным радиусом охвата - БРРО). Большинство же плавучих буровых установок имеют предел охвата около 6 км. Технологические достижения в наклонно-направленном бурении были в последние годы весьма значительными. Новые инструменты и методы, обеспечивающие лучшую устойчивость направления и более широкие возможности для контроля скважинной трассы, позволяют точно пробуривать очень далеко проникающие скважины с большим отклонением ствола или горизонтальные скважины. Дальнейшее развитие таких технологий имеет потенциал для бурения эффективных в плане дренирования скважин, тем самым снижая потребность в дополнительных скважинах. Эта технология может также обеспечить более эффективное использование находящегося на объектах бурового оборудования. Сокращение числа скважин снижает производство шлама и 14 __________________Экологические технологии__________________________ бурового раствора, и позволяет уменьшить применение химических веществ. Самым большим преимуществом является охват больших площадей с одной буровой установки, что снижает загрязнение, связанное с разработкой и эксплуатацией месторождения. Задача состоит в том, чтобы подтянуть "всю длину скважины" бурильной колонной обратно на буровую вышку. При увеличении потенциала для хранения бурильной колонны и лучших возможностей для хранения бурового раствора на буровых установках, эта технология станет еще более полезной. 3.1.6 Многоствольное бурение Многоствольное бурение, как следует из названия, представляет собой бурение нескольких скважин от основного ствола и выреза для бурения. Вместо бурения с поверхности нескольких скважин в разных направлениях, эти скважины пробуриваются от основного ствола непосредственно над коллектором. Это приводит к экономии числа скважин, сокращению объемов шлама, требует меньше бурового раствора, более короткого времени на выполнение работ и меньшего числа устьев скважин. Развитие внутрискважинных технологий привело также к более эффективному управлению добычей из разных боковых стволов . Такое бурение осуществляется в нескольких местах на норвежском континентальном шельфе. В качестве примера можно привести месторождение Тролль, где пробурена скважина с 6 боковыми стволами. 3.1.7 Бурение и заканчивание через существующие скважины (РБНКТ) РБНКТ (роторное бурение через насосно-компрессорные трубы) представляет собой бурение и заканчивание через уже существующие скважины (повторное использование). При РБНКТ повторно используются части ранее пробуренных скважин. Бурение проходит сквозь стенки скважины без протягивания внутрискважинного оборудования в существующую скважину. Раньше это делалось на месторождениях, разрабатывавшихся со стационарных установок, но теперь эта технология стала применимой и для подводных комплексов. Эта технология была использована Statoil для подводной разработки месторождения Осгард в 2009 году, когда боковой ствол был пробурен сквозь существующую скважину. Свое дальнейшее развитие технология РБНКТ получила у Statoil на м. Норне, где этим методом, при помощи динамически позиционированной (ДП) установки «Stena Don», была пробурена многоствольная скважина. Добыча и из ответвления, и из «материнской» скважины осуществляется также через существующее устье и фонтанную арматуру. В 2010 году компания FMC Technologies была удостоена награды Норвежского нефтяного директората за разработки в области ПНО за свою многолетнюю работу с технологиями повышения нефтеотдачи подводных скважин. Сюда относятся также технологии РБНКТ. 3.2 Испытания скважин При обнаружении залежей углеводородов может стать целесообразным проведение пробной эксплуатации скважин для получения дополнительной информации о коллекторе. Нефть и газ, добываемые в ходе испытаний, обычно сжигаются в горелке из-за отсутствия на буровых установках доступного оборудования, способного обработать соответствующие объемы добываемого пробного материала. Поэтому тестируемые объемы часто бывают сведены к 15 __________________Экологические технологии__________________________ минимуму, и при этом одновременно ведется работа по достижению наиболее эффективного и чистого горения. Тем не менее, имеющееся решение предполагает образование выбросов CO2 и несгоревших углеводородов (в том числе небольших количеств ПАУ, диоксинов и ПХБ), а также нефтяных капель в море. Испытания служат важным подспорьем при составлении планов разработки месторождений, но могут быть в некоторой степени заменены альтернативными формами сбора данных и использованием других методов. Проведение пробной эксплуатации важно для составления правильного описания пласта/формации (например, для определения продуктивности пласта и возможного латерального распространения) и содержащегося в них флюида. К сожалению, зачастую испытания не проводятся из-за высокой стоимости, риска и экологических ограничений. Но без вышеуказанной информации возникает риск, в том числе, неправильного расчета габаритов технологического оборудования и проектирования его под неправильный тип флюида . Для некоторых анализов компонентов требуются большие образцы флюида, и может возникнуть необходимость в проведении испытаний скважины пластоиспытателем (DST). В принципе, DST приводит к образованию выбросов, но этого можно избежать путем добывания флюида со специализированного судна для испытаний скважин. Альтернативные методы испытаний, которые не предполагают подъем флюида на поверхность, могут, как правило, тоже дать образцы флюида, но по сравнению с традиционными методами испытаний имеют определенные ограничения (объем выборки, реологические свойства и т.д.). 3.2.1 Оптимальное сжигание Путем усовершенствования процедур сбора и интерпретации данных, закачки воды, изменения конструкции форсунки и интерпретации цвета дыма из горелки можно оптимизировать процесс сжигания. Ранее уже была проведена модернизация оборудования для обеспечения более полного сгорания нефти, что в свою очередь, уменьшает выбросы в атмосферу и риск осаждения несгоревшей нефти. Поставщики считают, что уже мало, что можно извлечь из дальнейшего увеличения эффективности сгорания в соотношении с затратами, которые потребуются для достижения этой цели. 3.2.2 Внутрискважинные испытания Сюда относятся методы, исключающие подъем сырой нефти на поверхность. Технология находится в стадии разработки, но на сегодняшний день ею можно воспользоваться на ранней фазе разработки месторождения. В связи с серьезными проблемами в развитии этого технологического метода, остаётся неясным, когда он сможет стать коммерчески доступным у поставщиков. Преимущество заключается в том, что здесь не требуется технологическое оборудование, обычное применяемое при испытаниях. Также повышается безопасность, особенно при проведении испытаний в формациях с высоким давлением. Забор образцов флюида внутри скважин ограничивает объемы, которые могут быть взяты, и есть неуверенность в отношении того, насколько это может повлиять на качество. Два основных метода испытаний скважин включают в себя: Испытательное оборудование для проверки формации, спускающееся на кабеле или на бурильной колонне (пластоиспытатель на каротажном кабеле) Технология существует в модульном исполнении и может вытягивать или откачивать пластовую жидкость с желаемого 16 __________________Экологические технологии__________________________ уровня в скважине. Соответственно, это можно делать при помощи точечного модуля (где забор жидкости осуществляется с одной или нескольких точек в скважине), или интервального модуля (пакеры, которые изолируют 1-метровые участки ствола скважины). В обоих случаях, пластовая жидкость закачивается в скважину до тех пор, пока измерительное оборудование не зарегистрирует чистый пластовый флюид. Затем образцы пластовой жидкости заливаются в пробирки. Образцы пластовой жидкости используются в дальнейшем для лабораторного анализа. Испытательное оборудование для проверки формации может собирать данные о пластовом флюиде и реологических свойствах вокруг скважины. Это часто называют "минииспытания» (мини-DST). Недостатком технологии является то, что это только испытания реологических свойств в небольшом радиусе вокруг скважины, поскольку есть ограничения в отношении объемов углеводородов, которые можно закачивать в скважину. Кроме того, точность данных может быть ослаблена неопределенностью. Это особенно верно в отношении неопределенности взаимосвязи между высотой пласта, способствующей притоку, и высотой интервала, изолированного оборудованием. Однако во многих случаях это может быть подходящим средством, дающим небольшие объемы сбросов и сокращающим расходы по сравнению с обычными методами испытаний. В настоящее время проходит испытания новая и улучшенная модель оборудования для испытаний формации. Эта система предназначена для заполнения пробела между мини- DST и полномасштабной DST. Система основана на тех же принципах, что и мини- DST, но предназначена для перекачки больших объемов углеводородов в скважине и тем самым расширения радиуса обзора вокруг скважины. Сбор данных скважин и анализ также улучшились по сравнению с предыдущими вариантами обеспечения более эффективных и надежных результатов испытаний. Испытания в закрытой камере (Closed Chamber Testing) Технология включает в себя добычу пластовой жидкости в ограниченном объеме в испытательной колонне, не выводя тем самым углеводороды на поверхность, и, следовательно, эта технология устраняет риск сбросов в море. Метод позволяет забирать большие объемы пластовой жидкости и тем самым дает возможность получения более качественной информации в большем радиусе вокруг скважин. После проведения испытаний жидкость в бурильной колонне будет отправляться обратно в пласт (образцы пластовой жидкости собираются во время притока). Метод отчасти еще не до конца разработан и мало используется, а также существует неопределенность, связанная со скоростью потока, поступающего в испытательную колонну. Это, в свою очередь, влияет на расчеты продуктивности формации. Комбинированные испытания скважин Компания Schlumberger разработала систему испытаний, объединяющую четыре различные технологии, которая получила название «квартетная система» http://www.slb.com/Quartet 17 __________________Экологические технологии__________________________ С помощью этой технологии, можно выполнить четыре разные операции за один прием, что позволяет сэкономить время работы буровой установки и снизить объем сбросов. 3.2.3 Внутрискважинная добыча и обратная закачка Это включает в себя добычу пластовой жидкости из одного интервала формации и закачки добытой пластовой жидкости в другой интервал формации в скважине. Это требует наличия подходящего пласта для закачки. Кроме того, этот метод предполагает применение сложного технологического внутрискважинного оборудования, которое может потребовать значительного времени простоя в случае выхода из строя и окажется, тем самым, очень дорогостоящим. 3.2.4 Испытания скважин малого диаметра Испытания скважин малого диаметра предполагают сокращение добываемых при испытаниях объемов путем использования эксплуатационных труб меньшего диаметра из пробуренных скважин малого диаметра. В принципе, все сводится к бурению скважины и проведению испытаний этой же скважины, но в меньших масштабах. Этот метод даст несколько меньше информации и может воспрепятствовать последующему использованию скважины как эксплуатационной или нагнетательной скважины. Тем не менее, он позволяет сэкономить время и средства и обладает значительным потенциалом по сокращению сбросов. Это приведет к поступлению меньших объемов углеводородов на поверхность, что, в свою очередь, даст меньше сбросов, связанных с проведением самих испытаний. 3.2.5 Испытания с использованием гибких НКТ (койл тьюбинг) Целью такого метода, как испытания при помощи койл тьюбинг, будет снижение добываемых объемов по сравнению с обычными методами испытаний. Метод требует большого количества оборудования на буровой установке, а объем собранных данных может оказаться более ограниченным. Существует неопределенность в связи с обработкой пластового флюида для предупреждения гидратообразования. Это особенно верно, когда пластовый флюид содержит неблагоприятное соотношение между газом и жидкостью, что часто имеет место при испытаниях разведочных и оконтуривающих скважин. Проблемы, связанные с риском образования гидратов, касаются в определенной степени всех типов испытаний. 3.2.6 Сбор нефти Это включает в себя технологии сбора сырой нефти для транспортировки ее на берег и дальнейшего использования. Нефть может храниться в резервуарах на буровой установке и затем транспортироваться на берег. Это может создать проблемы, связанные с технической безопасностью, и увеличит вес буровой установки. Альтернативой является использование специализированного судна для проведения испытаний, оснащенного оборудованием для стабилизации и хранения нефти. Это позволит увеличить мощность и уменьшить проблемы безопасности. Специализированные суда должны быть в состоянии справляться с темпами обработки до 4000 см ³ / сут. нефти и 1,5 млн. см ³ / г газа. Однако газ будет сжигаться. Сбор нефти и использование добытого флюида на шельфе включает выполнение сбора на буровой установке и размещение топливной системы (так называемый многотопливный двигатель для буровых установок) для использования сырой нефти. Добываемую нефть планируется использовать в качестве топлива в 10-20% смеси с дизельным топливом. Это 18 __________________Экологические технологии__________________________ решение потребует установки новых двигателей, что связано с большими затратами. Сейчас технология не применяется. При сборе будет удобнее работать с ограниченными объемами, поэтому испытания скважин малого диаметра могут представлять в этой связи интерес. Однако здесь еще потребуется некоторая доработка. При пробуривании скважин малого диаметра можно использовать более тонкие испытательные колонны и тем самым сократить как время, так и объем жидкости, поступающей на поверхность. То же самое относится и к использованию гибких НКТ (койл тьюбинг). 3.2.7 Повторная добыча через добычной комплекс Помимо технологий, перечисленных ранее в этой главе, при эксплуатационном бурении будет возможно производить повторную добычу на платформу при очистке /испытаниях скважин и обработке скважин. Недостатки состоят в том, что первый поток нефти часто содержит твердые частицы, которые могут засорить оборудование и повлиять на регулярность его работы. Для эксплуатационного бурения повторная добыча нефти будет наиболее целесообразной мерой, если это приемлемо с точки зрения эксплуатации. Компания Shell продемонстрировала (в 2010 г.) на м. Ормен Ланге, что жидкость от очистки скважины может направляться (добываться) на береговой терминал в Нюхамна с сокращением выбросов в атмосферу и сбросов в морскую среду. 3.3 Технологии для верхнего участка скважины Существует несколько методов, которые здесь будет уместно рассмотреть в связи с бурением верхнего участка скважины. Описание этих методов приводится в последующих разделах. 3.3.1 Бурение с морской водой Традиционным методом для бурения верхних участков скважин является использование морской воды в качестве бурового раствора. Часто при этом в целях очистки ствола добавляются бентонитовые гранулы (глина), а после бурения материалы-утяжелители – ильменит и барит (встречающиеся в природе минералы), чтобы сместить ствол до того, как будет поставлена на место обсадная колонна. Этот метод сопряжен со сбросами бурового шлама, осаждающегося на морское дно, но при этом не приводит к сбросу химических реагентов за исключением природных солей, небольшого количества глины и иногда минеральных утяжелителей. Дополнительное оборудование на буровой установке не понадобится, а также отпадет необходимость в транспортировке шлама на берег. При планировании скважины морское дно будет тщательно изучено и картировано для того, чтобы выяснить, присутствуют ли в этом районе коралловые рифы и колонии губок. Окончательное месторасположение скважины будет выбираться таким образом, чтобы буровой шлам из верхнего участка скважины в наименьшей степени мог нарушить бентическую фауну. 3.3.2 Укладка кондукторов/кондукторных обсадных колонн В соответствии с этой технологией в морское дно вбивается 30-дюймовый кондуктор. Кондукторы предварительно устанавливаются с буровой установки или судна-трубоукладчика, а затем вбиваются в формацию, не образуя шлама. Использование этого метода требует 19 __________________Экологические технологии__________________________ подходящего участка морского дна, на котором точка расположения скважины была заранее тщательно изучена, и наличия на буровой установке специального оборудования для погружения кондуктора. Технология доступна для глубины воды до 1000 метров. 30-дюймовый кондуктор должен быть выбурен позже, но тогда пробуривается 26-дюймовое отверстие вместо 36-дюймового. Поэтому этот метод предполагает образование меньшего количества сбросов бурового шлама, бурового раствора или цемента из буровых скважин. По сравнению с традиционными методами, вбивание кондукторов обеспечивает лучший фундамент для скважины и уменьшает риск ее оседания. Проведенные прикладные исследования документально подтвердили, что применение этого метода будет экономически выгодным, если для каждой "кампании работ" будет использоваться более одной установки. В Норвегии этот метод был использован в районе Халтенбанка в 2003 году, на рыхлых отложениях. Была сделана попытка его применения на Нурланд II в 2004 году, но из-за присутствия твердых пород, таких, как моренные материалы, не удалось пройти кондуктором на достаточную глубину. Технология полностью зависит от наличия рыхлых верхних отложений. 3.3.3 Новая технология для фундамента скважины Компания NeoDrill разработала новый скважинный фундамент, который называется CAN (Conductor Anchor Node / якорный узел кондуктора). CAN представляет собой большой цилиндр с отверстием на конце и внутренней трубой для регулирования кондуктора. Диаметр коробки и длина обкладок определяется условиями морского дна. CAN опускается под контролем на то место, где будет пробурена скважина, при помощи крана с компенсатором вертикальной качки. Удельный вес гарантирует, что аппарат погрузится на дно. Вода, находящаяся внутри CAN, откачивается, и устройство «присасывается» ко дну. Этим создается прочный фундамент, способный выдерживать вес больших ПВП, которые могут весить до 400 тонн. Statoil приобрел для себя 25%-ую долю участия в Neodrill летом 2010 года. Технология позволяет избежать сбросов шлама и цемента из 36-дюймового интервала. CAN оказывается также дешевле, поскольку его можно устанавливать заранее при помощи специальных крановых судов до прихода буровой установки, благодаря чему можно сэкономить на оплате суточной аренды буровой установки и плюс многих дней, необходимых для монтажа. В первую очередь CAN был разработан и квалифицирован для поисковых и оконтуривающих скважин. ENI и Statoil провели испытания CAN на трех различных скважинах, и технология везде функционировала как требовалось. Statoil видит, однако, потенциал применения этой технологии и для эксплуатационных скважин в районах, где структура донных отложений подходит для CAN. Нефтяная компания Det norske оljeselskapet также использовала технологию до начала буровых работ на месторождении Доврегуббен в Норвежском море (декабрь 2010 г.). Установка осуществлялась с многоцелевого судна " Island Enforcer". Как прямое следствие аварии на «Deepwater Horizon» в Мексиканском заливе в 2010 году, компания NeoDrill разработала систему сбора, которая может легко устанавливаться на самом фундаменте. Кроме того, они разработали так наз. "донную опору для ПВП", чтобы 20 __________________Экологические технологии__________________________ предотвратить движение ПВП на устье скважины, что позволит устранить проблему усталости материала, связанную с тяжелыми превенторами. Рис. 3.1. CAN (якорный узел кондуктора) - схема и во время установки. Источник: Neodrill 3.3.4 Использование подводных насосов и транспортировка бурового шлама на морское дно Существует много различных технологий, позволяющих собирать шлам на морском дне. Одной из таких технологий является CTS (система транспортировки шлама), в которой насосный модуль стоит на морском дне и качает буровой шлам через систему шлангов от донной рамы. Это сделано для предотвращения заваливания шламом донной рамы и другого оборудования / элементов инфраструктуры. CTS позволяет транспортировать буровой шлам на расстояние около 2 км до менее экологически уязвимых участков морского дна. CTS был частично использован на м. Морвин с 600-метровым шлангом, для перевозки бурового шлама на открытый участок морского дна с меньшей плотностью кораллов, чем вокруг донной рамы. 3.3.5 Возвращение выбуренной массы на буровую установку с помощью подводных насосов RMR (Безрайзерная регенерация бурового раствора) RMR технология была разработана для переработки и повторного использования буровых растворов, которые необходимы при бурении верхней части скважины, и может быть использована на глубине до 400 метров. Метод был первоначально разработан для переработки и повторного использования дорогостоящего бурового раствора. Система включает в себя расположенную на морском дне установку для сбора шлама и отработанного бурового раствора, и подводный насос, который переносит все это обратно на установку, где шлам отделяется, а очищенный буровой раствор можно использовать снова. Это способствует повторному использованию эффективных и дорогих буровых растворов. Шлам может быть закачан обратно или транспортирован на берег, что позволит избежать сбросов шлама и буровых растворов в море. Технология коммерчески доступна и используется во многих районах мира, в том числе компанией ВР в Каспийском море и Total в британском секторе Северного моря. В 2004 году были проведены полевые испытания под эгидой Demo2000, Norsk Hydro, Statoil и AGR для квалификации технологии к использованию в условиях Северного моря на глубине 450 метров. Кроме того, технология используется в геологоразведочном бурении на Штокмановском 21 __________________Экологические технологии__________________________ месторождении в Баренцевом море (Hydro / Газпром) летом 2005 года, и для двух скважин компании BP на шельфе Сахалина, где мелкозалегающий газ был фактором риска. Кроме того, RMR используется компанией Shell на австралийском континентальном шельфе. Рис. 3.2: Безрайзерная система регенерации бурового раствора (источник: www.spe.org) Здесь может возникнуть некоторая неопределенность в отношении экологических преимуществ RMR. Агентство по экологическому контролю (Klif) пришло к выводу, что трудно увидеть экологические выгоды от сбора шлама, который должен транспортироваться на берег для хранения, если бентическая фауна в районе работ не является особенно уязвимой, и масштабы воздействия могут носить только локальный характер. Транспортировка и обработка на берегу требуют затрат энергии и образуют выбросы в атмосферу, занимают большие площади на берегу и могут образовывать сбросы при хранении. В настоящее время также отсутствуют хорошие решения для повторного использования шлама, за исключением ограниченного повторного использования в качестве бурового раствора для бурения верхних участков других скважин. В некоторых случаях метод может иметь преимущества, связанные с бурением, технической безопасностью и экономикой проекта. Это связано не с бурением верхнего участка скважин, а с дальнейшим развитием технологии RMR, которое позволит применять ее для более глубоких участков скважин. Может использоваться более тяжелый буровой раствор при контролировании давления в шламе насосами. Таким образом, можно пробуривать больше участков скважины до установки обсадных колонн, а некоторые из них можно совсем не устанавливать, с тем, чтобы можно было проходить пласт с трубами большого диаметра. Этот метод в настоящее время проходит испытания на динамическом симуляторе в SINTEF. В рамках совместного отраслевого проекта между Demo2000, AGR Subsea, BP и Shell; «Demo2000 Deepwater JIP», 22 __________________Экологические технологии__________________________ осуществлённого в 2007 году, были проведены полевые испытания системы RMR для использования на глубине 1500 метров в Мексиканском заливе. 3.4 Технологии с будущим потенциалом 3.4.1 Буровая установка на морском дне Это новая технология, предполагающая размещение на морском дне полностью оборудованной и заключенной в защитный корпус буровой установки. Буровая установка полностью автоматизирована, а защитный корпус, окружающий установку и оборудование способствует предотвращению утечек из скважины в окружающую среду. На установку будет подаваться электроэнергия и флюид, а управляться она будет с находящегося на поверхности моря судна или с берега. Установка состоит из модулей, которые опускаются с судна и размещаются на морском дне. В настоящее время создается полномасштабный прототип буровой установки, который будет готов к 2010 году, и одновременно проводятся работы по составлению детального проекта специализированного судна для перемещения и эксплуатации установки. Вся концепция, как ожидается, будет завершена до 2014 года. Несколько нефтяных компаний уже проявили интерес к концепции и обеспечили ее финансирование. 3.5 Буровые отходы Бурение поисковых и эксплуатационных скважин приводит к образованию больших объемов отходов бурового шлама и отработанного бурового раствора. Буровой шлам представляет собой небольшие фрагменты обломков пород, загрязненные буровым раствором. Буровой шлам поступает вместе с выбуренным потоком обратно на буровую установку, где он просеивается через вибросито. В буровом шламе всегда будут присутствовать примеси бурового раствора. Наилучшим в экологическом плане решением будет сокращение объемов отходов по возможности у источника. Далее, в качестве последнего средства, идут различные виды переработки и утилизации. Как правило, сброс бурового шлама, выбуренного с буровым раствором на водяной основе, допускается, в то время как в Баренцевом море сброс шлама разрешается только при бурении верхних участков скважины. При бурении с буровым раствором на нефтяной основе сбросы не разрешаются, и поэтому буровой шлам и раствор должны закачиваться в пласт или отправляться на берег. Большую пользу может принести удачное проектирование и эксплуатация систем подготовки бурового раствора и систем обработки бурового шлама, поскольку это может оказать большое влияние на расход раствора и возможное повторное использование. 3.5.1 Обработка бурового шлама с добавлением буровых растворов на нефтяной основе В соотв. с Правительственным докладом № 38 (2003-2004) запрещается производить какие-либо сбросы шлама. Шлам, содержащий буровой раствор на нефтяной основе, должен доставляться на берег или закачиваться в пласт. Для шлама, отправляемого на берег, наиболее благоприятным будет развитие технологии для преобразования нефтесодержащего бурового шлама в коммерческие продукты. Есть несколько химических, биологических и термических методов для обработки отправляемого на берег бурового шлама. Это могут быть простые методы, такие, как открытое хранение, или более сложные методы, такие как компостирование 23 __________________Экологические технологии__________________________ и биореакторы, стабилизация и отверждение, экстракция или промывка и термическая обработка. В Норвегии несколько компаний занимаются приемом и обработкой нефтесодержащего бурового шлама с начала девяностых годов, и это считается обычной, требующей концессии, деятельностью. Постоянно проводится работа по созданию нового оборудования для очистки нефтесодержащего шлама. Метод, с которым связаны большие надежды, заключается в очистке с помощью микроволн. Возвращающийся буровой шлам нагревается с использованием микроволнового излучения, в ходе чего вода испаряется, и нефтяные капли могут быть отделены. Оборудование напоминает микроволновую печь, помещаемую вокруг линии обратного потока шлама. Сегодня на Аляске под руководством BP уже осуществляется один такой проект, который должен быть завершен в 2010 году. Опыт до сих пор был положительным и показывает, что нефтяные капли можно выделить с помощью относительно небольшого количества электроэнергии. В коммерческом доступе имеется также технология, способная очищать шлам до уровня содержания нефти 0,1% присадки к буровому раствору. Это так наз. технология молотковой дробилки, состоящая из устройства, которое дробит буровой шлам, и в ходе этого процесса благодаря большому трению испаряется большая часть нефти, а пар собирается в конденсаторах. Технология применяется для обработки доставленного на берег шлама, но были также разработаны устройства, которые могут быть использованы на морских установках. Великобритания уже испытала эту технологию в морских условиях, и в настоящее время она уже применяется на британском шельфе на регулярной основе. Эта технология также может быть применима на норвежском шельфе для сокращения отходов, отправляемых на берег. Соответствующая форма обработки шлама заключается в очистке шлама на суше или на море, при которой шлам измельчается в порошок с большим содержанием глины. Этот процесс называется "термомеханический шламоочиститель» (ТСС), ядром которого является молотковая дробилка. Затем приготавливается асфальт путем смешивания 1 / 3 порошка с 2 / 3 битума. Этот продукт используется для покрытия трубопроводов. Асфальт наносится на трубы, прежде чем они покрываются новым слоем бетона (чтобы сделать их более тяжелыми и не допустить их всплывания). Этот метод был использован для трубопровода на месторождения Ормен Ланге в Норвежском море. 3.5.2 Транспортировка бурового шлама До сих пор на берег отвозился только шлам из самого верхнего интервала скважины. Если речь идет об отправке на берег шлама из всего верхнего участка скважины, то это будет означать существенно бòльшие объемы по сравнению с сегодняшним уровнем. Был проведен анализ жизненного цикла разведочного бурения компании Eni на м. Голиаф, показавший, что в ходе транспортировки отходов бурения на берег образуется до 113 тонн выбросов СО2, а сами операции стоят 30 миллионов норвежских крон. При буровых работах на м. Уран Statoil составил смету расходов, показавшую, что транспортировка бурового шлама на берег обойдется в 21 млн. норвежских крон, а также при транспортировке на наземный полигон будет образовываться 305 тонн выбросов СО2. 24 __________________Экологические технологии__________________________ Новые методы бурения верхнего участка скважины, предполагающие сбор шлама потребуют дополнительного оборудования на объекте и на морском дне. Дополнительное оборудование и большее количество операций увеличит необходимость в персонале и более трудоемких операциях, которые, в свою очередь приводят к большей продолжительности воздействия и повышенному риску. 3.5.3 Повторное использование водосодержащего бурового шлама SINTEF провела два эксперимента для проверки свойств водосодержащего бурового шлама с использованием бетона. Выводы, сделанные из этих экспериментов, показали, что не должно возникать проблем для производства продуктов из бетона со значительным содержанием шлама, хотя это зависит от типа породы в отношении таких характеристик, как соленость и т.д. Водосодержащий шлам из Баренцева моря был транспортирован на берег, отгружен и частично обезвожен на Полярной базе в Хаммерфесте. Испытания выщелачивания и анализа бурового шлама и фильтрата показали, что шлам можно использовать в качестве уплотнительного слоя в верхней уплотнительной конструкции полигона вместо мембраны, поскольку природной глины часто не хватает. Было выдано разрешение на использование водосодержащего шлама в качестве уплотнительного слоя в верхнем покрытии на полигоне захоронения отходов Стурмуен в Трумсе. Кроме того, было предоставлено разрешение на захоронение водосодержащего шлама в качестве заполнителя карьеров Реппарфьорд, расположенных в муниципалитете Квалсюнд. В связи с проведением буровых работ в экологически чувствительных районах, была разработана технология, по которой шлам используется в качестве утяжелителя в новом буровом растворе вместо барита. Вместо того чтобы собирать и отправлять шлам на берег для захоронения, шлам измельчается, добавляется в воду (подготовка раствора) и доводится до состава бурового раствора на буровой установке. Технология имеет преимущество в тех случаях, когда обратная закачка не может быть использована в качестве способа захоронения. Шлам заменяет барит и бентонит в буровом растворе и сокращает тем самым использование химических веществ, необходимых для будущих буровых операций. В то же время снижается необходимость в захоронении водосодержащего шлама. Есть неопределенность в отношении того, будет ли экологический анализ жизненного цикла для этого решения положительным или нет. Даже при экономии химических веществ для повторного использования, это метод приводит к увеличению энергопотребления в процессе транспортировки и подготовки раствора. Жидкий шлам, использующийся в качестве раствора для забуривания ствола скважины, также может содержать некоторые остатки химических веществ, которые обычно не требуются для бурения. Технология была протестирована и квалифицирована для буровых работ, проводившихся компанией Hydro на м. Нукула, Лусхавн и Снёхетта. При обычном бурении с морской водой и вязкими гранулами выгодность повторного использования будет незначительной. При подготовке раствора увеличенный объем и сэкономленное количество сбросов будут максимально равны сбросам из одной секции. Повторное использование на других установках или на других месторождениях будет зависеть от создания системы и логистики, которые трудно оправдать экологическими аргументами. Скважина Нукула в Баренцевом море стала первой разведочной скважиной на шельфе Норвегии, которая была пробурена с минимальными сбросами в море. Верхний интервал 25 __________________Экологические технологии__________________________ скважины был пробурен с морской водой и почти 120 тоннами рассола. Все сбрасываемые вещества относились к зеленой категории, за исключением ок. 0,5 кг смазочных веществ, входящих в желтую категорию. Это также первая скважина на норвежском шельфе, где шлам преобразуется в новый буровой раствор. Буровой раствор был впоследствии успешно использован во время бурения разведочной скважины в Северном море. Рост энергопотребления при этом методе компенсируется повторным использованием, что приводит к минимизации отходов. 3.5.4 Обратная закачка бурового шлама Альтернативами захоронению шлама служат его использование для раствора и обратная закачка. Этот раствор может быть закачан в подходящий пласт, где он проникает в поры и трещины породы, или он может быть отправлен обратно в скважину, если она не будет использоваться в дальнейшем. Во время бурения может понадобиться пробурить специальную скважину для закачка шлама, но при геологоразведочных работах возможности для этого, естественно, ограничены. Единственный опыт такого плана был получен при закачке бурового шлама в разведочную скважину на м.Обеликс (Баренцево море) в 2005 году. Здесь шлам был разжижен, и закачка прошла успешно. Маловероятно, чтобы решение с закачкой шлама для одной, изолированной скважины было экономически привлекательным. В последнее время стали обнаруживаться некоторые проблемы с утечкой шлама / жидкого шлама на морское дно (месторождения Веслефрикк, Висюнд, Усеберг, Снорре). Поэтому важно, чтобы такая закачка была хорошо спланирована, и чтобы проводилась тщательная оценка риска возможной утечки до выбора решения. Кроме того, важно внимательно следить за состоянием этих скважин на фазе эксплуатации. 3.5.5 Буровые растворы на водной основе При выборе эмульсионной системы следует всегда соотносить со сложностью скважины в плане геологии, трассы, условий пласта, температуры и давления. В некоторых ситуациях, выбор буровых растворов на водной основе, в особенности, если планируется ограничиться только применением химических веществ, создающих незначительный или нулевой риск для окружающей среды, приводит к большему риску возникновения проблем эксплуатационного характера. Это может привести к повышенному риску аварийного слива бурового раствора, а также увеличить выбросы в атмосферу в связи с большей продолжительностью времени эксплуатации. 3.5.6 Альтернативные буровые растворы Тяжелый раствор соли (формиат соли) Тяжелые растворы солей, таких, как формиат натрия, калия и (или) цезия, могут использоваться в качестве утяжелителя. Первоначально формиаты солей были предназначены для минимизации трения при бурении скважин малого диаметра. Позже было обнаружено, что высокая плотность и низкая коррозийность делают эти материалы пригодными в качестве утяжелителей в буровых растворах. Использование тяжелых растворов солей при бурении получило в настоящее время широкое распространение, и имеется опыт работы со всеми вышеупомянутыми формиатами солей. Материальные затраты за счет использования формиатсодержащих жидкостей намного выше стоимости обычного раствора на водной основе, что несколько компенсируется возможностью 26 __________________Экологические технологии__________________________ повторного использования бурового раствора. Благодаря своим хорошим экологическим свойствам, а также хорошим характеристикам при бурении, например, снижение износа и решение проблемы закупорки оборудования, формиат натрия или калия успешно используется компанией Eni для пробуривания разведочных скважин на м.Голиаф. Этот тип солей также использовался компанией Hydro во время разведочного бурения в 2007 г. (Лусхавн, Снёхетта и Нукула). 3.5.7 Буровые растворы на нефтяной основе Буровые растворы на нефтяной основе широко используются в тех случаях, когда технические характеристики буровых растворов на водной основе оказываются недостаточными. Это относится в большей степени к нижним участкам скважин и бурению секций пласта, особенно в связи с пробуриванием секции пласта в горизонтальных эксплуатационных скважинах. Применение буровых растворов на нефтяной основе увеличилось в последние годы. При использовании буровых растворов на нефтяной основе шлам с примесью нефтесодержащего бурового раствора либо закачивается в пласт, либо отправляется на берег для обработки. Были разработаны составы буровых растворов на нефтяной основе, содержащие химические вещества, относящиеся только к желтой категории. Такой тип бурового раствора используется во многих местах на норвежском континентальном шельфе. 3.5.8 Повторное использование буровых растворов на нефтяной основе Повторное использование бурового раствора резко возросло в последние годы на норвежском континентальном шельфе. Повторное использование означает, что буровой раствор собирается и направляется на берег для более глубокой переработки с последующей отправкой обратно, в результате чего сокращается использование химических веществ. Повторное использование бурового раствора не подходит для поискового бурения или в скважинах, где сбор данных является одной из приоритетных задач, когда мелкодисперсные вещества и микроэлементы не могут быть удалены из отработанного бурового раствора. Это может привести к загрязнению, что сделает невозможной биодатировку отложений. На большинстве крупных баз снабжения были созданы «банки буровых растворов», чтобы отработанный буровой раствор, возвращаемый после буровых работ, мог быть сохранен и обновлен в ожидании использования его при бурении новых скважин. Поставщики бурового раствора разработали новое оборудование для повышения качества отработанных буровых растворов, чтобы их можно было повторно использовать в гораздо большей степени, чем это делалось раньше. Это относится к буровым растворам, как на водной основе, так и на нефтяной основе. Технологии повторного использования синтетических буровых растворов и растворов на нефтяной основе уже внедрены во многих компаниях. Примером этому служит новая технология «MudCube», удостоенная приза за лучшую технологию на выставке ONS 2008. Эта система регенерирует буровой раствор из бурового шлама, и может заменить традиционные вибросита. MudCube - замкнутый процесс, в котором буровой раствор отделяется от шлама с помощью вакуума. Вместо использования вибрации, раствор «просеивается» сквозь плотную сетку из нержавеющей стали и всасывается таким образом, что частицы шлама остаются сверху сетки. Сама сетка непрерывно вращается вокруг роликов. Шлам оказывается сухим, попадая в накопительную емкость для последующей транспортировки на берег и захоронения. Жидкий буровой шлам направляется через небольшой сборный бак на внешней стороне MudCube. 27 __________________Экологические технологии__________________________ Здесь имеется и дополнительная защита благодаря тому, что над баком установлено устройство для измерения перепада давления, способное в любое времена контролировать прохождение потока через систему. От этого измерительного устройства жидкий буровой раствор направляется в бак большего размера. Здесь все вредные газы испаряются и выпускаются. Оборудование позволит значительно улучшить условия труда в «зоне вибросита». Но оно также имеет значение для внешней среды, поскольку появляется возможность переработки большего количества бурового раствора, чем когда-либо прежде. MudCube разработана компанией Cubility, расположенной в г.Санднесе, и прошла испытания на м. Усеберг компании Statoil в 2009 году. Рис. 3.3. MudCube. Источник: Cubility 3.6 Предотвращение эксплуатационных сбросов при бурении В связи с эксплуатационными сбросами важно отдавать приоритет работам и мерам по предотвращению таких сбросов. Это включает в себя проверку буровой установки для выявления всех возможных мест образования утечек и для того, чтобы убедиться, что все необходимые меры определены и осуществлены до начала эксплуатации. В дополнение будет исключительно важным, чтобы все факторы риска, относящегося к строительству скважин и связанного как с конкретными условиями в данной географической точке, так и с эксплуатационными условиями, были выявлены, и составлены планы, позволяющие выполнять работу надлежащим образом. Требуется в первую очередь провести необходимую подготовку персонала для работы с такими условиями риска. Особо приоритетными должны быть факторы, способствующие снижению вероятности возникновения неконтролируемого выброса и его предотвращению. 3.6.1 Компьютеризованные вспомогательные системы Проводится обширная работа по развитию вспомогательных систем, которые бы могли вести наблюдение и помогать буровому оператору, предоставляя информацию о том, что происходит внутри скважины во время бурения. Системы состоят из компьютерных программ и моделей, получающих информацию о ходе работ с датчиков, расположенных как на морском дне, так и в буровых системах, находящихся на палубе. Информация непрерывно загружается в 28 __________________Экологические технологии__________________________ компьютерные модели, которые сопоставляют данные с заранее рассчитанными показателями. Существуют различные системы, так же, как есть и разная степень их автоматизации, от тех, которые дают советы и рекомендации буровому мастеру, и до тех, которые способны вмешиваться в ход операций и менять решение бурового мастера. Эти системы можно сравнить с системами в современных автомобилях, например, системы автоматического определения расстояния до впереди идущей машины и системы автоматического торможения в случае, если расстояние между машинами оказывается слишком коротким. Новые системы делают также возможным контроль и наблюдение за операциями с берега. В настоящее время осуществляется несколько проектов в этой области, ориентированных на модели, рабочие процессы и поддержку в принятии решений для строительства скважин и систем контроля за буровыми работами. Многие проекты прошли как береговые, так и морские испытания и готовы к коммерческому внедрению. Следующим шагом будет дальнейшее развитие технологии, чтобы сделать ее применимой и на других участках работ. Также разрабатывается вопрос о возможности использования этой технологии на плавучих установках. Считается, что эта технология оказывает положительное воздействие, препятствуя принятию неверных решений и возникновению нежелательных происшествий, способных привести к эксплуатационным сбросам. 3.7 Усовершенствованная технология, позволившая снизить риск возникновения неконтролируемого выброса За последние 10 лет были разработаны технологии, позволившие снизить риск возникновения неконтролируемого выброса. Была улучшена точность работы превенторных систем. Эти усовершенствования связаны в первую очередь с материальной частью этих систем. Также для снижения ненужного времени простоя было улучшено и само оборудование. В дополнение к этому была обеспечена более четкая работа системы при критических операциях. Сейчас реже происходит отказ оборудования благодаря переходу на лучшие материалы. Было улучшено функционирование срезных плашек превентора, введены двойные кольцевые клапаны и усовершенствованы процедуры проведения испытаний. Улучшены также процедуры для контроля жидкости и давления, и составлены более дифференцированные планы для непредвиденных ситуаций. Кроме того, усовершенствованию подверглись процедуры, препятствующие притоку в скважину, и управление риском стало осуществляться более систематично. Прогнозы и модели, касающиеся состояния продуктивного пласта, стали лучше и точнее. В процессе бурения производятся замеры (каротаж в процессе бурения, КПБ) и выполняется вертикальное сейсмическое профилирование. Каротаж в процессе бурения представляет собой систему, выполняющую замеры внутри скважины, используя оптоволокно, современные датчики и телеметрию. Это дает лучший контроль давления жидкости и снижает риск выброса. Усовершенствованные работы по цементированию также позволили обеспечить большую надежность скважин и снизить экологический риск. В настоящее время стало возможным готовить «индивидуальный» состав тампонажного раствора для каждого отдельного 29 __________________Экологические технологии__________________________ месторождения и повысить содержание в растворе твердых компонентов. Большее количество твердых компонентов в цементе способствует повышению прочности, снижает проницаемость и дает большую сопротивляемость действию коррозионных жидкостей. 4 Добыча 4.1 Пластовая вода Пластовая вода это вода, добываемая из пласта попутно с нефтью и газом. 4.2 Обработка пластовой воды Для Северного моря понятие «нулевых» сбросов не означает полного физического отсутствия сбросов, как, например, для Баренцева моря. Но на многих месторождениях закачка/обратная закачка попутно добываемой воды применяется в качестве предпочтительного варианта. Содержание нефти в сбрасываемой в море добываемой воде составило в 2009 г. около 11 мг/л, что намного ниже международного требования к максимальному уровню в 30 мг/л (ОСПАР). Цель обеспечения «нулевых» сбросов Цель обеспечения «нулевых» сбросов нефти и экологически вредных веществ в морскую среду с объектов нефтегазового производства была поставлена в Правительственном информационном документе № 58 (1996-1997) «Об экологической политике для устойчивого развития». Цель была более подробно освещена в Правительственном информационном документе № 25 (2002-2003) с позднейшими уточнениями и конкретизацией, изложенными в ряде Правительственных информационных документов, последний из которых - ПД № 26 (20062007). Цель «нулевых» выбросов не является абсолютной целью, и к наиболее важным принципам, заложенным в этих правительственных документах, относится то, что все новые самостоятельные разработки месторождений с первого же дня должны иметь «ноль» сбросов, а уже действующие месторождения должны принять меры по достижению этой цели до конца 2005 г. Цель обеспечения «нулевых» сбросов стала мерой предосторожности, которая была введена в то время, когда сбросы нефти и химических веществ в море с объектов нефтяной промышленности значительно возросли, и многие отраслевые органы власти и научноисследовательские институты предостерегали от возможных последствий для морской фауны и флоры. В Правительственном информационном документе №38 (2003-2004) «О нефтегазовой промышленности» были установлены более строгие требования для нефтегазовой отрасли в Баренцевом море и в районе Лофотенских островов, чем для других участков норвежского континентального шельфа. Государственное Агентство по экологическому надзору, Государственная Служба радиационной защиты и Норвежский Нефтяной Директорат провели в 2008 г. оценку того, в какой мере этот режим должен также быть распространен и на Северное и Норвежское моря. Был сделан вывод о том, что нет необходимости во введении более строгих требований, чем общая постановка цели «нулевых» сбросов, распространяющейся на весь континентальный шельф. В отчете по этому поводу сказано: ”Затраты и выгоды для окружающей среды и общества путем постановки требований закачки/обратной закачки 30 __________________Экологические технологии__________________________ пластовой воды, «нулевых» сбросов бурового шлама и бурового раствора и включения радиоактивности в цель обеспечения «нулевых» сбросов ” (Государственное Агентство по экологическому надзору, Государственная Служба радиационной защиты и Норвежский Нефтяной Директорат 2008)”. На основе рекомендаций, сделанных в этом отчете, радиоактивность (ОРАМ) была теперь включена в цель обеспечения «нулевых» сбросов. См. ПД №.37 (2008 – 2009) «Комплексное управление морской средой в акватории Норвежского моря (план управления). Пластовая вода может сильно отличаться от месторождения к месторождению в отношении содержания экологически вредных веществ. Эти условия, специфические для каждого месторождения, были учтены при проведении анализа экологического риска, где важную роль сыграл Фактор Экологического Воздействия (ФЭВ). Выбор технологии для обработки, очистки и (или) обратной закачки пластовой воды определяется в целом для конкретного месторождения на основе анализа экологического риска. Ниже приводится обзор того, что может содержать пластовая вода, и как эти факторы могут повлиять на ее очистку. Твердые частицы (например, песок, твердый осадок в трубопроводах, глина, нафтенаты и т.п.) различных типов и размеров. Эти частицы будут по-разному соединяться с нефтью. Твердые частицы влияют на качество очистки воды, оказывая воздействие на плотность нефти и образуя эрозию труб, клапанов и очистного оборудования, например, гидроциклонов, и делая их менее эффективными. Диспергированная нефть (нефтяные капли). Количество и размер капель зависит от типа нефти и физической формы производственного оборудования, клапанов и т.д. Маленькие капельки образуются в турбулентном потоке, возникающем в трубопроводах, в особенности в штуцерах, и удалять их оказывается намного труднее, чем большие капли. В целом растворенные компоненты проще удалять путем эффективного удаления диспергированной нефти. Природные растворенные органические соединения. Все нефтяные компоненты в той или иной мере водорастворимы. Состав растворенной нефти отражает тип нефти и может весьма сильно варьироваться. Присутствие природных соединений в пластовой воде объясняется тем, что нефть и вода находились в пласте в контакте друг с другом. Самые важные из этих соединений, которые потенциально могут быть экологически вредными, это тяжелые ПАУ и алкилфенолы. Самые легкие компоненты растворяются в воде быстрее, чем тяжелые. Но они также легче, чем тяжелые, поддаются разложению. Многие из растворенных веществ удаляются более легко, и эффективно удаляется диспергированная нефть. Природные растворенные неорганические соединения. Их количество и состав варьируется от месторождения к месторождению. К считающимся наиболее экологически опасным веществам относятся некоторые тяжелые металлы, такие, как барий и стронций, а также радиоактивные соединения (226Ra и 228Ra). Барий и стронций это ядовитые тяжелые металлы, но они выпадают в морскую воду в виде труднорастворимого барийно-стронциумного сульфата. Это выпадение можно 31 __________________Экологические технологии__________________________ замедлить, добавив к пластовой воде различные химические вещества (ингибиторы отложений или растворители отложений), которые одновременно могут сделать эти тяжелые металлы более доступными для биологического поглощения в море. Химические добавки. Это химические вещества, которые необходимо добавлять при проведении буровых работ, добычи и пластовой закачки. В ответ на требование обеспечения «нулевых» выбросов промышленность разработала и внедрила новые, более экологически приемлемые химические вещества. Более подробное описание см. в главе 6. Даже притом, что сброс пластовой воды в акватории Северного моря сегодня допускается, будет уместным взять за исходное «нулевое» или ограниченное количество сбросов пластовой воды. Для каждого нового разрабатываемого месторождения будет проводиться анализ экологического риска, и осуществление сбросов будет допускаться только после обстоятельного изучения и выдачи разрешения на сбросы. К наиболее важным мерам по обработке пластовой воды на производственных объектах относится по возможности наибольшее сокращение/сдерживание добычи воды. В данной главе дается описание различных технологий для обработки пластовой воды. 4.3 Закрытие водопритоков в скважине Закрытие водопритоков представляет собой физическое или химическое закрытие различных участков скважин, из которых добывается слишком много воды. Всегда требуется провести ресурсную оценку уровня воды, на котором участок должен быть закрыт, и определить, насколько необратимо будет такое закрытие, что может привести к потере остаточной нефти. Над технологиями химического закрытия работают уже давно, но проблема упирается в то, чтобы найти такие химические вещества, которые бы удовлетворяли современным экологическим требованиям. Проводится работа по снижению добычи воды на месторождении путем закачки различных химических реагентов и силикагеля, чтобы помешать проникновению воды в скважины. Подобные методы улучшения нефтеотдачи позволят добывать больше нефти, одновременно препятствуя попаданию воды на технологическое оборудование и тем самым снижая потребность в энергозатратах. 4.4 Внутрискважинная сепарация В настоящее время существуют различные концепции для внутрискважинной сепарации, которые находятся на разных стадиях разработки. Внутрискважинная сепарация может внести положительный вклад в использование ресурсов и в охрану окружающей среды, но она более требовательна в плане технологий. Принцип технологии состоит в установке специально приспособленного сепаратора, возможно, гидроциклона, который отделяет нефтяную/газовую фазу от воды уже внутри эксплуатационной скважины. Водная фаза закачивается обратно в продуктивный пласт или в другую, более подходящую формацию при помощи насоса, который также установлен в скважине. По более простому варианту воду можно поднять на поверхность в отдельный канал, а затем закачать обратно в пласт. Совершенно необходимо иметь 32 __________________Экологические технологии__________________________ подходящую формацию, способную принять отсепарированную воду, и также важно иметь уверенность в надежности поддержания приёмистости коллектора. Наилучшие условия для сепарации образуются в нижнем участке скважины благодаря высокому давлению. Эффективность сепарации зависит, среди прочего, от типа нефти, пластового давления и водосодержания. Внутрискважинная сепарация будет обладать наибольшим потенциалом для использования на тех месторождениях/скважинах, где ожидается высокая добыча воды, и есть необходимость в закачке воды для поддержания пластового давления. Внутрискважинная сепарация будет иметь те же самые ограничения, что и обратная закачка на платформе в том, что касается содержания твердых частиц и количества остаточной нефти. Большие требования предъявляются к насосному оборудованию, которое будет подвергаться воздействию смеси воды и твердых частиц в течение длительного периода времени. Эта технология потребует существенных инвестиций, и ее использование на месторождении с большим числом скважин может оказаться весьма дорогостоящим. Для подводных скважин будет также очень дорого производить замену или ремонт оборудования, и будут выдвигаться очень высокие требования к эксплуатационной безопасности. Если эти технические проблемы будут решены, то стоимость подводной и внутрискважинной сепарации может быть компенсирована снижением эксплуатационных расходов, связанных с обработкой воды на платформе, уменьшением элементов, требующих больших затрат, таких, как коррозия и отложения, снижением выбросов CO2 и NOX, а также возможным увеличением добычи. Внутрискважинная сепарация может почти на 90 % сократить объемы добываемой воды на некоторых объектах. На сегодняшний день ни одна концепция не была опробована и требуется проведение дополнительных исследований и разработок. Это также поможет уточнить возможный потенциал для сокращения. Вертикальная внутрискважинная сепарация зависит от того, чтобы обводненность была > 50 % при низком соотношении газа и жидкости. Из-за того, что водная фаза отделяется и доставляется на поверхность по двум трубам, возникли ограничения, связанные с тем, что эксплуатационные трубы зачастую оказываются слишком узкими. Описание примеров такой технологии относится к наземным месторождениям. Техническое обслуживание, измерение уровня и ремонт скважин – всё это будет сложной задачей. Горизонтальная внутрискважинная сепарация была создана для применения при обводненности 0-100 %. Бурение таких скважин очень сложное, поскольку трасса скважины должна быть приспособлена к горизонтальному участку, в котором расположен сепаратор. Известняковый щебень и песок будут создавать проблемы, если они будут выпадать в горизонтальном участке. Пока еще сепаратор разработан для скважин, в которых нет свободного газа. Первоначально эта технология планировалась для применения на м. Браге, но до сих пор еще не было принято решение об ее испытаниях на норвежскому шельфе. 4.5 Подводная сепарация При подводной сепарации будет снижена добыча воды на установку и обработка на установке пластовой воды. Это также позволяет сократить потребление ингибиторов коррозии и гидратообразования. 33 __________________Экологические технологии__________________________ В пилотном проекте на м. Тролль впервые в мире был применен подводный сепаратор, расположенный на морском дне. Вода отделяется при помощи центрифуг. Сепаратор является частью проекта «Тролль-нефть». Поток из тонкой нефтяной оторочки на м.Тролль содержит 60 – 80 % воды. Большая часть воды отделяется и закачивается обратно в пласт. Весь процесс дистанционно управляется с платформы Тролль С. Повышение нефтеотдачи на м. Турдис стало первым в мире проектом по подводной обработке нефти, воды и песка. Подводная установка для этого была введена в эксплуатацию в 2007 г. Оборудование было установлено с целью повышения добычи нефти на м.Турдис с 49 до 55 %. Вода и песок отделялись от скважинного потока и закачивались обратно в то, что считалось формацией Утсира. В дополнение было повышено давление нефтегазового потока с сепаратора с помощью многофазных насосов для того, чтобы углеводороды могли направляться по трубопроводу на платформу Гюльфакс С. К сожалению, проект пришлось прекратить по причине того, что формация Утсира не оказалась в том месте, где была пробурена нагнетательная скважина на м. Турдис. Это привело к растрескиванию и сбросу на морское дно. И все же StatoiHydro сообщил, что само оборудование работало, как ожидалось, пока оно было в эксплуатации.. Технология подводной сепарации сейчас еще разрабатывается. Ее следует совместить с обратной закачкой воды и предпочтительно для месторождений, на которых есть необходимость поддержания пластового давления. Подводная сепарация смогла бы также сократить потребность в энергии и, тем самым, выбросы в атмосферу по сравнению с обратной закачкой с платформы. Подводная сепарация обладает большим потенциалом для некоторых месторождений, и предполагается, что она будет применяться в будущем для многих разработок месторождений. Рис. 4.1: Пилотный проект на м. Тролль – подводный сепаратор, устанавливаемый на морском дне 34 __________________Экологические технологии__________________________ Рис. 4.2: Система сепарации на морском дне, м. Тордис (источник: Statoil) 4.6 Очистка пластовой воды Очистка пластовой воды применяется также требуется для месторождения, на котором производится закачка или обратная закачка пластовой воды. Для этого есть много оснований: Очищенная пластовая вода будет создавать меньше проблем при закачке, чем неочищенная. При простое оборудования для закачки и сбросе воды в море вероятность нанесения экологического ущерба будет наименьшей. Кроме того требуется также ограничить количество твердых частиц, содержащихся в добытой воде, прежде, чем ее можно будет закачивать. 4.6.1 Гидроциклоны В гидроциклоне нефть отделяется от воды при помощи центробежных сил, образующихся благодаря тому, что поток нефтесодержащей воды попадает в камеру центрифуги по касательной, тем самым приходя во вращательное движение. Нефть собирается в центре гидроциклона и выводится оттуда как «верхний поток». Вода же собирается у стенок гидроциклона и выводится из него как «нижний поток». Один и тот же гидроциклон не может дать два чистых потока жидкости. Это означает, что вместе с нефтью утекает много воды, настолько много, что верхний поток состоит более, чем на 90 % из воды. Добавка коагулянта и (или) флоккулянта применяется довольно часто для улучшения эффективности очистки. Для того, чтобы гидроциклон мог оказывать свое воздействие, ему требуется определенное минимальное давление, но его конструкция будет варьироваться в зависимости от того, при каком режиме давления будет работать гидроциклон. Пластовая вода на выходе из гидроциклона всегда будет проходить через бак-дегазатор, работающий при давлении, близком к атмосферному. Эти дегазаторы будут помимо удаления газа из пластовой воды также содействовать дополнительному удалению нефти, поскольку поднимающийся растворенный газ будет создавать эффект флотации. На сегодняшний день это является наиболее распространенным способом очистки, при котором на нефтяном месторождении из пластовой воды удаляется обычно 75-80 процентов диспергированной нефти. Степень очистки зависит от размера капель нефти, причем чем больше размер этих капель, тем выше эффективность гидроциклона. Таким образом, 35 __________________Экологические технологии__________________________ гидроциклоны производят более эффективную очистку на нефтяных месторождениях, где капли нефти больше по размеру, чем на газоконденсатных месторождениях. Если пластовая вода должна также быть выведена из технологического процесса на нижней ступени, давление может оказаться слишком низким для того, чтобы можно было производить очистку на гидроциклонах, даже притом, что сейчас существуют различные типы гидроциклонов, приспособленных к работе с низким давлением. Если предполагается, что для закачки воды в гидроциклоны будут использоваться насосы, то следует выбирать насосы с низкой срезающей нагрузкой, чтобы избежать раздавливания нефтяных капель, или же совсем другую технологию очистки, как, например, фильтрационная или флотационная технология. Верхний поток Вход Спускная насадка Нижний поток Рис. 4.1: Принципиальная схема гидроциклона. 4.6.2 Компактная флотационная установка (КФУ) Если давление слишком низкое для того, чтобы можно было применять гидроциклоны, то можно воспользоваться различными флотационными баками для хорошей очистки воды. Обычные флотационные камеры (см. описание ниже) применяются в Северном море с начала 1980-х г. Технология сама по себе эффективна, но требует значительного технического обслуживания и занимает довольно большую площадь. Флотация достигается путем добавления газа, часто в сочетании с флоккуляционными веществами. В связи с проведением мероприятий, направленных на обеспечение цели «нулевых» выбросов примерно с 2000 г., были разработаны более компактные модели флотационных баков, сочетающих флотацию и вращательное движение. Такое очистное оборудование для пластовой воды называется компактной флотационной установкой (КФУ), своего рода «мягкий гидроциклон», помогающий нефтяным каплям сливаться друг с другом с помощью механических устройств и флотационного газа. Пластовая вода заливается в большой бак и вращается в нем таким образом, что нефть и газ собираются в середине. Сюда добавляется природный газ или азот, позволяющий нефтяным каплям подниматься на поверхность в то 36 __________________Экологические технологии__________________________ время, как вода сливается через дно бака. Этот процесс может состоять из нескольких ступеней. При двухступенчатой очистке используются две идентичные установки, где последняя ступень оптимизирует степень очистки, при достижении наибольшей эффективности очистки чаще всего после первой ступени. КФУ удаляет диспергированную нефть и забирает также часть растворенных компонентов. Как правило, такая установка располагается за гидроциклонами или как последняя ступень очистки перед сбросом в море. Технология очистки КФУ удаляет нефтяные капли до уровня 5 μm, с возможностью еще более глубокой очистки при добавлении флоккулянта. Удаление диспергированной нефти для одноступенчатой КФУ составляет 30-50 % и в целом 50-70 % при двухступенчатой очистке. Технология также продемонстрировала хорошую эффективность очистки для частично растворенных соединений, подобных нафталенам, ПАУ и тяжелым фенолам. Существует несколько производителей этого типа технологий, каждый со своим патентом. КФУ «Эпкон» в настоящее время используется на различных установках, например на м. Хайдрун и Норне в Норвежском море, а в будущем и другие промысловые объекты будут оснащены аналогичной технологией. Опыт эксплуатации показывает, что КФУ очень чувствительна к наличию твердых частиц, размеру капель, срезывающим усилиям, химическим реагентам и водородному показателю. Поэтому рекомендуется проводить длительные испытания для всех эксплуатационных условий, чтобы оптимизировать полномасштабное производство. Несколько небольших установок (с мощностью 10-300 м3/час) более эффективны, чем одна большая. Установки не занимают много места и не требуют большого технического обслуживания, а также могут работать с небольшими объемами, как, например, дренажная вода или, возможно, особо загрязненные сточные воды. Может понадобиться добавление флотационного газа (топливный газ или азот). При большом содержании газа в воде можно рассмотреть вопрос о рециркуляции газа вместо использования внешнего источника. 4.6.3 Технология C’Tour Процесс C’Tour предполагает сочетание коалесцирования капелек нефтяной эмульсии и их извлечения гидроциклонами. C’Tour может также использоваться для КФУ. Конденсат закачивается в поток пластовой воды и диспергируется при помощи смесителя. Диспергированный конденсат экстрагирует растворенные компоненты из водной фазы, коалесцирует с капельками, присутствующими в воде, а капельки будут в дальнейшем отделены в гидроциклонах или на другом очистном оборудовании. В ходе испытаний было достигнуто 70 – 95 % увеличения степени очистки от ПАУ, 50 – 80 % от C6+фенолы и 60 -70 % от диспергированой нефти. Технология применима для больших объемов воды, но зависит от определенного режима давления и температуры, плюс наличия конденсата. Сегодня технология C’Tour установлена на таких месторождениях, как Статфьорд, Экофиск и Снорре в Северном море. 37 __________________Экологические технологии__________________________ Газ Компрессор Входной газосепаратор 1-ступенч. сепаратор 2-ступенч. сепаратор Гидроциклон Процесс C’Tour Стандартный процесс Нефть Вода Конденсатный насос Рис. 4.2: Пример схемы процесса C’Tour Обычные флотационные камеры Обычная флотационная камера представляет собой удлиненный герметичный бак, в котором в воду, содержащую капельки нефти, добавляется газ (углеводородный газ или азот), либо путем его индуцирования в виде пузырьков (флотация с газовым барботажем), либо путем растворения газа в воде при повышенном давлении, а затем высвобождения его через снижение давления (флотация растворенного газа). Пузырьки газа прикрепляются к капелькам нефти и поднимают их на поверхность воды. Для получения конденсатных капель, достаточно больших, чтобы они могли соединиться с пузырьками газа, чаще всего необходимо добавлять вспомогательные химические реагенты, т.е. коагулянты или флоккулянты. Эта технология обладает большой мощностью, но требует относительно долгого времени удержания в системе и занимает много места. Технология применяется на многих установках. Флотационная технология достаточно дешева при покупке, но потребует больших эксплуатационных расходов в связи с большим количеством инспекций и технического обслуживания, а также большого объема используемых химических веществ. Флотационные установки мало подходят для плавучих конструкций. 4.6.4 МРРЕ/ЭМПП Технология МРРЕ - очистка с помощью ЭМПП (экстрагирование с использованием макропористых полимеров) - удаляет из водного потока жидкие, растворенные и диспергированные неполярные углеводороды путем экстрагирования воды с помощью экстрагирующей жидкости. Это регенерируемый процесс, при котором нефтяные компоненты отделяются путём прогона углеводородов паровым потоком низкого давления. Технология MPPE хорошо подходит для проведения предварительной обработки до попадания на оборудование биологической очистки. МРРЕ проходит испытания на заводе в Колснесе в условиях непрерывной эксплуатации с июня 2005 г. и позволила накопить хороший опыт, как в плане регулярности работы, так и в плане степени очистки. Результаты показали, что если устройство МРРЕ разместить до водоочистных сооружений (например, оборудование для биологической очистки), то степень очистки 38 __________________Экологические технологии__________________________ окажется еще лучше. В результате это привело к разработке планов по созданию стационарной установки. Установка МРРЕ была также размещена на береговом терминале Нюхамна, обслуживающем месторождение Ормен Ланге. В применении к морским установкам МРРЕ лучше всего подойдет для низких темпов отбора воды с месторождения. 4.6.5 Технологии, влияющие на изменения размеров капель Фильтр PECT Меэз Тейл (Mares Tail) И фильтр PECT, и Меэз Тейл (Mares Tail) были разработаны в Великобритании. Обе технологии основаны на использовании волокнистого материала, заставляющего соединятся нефтяные капли, в сочетании с использованием гидроциклонов. Наибольший потенциал для этой технологии будет в тех случаях, когда умеренный рост размеров капель даст сильное повышение эффективности работы гидроциклона. Это часто происходит на газоконденсатных месторождениях. Эффективность очистки гидроциклона может быть улучшена почти на 50 % благодаря использованию фильтра PECT или Mares Tail. 4.6.6 Другие технологии для обработки воды Гидрофлок и Г-флок Это технологии, которые при умеренном перемешивании в специальной камере (с возможным добавлением коагулянта и флоккулянта), достигают такой же эффективности, что и фильтр PECT и Mares Tail. CrudeSep это вертикальное компактное устройство, способное очищать сбрасываемую воду от диспергированной нефти, твердых частиц и некоторых растворенных органических соединений. Принцип работы сходен с «Эпкон». Эта технология используется, среди прочего, на месторождении Экофиск в связи с осуществлением пилотного проекта закачки воды. CrudeSorb это система фильтрации, тесно связанная с CrudeSep и удаляющая диспергированную нефть, фенолы и ПАУ, а также снижающая содержание тяжелых металлов. Технология использует фильтрационную массу с длительным жизненным циклом, которую можно закачивать обратно или сжигать. Технология генерирует опасные отходы. Она находится в коммерческом доступе и использовалась на таких месторождениях, как Хайдрун и Сляйпнер. «Siemens Water Technologies» разработала три технологии для обработки пластовой воды, которые могут в будущем представлять интерес: Вертикальная флотационная установка «Spinsep» DGF (газо-флотационная установка) Коалесцирующие фильтры «Torr» 4.6.7 Технологии для удаления радиоактивных веществ из пластовой воды Нефтяные компании обязаны получить разрешение от Государственной Службы радиационной защиты на сбросы пластовой воды, содержащей природные радиоактивные материалы. Требование определено в Предписании о применении закона о защите окружающей среды от 39 __________________Экологические технологии__________________________ загрязнения в отношении радиоактивного загрязнения и радиоактивных отходов (2010 г.). Технологии очистки, использующиеся в наземном производстве, такие, как, например, ионообменники, считаются непригодными для очистки пластовой воды по причине ограниченной мощности. 4.7 Закачка пластовой воды Мы разделяем понятия «закачка» и «обратная закачка» в том смысле, что под обратной закачкой мы понимаем закачивание пластовой воды обратно в тот же пласт, из которого она была добыта, или в другой продуктивный пласт. В данном случае обратная закачка будет своеобразной формой поддержания пластового давления. Под закачкой же мы понимаем обычное захоронение. Обе эти формы закачки могут быть актуальны для применения. Чем лучше вода будет очищаться перед обратной закачкой, тем легче ее будет закачивать (лучшая приёмистость). Лучшая приёмистость требует меньше энергозатрат для направления воды обратно в пласт. Обратная закачка пластовой воды для поддержания пластового давления полностью или частично заменяет закачку морской воды и, как правило, не приводит к дополнительному расходу энергии. Закачка как обычное захоронение требует дополнительных энергозатрат и приводит к образованию атмосферных выбросов. Захоронение требует специального пласта, способного принять желаемые объемы воды. Если потребуется пробурить для этой цели нагнетательную скважину, то это повлечет за собой дополнительные капитальные затраты, дополнительные эксплуатационные расходы, образование буровых отходов и увеличение атмосферных выбросов. На ранней фазе может оказаться слишком мало пластовой воды, чтобы обеспечивать достаточное поддержание пластового давления при добыче. Поэтому может понадобиться дополнительная закачка морской воды. Проблемы, которые могут возникнуть, если начать закачивать морскую воду для поддержания давления на ранней фазе разработки месторождения, постепенно добавляя пластовую воду по мере ее поступления, заключаются в образовании накипи и закисления (H2S). Накипь (сульфат бария/стронция) Пластовая вода обычно сульфатов не содержит, но варьирующиеся концентрации бария и стронция образуют труднорастворимую накипь (отложения), когда они попадают в контакт с морской водой. Такие осадки зачастую содержат определенное количество радиоактивных ионов (в особенности Ra 226 и 228). Присутствие в морской воде сульфатов (примерно 2,7 г/литр) может позднее привести к более серьезным проблемам, если закачка будет производиться для поддержания пластового давления. Степень серьезности проблем, создаваемых выпадением осадка/накипью, зависит от многих факторов, среди прочего, связанных с пластом, куда относятся первоначальные концентрации бария и стронция. Если выпадение осадка происходит в нижней части пласта, то проблемы необязательно будут значительными, но постепенно сульфат будет снова добыт и может при смешивании с водой, содержащей остаточные количества бария, привести к образованию накипи, которая может, в свою очередь, перекрыть добычу, либо в продуктивной зоне внизу пласта, либо в трубах, клапанах и технологическом оборудовании. Накипь может заблокировать важное измерительное или технологическое оборудование, что может нарушить весь технологический процесс, в том числе сепарацию. Образование накипи может сдерживаться путем применения химических реагентов, а закупорка скважин может ликвидироваться при помощи специальных 40 __________________Экологические технологии__________________________ химических растворителей накипи. Такая очистка от накипи требует временной остановки добычи из скважины и может привести к большим экономическим затратам, если речь идет о подводной скважине, расположенной на большом расстоянии от технологической установки. Проблема с H2S H2S образуется при анаэробном снижении количества сульфата, как правило, в нижней части пласта, но может возникнуть и в технологическом оборудовании при обратной добыче морской воды на платформе. H2S это ядовитый и высоко коррозийный газ подлежащий удалению, поскольку он может нарушить качество товарного газа, а также для защиты самого технологического оборудования. Если ожидается присутствие больших объемов H2S, то потребуется особо приспособить к этому трубное и технологическое оборудование. H2S может удаляться при помощи химических реагентов (раскислитель H2S). И лабораторные исследования, и наблюдения, сделанные на месторождениях, показали, что образуются большие объемы H2S. Попытка применения нитрата для противодействия закислению пласта оказалась достаточно эффективной, но по-прежнему неясно, сможет ли этот эффект продержаться в течение продолжительного времени. Если проблема закисления пласта не будет решена, то в некоторых случаях обратная закачка будет невозможной. В худшем случае придется закрывать месторождения до планируемого срока. Удаление сульфатов Существуют способы ограничения проблем с образованием накипи. При планировании обратной закачки пластовой воды на новых месторождениях очень важно заранее знать состав пластовой воды, тем самым планируя обратную закачку таким образом, чтобы впоследствии избежать проблем. На м. Голиаф пластовая вода будет закачиваться обратно для поддержания пластового давления. В дополнение для обеспечения общего пластового давления будет производиться закачка морской воды, что необходимо для оптимального использования ресурсов. Смешивание пластовой и морской воды создает опасность образования соляных отложений. Поэтому система закачки воды должна разделять пластовую и морскую воду таким образом, чтобы эти два разных водных потока закачивались отдельно, каждый в свой пласт. В тех случаях, когда это будет невозможно, понадобится применять ингибиторы отложений. В качестве дополнительного буфера против сбрасывания пластовой воды в море будет также возможно осуществлять временное хранение, заливая до 8-10 000 м3 пластовой воды в водосборники на время простоя системы закачки. Эта вода будет закачана в пласт позднее, когда снова начнет работать система закачки. Пластовая вода будет очищаться до закачки и в тех случаях, когда вода должна будет сбрасываться в море в течение ограниченного времени. 5 Выбросы в атмосферу Производство электроэнергии является самым существенным источником выбросов CO2 и NOX от нефтегазового производства на шельфе. К другим источникам атмосферных выбросов относятся сжигание газа на факелах, холодная вентиляция, диффузные выбросы с технологического оборудования и операции по хранению и отгрузке. Выбросы CO2, при производстве электроэнергии и сжигании на факелах обязаны соответствовать квотам. 41 __________________Экологические технологии__________________________ CO2 – за последние шесть лет выбросы от нефтегазового производства были относительно стабильными. В 2009 с объектов нефтегазовой отрасли объем выбросов CO2 составил 12, 4 млн. т. Это более низкий показатель по сравнению с 13,8 млн. т. за предыдущий год. Основной причиной такого снижения стало то, что завод СПГ, обслуживающий м.Снёвит, поблизости от г.Хаммерфеста сейчас находится в нормальном режиме эксплуатации. В дополнение была введена новая и более точная методика расчетов выбросов с факелов. В 2009 г. на долю нефтегазовой промышленности приходилось 26 % от общенациональных объемов выбросов CO2, что тоже оказалось более низким показателем по сравнению с предыдущим годом. См. НАНГП Рис. 5.1 Выбросы CO2 по различным источникам в нефтегазовом производстве за 2009 г. (Источник: Цифры и факты. Норвежский нефтяной директорат, 2010 г.) К распространенным сейчас способам снижения выбросов относятся: Применение турбинных технологий с низким содержанием NOX (двух- или однотопливные) Каталитическая очистка (тиристорный преобразователь) Применение технологий с низким содержанием NOX для двигателей (технические решения для двигателей) Энергоэффективность и организация энергоснабжения Сокращение выбросов ЛОС, образующихся в технологическом процессе при хранении и отгрузке Закрытие факелов/регенерация факельного газа Электроснабжение с берега (электрификация морских установок) В Директиве ЕС 96/61 EF ’Комплексный контроль и предотвращение загрязнений’ (директива IPPC) ставится требование эффективного использования энергии для различных типов производственных объектов, куда входят и установки для сжигания отходов. Директива IPPC касается всех объектов для сжигания отходов с номинальной нагрузкой 50 МВт или больше. Таким образом, директива распространяется на большинство энергетических объектов на норвежском шельфе. Одним из главных принципов директивы IPPC является то, что компании, ответственные за осуществление деятельности, обязываются использовать наилучшие имеющиеся технологии (BAT). Директива IPPC требует, чтобы BAT брались за основу при определении пределов выбросов и тем самым отражали то, чего можно достичь, используя BAT, но, одновременно не указывая, какие именно технологии следует применять. 42 __________________Экологические технологии__________________________ Комиссия ЕС разработала руководящие справочные документы по BAT (BREF), как отраслевые, так и межотраслевые (горизонтальные BREF), где указывается, какие из технологий считаются в целом соответствующими требованиям директивы по BAT. Эта работа проводится под руководством ЕС при поддержке рабочих групп, в состав которых входят представители органов власти и отраслей промышленности. 5.1 Организация энергоснабжения Организация энергоснабжения является составной частью задач предприятия, активно способствующей тому, чтобы энергия использовалась эффективно. Организация энергоснабжения базируется на тех же принципах, что и организация природоохранных мероприятий (ISO 14001 и EMAS), а также обеспечение качества (ISO 9001), и может, тем самым, с особым преимуществом быть интегрированной как часть этих дисциплин. Сегодня не существует норвежского или международного стандарта по организации энергоснабжения, но рабочая группа под руководством Норвежской Ассоциации нефтегазовых предприятий разработала в 2005 г. руководство с общими основными направлениями и примерами того, как следует организовывать и осуществлять энергоснабжение. Организация энергоснабжения предполагает создание методики того, как организация может непрерывно работать над всеми аспектами энергоэффективности и энергопотребления. Сейчас уже ставятся требования создания организации энергоснабжения. 5.1.1 Проектирование разработки месторождений и технологических мощностей Снижение спроса на энергию на производственных объектах будет способствовать сокращению выбросов. Существует большой потенциал для экономии энергии при проектировании разработки месторождений и технологических мощностей с учетом использования энергии. В качестве примеров можно привести следующие задачи: избегать ненужного перепада давления, использовать энергию там, где перепад давления необходим и отделять нежелательные продукты, такие, как вода, на самой ранней возможной стадии. Это меры, которые, параллельно с положительным экологическим воздействием, часто дают экономию средств для оператора в виде сэкономленных налогов на CO2 и квот. Для разработки новых месторождений выбор стратегии дренирования и оформление добывающего оборудования повлияет на энергопотребление на месторождение и, тем самым, на объем выбросов. Эти условия специфичны на каждом месторождении, и решения будут определяться, среди прочего, и затратами. Ниже приведены некоторые важные элементы: Тепловая интеграция Тепловая интеграция должна обеспечить, чтобы 90 % потребностей в тепле на объектах покрывались за счет использования отработанного тепла от производства электроэнергии или других тепловых технологических потоков. Спрос на тепло будет значительно варьироваться между различными объектами и во времени. На новых производственных объектах эта потребность покрывается за счет отработанного тепла, получаемого при производстве электроэнергии. Это уменьшает объем выбросов. На платформе Осгард В меры, подобные промежуточному охлаждению, более эффективной технологии сепарации и использование горячей воды для охлаждения, способствовали сокращению объемов выбросов CO2 почти на 43 __________________Экологические технологии__________________________ 180 000 тонн в год. На м. Голиаф оператор выбрал энергетическую систему, основанную на использовании частично электроснабжения с берега и частично газовой турбины. Газовая турбина будет оснащена устройством для регенерации тепла, которое будет покрывать больше половины потребности в тепле на объекте. Мощность газовой турбины составит 30 МВт и теплоёмкость 35 МВт. Компримирование газа При сепарации нефти, газа и воды при максимально возможном высоком давлении потребность в компримировании добытого газа до уровня давления, достаточного для экспорта/закачки, будет снижена. Производство электроэнергии Определенный потенциал может также быть заложен в проектирование производственного объекта таким образом, чтобы на эксплуатационной фазе могли наиболее оптимальным образом использоваться газовые турбины. Потребность в электроэнергии варьируется на протяжении жизненного цикла месторождения. Выбрав вариант с несколькими и меньшими по размерам турбинами, а не вариант, предполагающий не большие по количеству, но большие по размерам турбины, можно позволить объекту работать с большей эффективностью на всех фазах эксплуатации. Многофазные турбины На некоторых месторождениях давление такое высокое, что пропустив скважинный поток через турбину, можно получить значительные объемы энергии в сочетании с сепарацией нефти и газа. Подобные многофазные турбины могут заменить одну или несколько ступеней сепараций и потребность в электроэнергии может быть снижена. Технология находится сейчас на стадии разработки. 5.1.2 Оптимальная транспортировка газа Потребность в электроэнергии определяется транспортируемыми объемами и диаметром трубопроводов. При больших диаметрах потребность в энергии сокращается. Увеличение диаметра труб на 10 % даст для того же транспортируемого объема газа снижение потребности в энергии и выбросов в ходе транспортировки на 10-25 %. При проектировании системы транспортировки выбор диаметра будет зависеть от многих факторов, таких, как разница в затратах по различным вариантам и оценка будущей гибкости. В случаях, когда разница между различными решениями будет невелика, снижение потребности в энергии при увеличении диаметра может оказаться экономически эффективной мерой. Степень снижения будет зависеть от длины трубопровода, его диаметра и состава газа. Выбросы CO2 и NOx будут сокращаться пропорционально снижению потребности в энергии. Меры принимаются на фазе проектирования. 5.2 Комбинированная силовая установка с парогенератором для регенерации газа Комбинированная силовая установка представляет собой сочетание газовых и паровых турбин. Тепло, содержащееся в отработанных газах обычной газовой турбины, может использоваться как для регенерации газа, так и для выработки электроэнергии через паровую турбину. 44 __________________Экологические технологии__________________________ Благодаря такому сочетанию можно производить электроэнергию более эффективно, чем если бы газовая или паровая турбина работала в одиночку. Применение технологии зависит, среди прочего, от потребности в электроэнергии и тепле. Технология лучше всего подходит к большим производственным объектам. На объекте с большой потребностью в тепловой энергии может оказаться менее целесообразным использовать паровую турбину из-за ограничения доступа к избыточному теплу. Размер и вес паровых котлов может стать важным препятствием для применения технологии на морских установках. Поэтому требуется разработать компактные модели котлов. Другим применением может быть комбинированная силовая установка с дизельным двигателем, на которой горячие отработанные газы от дизельного двигателя используются для выработки пара, который, в свою очередь, может приводить в движение паровую турбину. Эта технология уже доступна и используется в настоящее время на месторождениях Усеберг D, Снорре A и Эльдфиск 2/7-E. Это пока единственные в мире установки, которые применяются в морском нефтегазовом производстве. Газ Выхлопной газ Пар Электроэнергия Конденсат Воздух л Вода для охлаждения Рис. 5.2: Комбинированная силовая установка (источник: gassnova) 5.3 Топливные элементы Были сделаны инвестиции в разработку силовых установок, основанных на топливных элементах. Этот тип силовой установки в дополнение к сокращению выбросов CO2 и NOx также создает условия для экономически эффективного отделения и хранения CO2. Сегодня эта технология требует больших затрат и площади. Поэтому потребуется провести более обстоятельную доработку технологии, но в дальнейшем она может оказаться реально применимой на новых объектах. 45 __________________Экологические технологии__________________________ 5.4 Электроснабжение с берега 5.4.1 Электроснабжение с берега В соответствии с Парламентским предложением № 114 (1995 - 96) от комитета по экологии о норвежской политике в отношении изменения климата и выбросов окислов азота, Парламент Норвегии принял 22 февраля 1996 г. следующее решение: При всех новых разработках месторождений должен быть представлен обзор количества энергии и затрат на электроснабжение объекта с берега, а не на использование газовых турбин. Таким образом, в связи с рассмотрением плана разработки и эксплуатации месторождения будет также приниматься в расчет, можно ли обеспечить электроснабжение с берега для месторождения, находящегося в районе разработки. К преимуществам электроснабжения с берега относятся: Снижение объемов выбросов CO2, поскольку выбросы на берегом комплексе в первую очередь образуются на гидроэлектростанциях или газовых электростанциях с более высокой эффективностью. Меньшая вероятность образования утечек дизеля или газа на платформе (газовые турбины относятся к одним из основных потенциальных источников возгорания на платформе) Меньшая необходимость в техническом обслуживании. Газовые турбины это вращающиеся механизмы, требующие значительного технического обслуживания. Улучшенная регулярность работы: Эксплуатационная готовность для электроснабжения возрастет, на основе исследований, проведенных BP, на почти 0,3 %. Это будет означать значительное улучшение в плане безопасности производства и экономической составляющей. Лучшие условия труда. К недостаткам электроснабжения с берега относятся: При полном электроснабжении с берега не будет возможности забирать избыточное тепло из отработанных газов. Это будет означать, что в таких случаях понадобиться покрывать потребность в тепле за счет тепловых котлов, работающих на газе, что опять же будет приводить к образованию выбросов в атмосферу. Затраты на электроснабжение с берега могут быть довольно высокими. На участках, где будут образовываться «узкие места» в сети электроснабжения, может возникнуть нехватка электроэнергии и повысятся местные цены на электроэнергию Количество электроэнергии и расстояние будут решающими для выбора формы электроснабжения. Умеренные объемы электроэнергии могут передаваться на средние расстояния как переменный ток (AC). Переменный ток потребует установки трансформаторов на обоих концах кабеля. Передача больших объемов электроэнергии на длинные расстояния приведет к значительным потерям энергии и потребует передачи электроэнергии в форме прямого тока (DC), при котором потери энергии будут намного меньше. Прямой ток потребует установки на берегу 46 __________________Экологические технологии__________________________ выпрямителей и инверторов на морском объекте. И выпрямители, и инвенторы занимают много места, что создаст проблему с выделением площади под них на уже существующих объектах. В дополнение к затратам на кабели и приобретение электроэнергии эти элементы будут одними из наиболее важных при осуществлении электроснабжения с берега. Рис. 5.3: Соотношение между установленной мощностью и расстоянием при выборе системы энергоснабжения (Источник: Отчет об электроснабжении с берега, 2007/08 ННД, НГАЭН, НГАБНП). Расчеты, сделанные в ходе различных исследований, показывают, что затраты на мероприятия по энергоснабжению существующих объектов на шельфе оказываются намного выше уровня действующего сегодня и ожидаемого налога на выбросы CO2 и цены за квоту. Высокие затраты на проведение таких мер объясняются в первую очередь уровнем цен, сложностью процессов модернизации и продолжительностью жизненного цикла месторождения. Одновременно разрабатывается новая технология, которая может способствовать организации энергообеспечения сразу нескольких объектов, и тому, чтобы инфраструктура электроснабжения могла бы в будущем использоваться для других целей. В таких случаях затраты на электроснабжение могут быть потенциально ниже расчетов, приведенных в отчете «Климакур 2020». Тем не менее, в целом такие возможности будут отражать только специальные случаи. Через пристальный контроль за всеми лицензиями на шельфе ННД сможет выявить эти возможности по мере разработки/оценки планов модернизации. При разработке новых месторождений и крупномасштабных работах по модернизации будут рассматриваться варианты электроснабжения с берега. 47 __________________Экологические технологии__________________________ Рис. 5.4 Платформа «Тролль A» была первой на норвежском шельфе, получившей электроснабжение с берега. Foto: Øyvind Hagen/Statoil Обычная установка FPSO (в форме судна), находясь на плаву, вращается вокруг турели. Это означает необходимость осуществления передачи жидкости, газа и электроэнергии через вертлюг. Технология передачи через устройство вертлюга необходимых здесь объемов (60-90 МВт) на сегодняшний день пока еще не прошла аттестацию. Разработка концепции передачи больших объемов электроэнергии от турели якорного устройства судна FPSO на само судно продвинулась уже настолько, что она уже готова для прохождения испытаний. Следующим шагом в испытаниях технологии будет создание прототипа. Лидирующие предприятия в области изготовления турелей, среди которых присутствуют как зарубежные предприятия, так и группа компаний SARGAS/Siemens в Норвегии, разработали независимо друг от друга технологию, которая может передавать ток высокого напряжения через турель на добывающее судно, имеющее традиционную форму корабля. Общим для этих технологий будет то, что до того, как они могут быть приняты к применению, они должны пройти аттестацию. Норвежская технология будет готова к проведению испытаний в Sintef в 2009 г. При использовании цилиндрических FPSO, поставленных на якорь, будет проще протянуть электрический кабель на борт. Установка основана на известной технологии, несмотря на то, что на норвежском шельфе она применяется не так давно. У нее относительно большая площадь палубы, что очень важно для размещения технологического оборудования и устройств для преобразования электроэнергии. 48 __________________Экологические технологии__________________________ 5.5 Закрытый факел/регенерация факельного газа Между 20 и 40 % сжигания газа на факелах связано с непрерывным сжиганием, в то время, как оставшаяся часть приходится на отдельные случаи, при которых требовалось обеспечить техническую и эксплуатационную безопасность. За последние годы объемы сжигания на отдельных месторождениях были снижены в результате принятия конкретных технических мер, таких, как, например, использование азота в качестве газа для промывки и как подушки в нефтяных резервуарах, и усовершенствования системы регенерации гликоля. В дополнение была разработана новая технология для регенерации факельного газа. Осуществление регенерации газа, который бы в противном случае постоянно сжигался на факеле, позволило, по данным некоторых операторов, сократить объемы сжигаемого на факелах газа до 10 %. В дополнение к этому, на многих объектах, где производится регенерация факельного газа, также была закрыта дежурная горелка. При помощи специальной технологии ее можно зажечь только, если в этом будет особая необходимость. Для того чтобы дополнительно удовлетворять требованиям ограничений выбросов в атмосферу, связанных со сжиганием газа на факелах, следует направить внимание на эксплуатационные процедуры и порядок остановки производства. Здесь есть возможность сократить основную подачу газа на факел, но это в большой степени будет диктоваться соображениями технической безопасности. Sintef по заданию OLF и ННД провел оценку коэффициентов расчетов для определения объемов выбросов NOX с факелов. Основанием для этой работы послужило положение о том, что выбросы NOX из этого источника очень мало документированы, а Норвегия пользовалась коэффициентом расчета, который в 10 раз превышает коэффициенты, взятые за основу в таких странах, как США, Великобритания и Австралия. Исходя из выводов, сделанных в промежуточных исследованиях, рекомендуется использовать коэффициент, равный 1,4 г NOX / ст. м3 от сожжённого газа, а не ранее применявшийся показатель, составлявший 12 г NOX / ст. м3 от сожжённого газа. 5.6 Закачка и обработка воды на морском дне (Swit) Норвежская компания, занимающаяся подводными технологиями, «Well Processing» разработала технологию подводной закачки и обработки воды (Swit). Swit может использоваться на тех нефтяных месторождениях, где в качестве средства для поддержания пластового давления используется морская вода. Закачка морской воды в нефтяной пласт является широко признанным методом повышения объемов добычи нефти. Традиционные методы требуют очистного оборудования, которое и занимает много места, и стоит достаточно дорого, а также применения райзеров, которые можно бы было использовать для добычи. 49 __________________Экологические технологии__________________________ Всего этого можно избежать, пользуясь технологией Swit. Оборудование размещается на морском дне и может использоваться как на новых, так и уже давно действующих месторождениях. Система обработки воды Swit прошла лабораторные испытания, и вскоре на одном из месторождений будет осуществлен пилотный проект, спонсируемый отраслью. Исследования показали, что Swit может снизить инвестиционные затраты на 50 %. Swit может работать в течение двух лет без технического обслуживания и снижает эксплуатационные расходы почти на 25 %. Кроме того, этот процесс требует меньше энергозатрат, чем закачка с «верхних строений», при которой давление водной толщи на оборудование создает дополнительную энергию для закачки. Рис. 5.5: Технология Swit Источник: http://www.wellprocessing.com Другим поставщиком аналогичной технологии является компания «Framo Engineering». См.: http://www.framoeng.no/page/297/framo-raw-seawater-injection-system 5.7 Подводное компримирование По мере понижения со временем пластового давления будет соответственным образом снижаться и добыча газа и конденсата. Для поддержания максимально возможного уровня добычи и для извлечения достаточного количества присутствующих в пласте углеводородов, понадобиться придавать скважинному потоку дополнительную энергию при помощи компримирования. Преимуществом подводных компрессоров является то, что, чем ближе к пласту они окажутся, тем сильнее будет их воздействие. Кроме того, газ не поднимается полностью на поверхность, что позволяет добиться энергосбережения по сравнению с компрессором, находящимся около поверхности моря. Система подводного компримирования включает в себя систему электроснабжения и компрессорную станцию. На сегодня подводное компримирование еще не является коммерческим продуктом, но испытания проводятся. 50 __________________Экологические технологии__________________________ В связи с возникшей необходимостью компримирования на м. Мидгард, испытательный центр K-lab приступил весной 2008 г. к испытаниям двух различных компрессоров мощностью 8-10 МВт. Один из них был изготовлен MAN, а второй - Siemens. Для обоих решений регуляторы количества оборотов при электроснабжении и преобразователи частот размещаются на палубе вместе с необходимым контрольным оборудованием. В целом весь подводный комплекс будет состоять из газожидкостного сепаратора, насоса и компрессора. Все элементы можно будет доставать для простого технического обслуживания. При нормальном режиме эксплуатации компрессор может работать в течение пяти лет, не требуя технического обслуживания. Программа испытаний была завершена весной 2010 г. , и технология была аттестована. Компания Statoil приняла решение о внедрении этой технологии с тем, чтобы воспользоваться ею, когда начнется проведение работ по компримированию на м.Осгард/Мидгард примерно в 2014/2015 г. Компания Aker Solutions получила контракт на выполнение этих работ (дек. 2010 г.). Концепция может быть пригодной также и для других месторождений, например, на м. Гюльфакс. Рис. 5.6 Комплекс для подводного компримирования на м. Осгард (Источник: Statoil) Компания Shell сейчас также занимается пилотным проектом в связи с подводным компримированием на м. Ормен Ланге. Пилотный проект будет также проходить «сырые» испытания, что отличает его от концепции, применяемой Statoil на м. Осгард. Это также означает, что система регулирования и электрокомпоненты будут расположены на морском дне. Предполагается, что пилотный проект будет завершен в течение 2012 г., что позволит иметь полный комплекс для подводного компримирования в полной готовности к началу работ на месторождении, начиная с 2016 г. 51 __________________Экологические технологии__________________________ Рис. 5.7: Подводное компримирование с транспортировкой на берег См.: "Subsea compression race hot spots up", Terry Knott, Asian Oil & gas, февраль 2006 г. 5.8 Улавливание и хранение CO2 5.8.1 Улавливание CO2 Было проведено много исследований концепций, связанных с улавливанием CO2 в морских условиях. Примером этого может служить компания Aker, которая ориентируется на улавливание CO2 в море со стационарной установки, где рассматривается возможность размещения оптимизированного аминового процесса на существующей установке с силовой установкой мощностью 150 МВт. Такой оптимизированный аминовый процесс пока еще не прошел аттестацию. Другим примером является разработанная Sevan Marine технология плавучей газовой электростанции с установкой для улавливания CO2. И здесь тоже применяется основанная на аминовом процессе технология дожигания углекислого газа. Для имеющейся у Sevan концепции EPOS (электроэнергия в море) Siemens разработала проект газовой электростанции, сочетающей в себе восемь современных газовых турбин и четыре паровые турбины. Общая мощность такой силовой установки составляет 540 МВт, исходя из добавленной мощности в 997 МВт (природный газ). Степень эффективности такой газовой ЭС будет составлять, таким образом, 55 % (ISO), что, предположительно, на 2 – 4 процента ниже, чем для наземной электростанции. Нет необходимости в остановке всей электростанции при проведении запланированного технического обслуживания. В режиме нормальной эксплуатации каждый бойлер топочного газа приводится в движение отработанными газами с двух газовых турбин. При половинной нагрузке бойлер будет использовать отработанные газы только от одной газовой турбины. 52 __________________Экологические технологии__________________________ Эти варианты иллюстрируют тот факт, что газовая силовая установка, оснащенная устройством для улавливания CO2 в морских условиях, исходя из оценки веса и требуемой площади, наиболее осуществима на специальной централизованной установке электроснабжения, на которой не производится добыча углеводородов. Это также должно быть возможным для новых добывающих установок (стационарных и плавучих). Улавливание CO2 может также выполняться на существующих установках, но тогда габариты устройства для улавливания газа должны быть уменьшены, чтобы оно могло уместиться по весу и площади на такой установке. 5.8.2 Хранение CO2 CO2 можно закачивать и хранить в истощенных нефте- или газоносных пластах, или же в подходящих для этого наполненных водой формациях на шельфе или на берегу. С 1996 г. ежегодно отправлялось на хранение в формацию Утсира в Северном море около одного миллиона тонн CO2 (общий объем составил на март 2010 г. около 11,5 млн. т. СO2). Это выполнялось в связи с обработкой газа, добываемого на месторождении Сляйпнер. Хранение CO2 в формации Утсира уникально, поскольку это единственная система в мире, где большие объемы CO2 загружаются в специальную пластовую породу, находящуюся под дном моря. Источник: Statoil. На месторождении Снёвит в Баренцевом море содержание в газе CO2 составляет 5-6 %, и здесь CO2, поступающий вместе с газовым потоком, отделяется до того, как природный газ будет охлажден до жидкого состояния (СПГ). Газ CO2 транспортируется по 153 км-трубопроводу от завода по производству СПГ на о.Мелькёя обратно на м. Снёвит для закачки в специально отведенную для этого формацию с песчаником, которая называется Тюбоен и стратиграфически расположена непосредственно под газоносным пластом и на глубине 2500 м ниже дна моря. Предполагается, что ежегодно в формацию Тюбоен на м.Снёвит будет закачиваться около 700 000 тонн CO2. У Норвегии появятся в будущем хорошие возможности для хранения CO2 на основе доступа к большим наполненным водой пластам и истощенным нефте- или газоносным пластам, находящимся вдоль норвежского побережья. Хранение СО2 в истощенных пластах представляет собой хорошее решение с геологической точки зрения, поскольку структура, по-видимому, герметична, если она смогла удерживать газ и нефть в течение миллионов лет. Норвежские органы власти активно работают над мерами по обеспечению безопасного и надежного хранения CO2. Конвенция ОСПАР и Лондонский Протокол, ратифицированные Норвегией, призваны защитить морскую среду и бороться со сбрасыванием отходов и других загрязняющих материалов в море. В рамках этих международных конвенций проводилась работа по созданию хорошего международного правового режима для хранения CO2. Для того, чтобы допустить геологическое хранение CO2 в нефтегазовом производстве на шельфе, потребуется изменить обе эти конвенции. Для ОСПАР остается ратификация предложенных изменений в конвенции. Пока предложения по изменениям ратифицировали четыре страны. Для того, чтобы эти изменения могли вступить в силу, потребуется ратификация еще тремя странами. Для того, чтобы можно было транспортировать CO2 для хранения через государственные границы, потребуется внести изменения в Лондонский Протокол. По предложению Норвегии, на заседании сторон международного Лондонского Протокола 30 53 __________________Экологические технологии__________________________ октября 2009 г. было решено, что CO2 может экспортироваться в другие страны для хранения в подводных формациях. На сегодняшний день к Протоколу присоединились 37 сторон. Принятые изменения вступят в силу после ратификации их 2/3 сторон-участниц Протокола. Директива ЕС о геологическом хранении CO2 была принята 23 апреля 2009 г. В Директиве выдвигается требование устанавливать порядок предоставления концессий, по которому до получения разрешения на работы должно быть обеспечено проведение оценки риска и последствий для места хранения . Норвежский нефтяной директорат сделал свой вклад в отчет «Единое Северное море», подготовленный Elementenergy по заказу Министерства нефти и энергетики и Министерства иностранных дел и по делам Содружества Соединенного Королевства. В этом отчете рассматриваются вопросы будущей трансграничной транспортировки и хранения CO2 в Северном море. См.: http://www.npd.no/no/Publikasjoner/Rapporter/Samarbeider-om-CO2-lager/ 5.8.3 Использование CO2 для повышения нефтеотдачи По оценкам Норвежского нефтяного директората, существует значительный технический потенциал для повышения нефтеотдачи при помощи закачки CO2 в нефтеносные пласты на норвежском континентальном шельфе. Правительство ставит далеко идущие цели в отношении CO2 и создания цепочки стоимости для транспортировки и закачки CO2. Это довольно сложные цели. Новые установки (например, использование CO2 для повышения нефтеотдачи с м. Драуген) при современных затратах на разработку месторождений и ценах на нефть оказывается экономически не совсем эффективным. Исследования показывают, что для того, чтобы закачка CO2 была прибыльной, потребуются очень большие объемы CO2. См. ННД. Большой потенциал, заложенный в повышении нефтеотдачи с учетом сокращения экологически вредных выбросов, заставляет Норвежский нефтяной директорат уделять особое внимание использованию CO2 для повышения нефтеотдачи. 5.8.4 Исследовательские проекты по улавливанию и хранению CO2 За последние годы исследования и технологические разработки в области улавливания и хранения CO2 привлекают к себе в Норвегии большое внимание. Около половины средств на ИиР, выделяемых на это в Норвегии, финансируются через программу CLIMIT, управление которой осуществляет Норвежский Совет по научным исследованиям и Gassnova SF. Наибольшая часть идет на разработку технологии закачки после сжигания, технологии, которая находится ближе всего от реализации. Общие обязательства по начатым норвежским ИиР по улавливанию CO2 составляют 700 млн. норвежских крон. Примером норвежского отраслевого проекта является проект CCP, поддерживаемый многими норвежскими и иностранными сервисными и нефтяными компаниями. Проект ставит целью разработку новой технологии, которая позволит удалять и использовать CO2 с затратами, которые будут значительно ниже сегодняшнего уровня затрат. Проект стартовал в 2000 г. и будет идти до 2013 г. 5.9 Меры по ограничению выбросов от турбин и двигателей В том, что касается производства электроэнергии и выбросов в атмосферу, следует различать между различными типами газовых турбин. Основная разница существует между однотопливными турбинами и двухтопливными. В двухтопливных турбинах в качестве горючего может применяться дизель и газ, а в однотопливных – только газ. Дизель используется 54 __________________Экологические технологии__________________________ в качестве горючего, как правило, как дополнение к газу. Поскольку газ обычно получается уже из технологического процесса, то в начале работ его нет в наличии. В такие периоды применяется дизель. В целом, электрическая и механическая энергии, необходимые для эксплуатации морских объектов, вырабатываются газовыми турбинами. В упрощенном виде газовая турбина состоит из газового генератора (компрессор и камера сгорания) и непосредственно турбины. Компрессор увеличивает давление атмосферного воздуха и направляет его в камеру сгорания, где он смешивается с горючим. При горении горячий газ сгорания расширяется, и части его преобразуются в механическую энергию для работы электрогенераторов, компрессоров или насосов. 5.9.1 Меры по ограничению выбросов NOX Общая мощность на норвежском шельфе составляет около 3000 МВт. Из 170 турбин, работающих на шельфе, меньше 40 оснащены технологиями, позволяющими снижать выбросы NOx. Общая потребность в электроэнергии на шельфе составляет на сегодня примерно 15 TВт, и ожидается, что в ближайшие годы этот уровень сохранится относительно стабильным. Для каждого из основных типов турбин можно выделить турбины с низким уровнем выбросов NOx и обычными турбинами. Оба типа турбин (одно- и двухтопливные) могут быть оснащены технологией для обеспечения низкого уровня NOx. Эта технология изменяет процесс горения в камере сгорания турбины таким образом, чтобы образовывалось как можно меньше NOx. Низкие уровни NOx для однотопливных турбин рассматриваются как традиционная технология и являются требованием для новых проектов разработки месторождений. Технология NOX для однотопливных системы может устанавливаться и потом на традиционных турбинах. В турбинах, устанавливавшихся с середины 1990-х г., частично предусмотрено последующее включение в систему горелок с низким NOX. 5.9.2 Двухтопливные турбины с низким NOX Применение технологии низкого NOx для двухтопливных турбин – уже доступная технология, опробованная при эксплуатации м. Алвхайм. На норвежском шельфе потребность в двухтопливных турбинах существует в основном из-за того, что все установки должны иметь надежную систему электроснабжения при нехватке топливного газа. В течение жизненного цикла месторождения потребность в применении двухтопливных турбин будет меняться, и тогда будет целесообразным заменить двухтопливные на однотопливные с последующим включением в систему горелки с низки NOx. 5.9.3 Каталитическая очистка (SCR) Селективная каталитическая редукция (SCR) является сейчас наиболее применяемым методом очистки от NOX в выхлопных газах двигателей. NOX, присутствующий в выхлопном газе, преобразуется в катализаторе в N2 и водяной пар при постоянном добавлении редукционного средства. Сам катализатор обычно изготавливается из керамического материала с сотовой структурой. Как правило, размеры устройства будут такими, чтобы добиться сокращения выбросов NOX на 85-90 %. Можно добиться более высокой степени очистки, но при повышении мощности будут возрастать и затраты. В дополнение большинство поставщиков устройств SCR предлагают одноступенчатое окисление, при котором также удаляется большая часть CO (50- 90 %), углеводородов (75 – 90 %), твердых частиц и возможных выбросов аммиака. Эта мера не 55 __________________Экологические технологии__________________________ будет оказывать существенного воздействия на расход топлива. В дополнение к самим катализаторным элементам понадобится система закачки, контрольное устройство и система сжатого воздуха, а также распределительная система, размещенная до катализатора для того, чтобы эффективно смешивать редукционное средство с потоком выхлопных газов и обеспечивать тем самым наиболее полную химическую реакцию. Для того, чтобы можно было использовать SCR, требуется обеспечить некоторые практические условия. Речь идет о площади для размещения оборудования и возможностях доступа для катализаторного устройства, а также возможность установки системы закачки редукционного средства. Кроме того, температура в системе выхлопных газов должна быть близка к критической для того, чтобы устройство могло функционировать, как требуется. Также содержание серы в горючем не должно превышать 3,5 %. Нет принципиальной разницы в том, будет ли технология использоваться на судах или на буровых установках. Главное, чтобы были обеспечены вышеупомянутые практические предпосылки. Инвестиционные затраты на SCR находятся в диапазоне от 250 до 500 крон/кВт, мощность двигателя зависит от фактической производительности и количества оборотов в минуту машинного оборудования. В дополнение будут также затраты на установку оборудования, которые будут зависеть от площади и наличия свободного места. Эксплуатационные затраты на SCR состоят в основном из расхода редукционного средства (расход карбамида составляет около 8 % объема от расхода горючего). Катализаторные элементы изнашиваются и должны регулярно заменяться. Тем не менее, сегодня есть суда, на которых устройство SCR находилось в эксплуатации в течение 70 000 часов без замены катализаторных элементов. Затраты в связи с заменой элементов составляют около 16 крон/кВт/год при предполагаемом сроке эксплуатации 5 лет. 5.10 Удаление и регенерация нефтяных паров (ЛОС) при отгрузке и хранении Летучие органические соединения за исключением метана обозначаются общим сокращением ЛОС. Такие соединения испаряются из нефти /7/. Крупнейшим источником выбросов ЛОС в норвежском нефтегазовом производстве являются операции по отгрузке нефти на челночные танкеры на месторождениях и хранение нефти в танкерах-хранилищах (FSO и FPSO). Были достигнуты значительные сокращения выбросов ЛОС благодаря инвестированию средств в создание установок по удалению и регенерации нефтяных паров на судах-хранилищах и челночных танкерах. Меры, принятые для судов-хранилищ, позволили сократить выбросы неметановых ЛОС на 90-100%. 5.10.1 Отраслевое сотрудничество в области ЛОС Для сокращения выбросов НМЛОС при отгрузке на челночные танкеры, в 2002 г. было сформировано отраслевое сотрудничество по ЛОС (VOCIC). Все нефтяные компании, являющиеся владельцами месторождений, на которых осуществляется отргузка сырой нефти в морских условиях, участвуют в этом сотрудничестве. VOCIC возглавляется операторами 56 __________________Экологические технологии__________________________ месторождений. Благодаря такому сотрудничеству стало возможным удовлетворить требования органов власти о сокращении выбросов НМЛОС экономически эффективным способом. Оно также позволило обмениваться опытом, связанным с решением технологических задач. . 5.10.2 Сокращение выбросов НМЛОС при отгрузке сырой нефти на челночные танкеры Активная технология регенерации НМЛОС Активная технология представляет собой технологическое оборудование, на котором происходит улавливание НМЛОС после того, как они выделились из сырой нефти, и сбор их в резервуаре или возврат в сырую нефть. Конденсация при помощи парового котла Преимуществом технологии конденсации является то, что она позволяет избежать рециркуляции НМЛОС благодаря тому, что они помещаются в отдельный бак. Далее технология также дает возможность использования газового парового котла и паровой турбины для эксплуатации компрессоров. Паровой котел сжигает неконденсирующиеся НМЛОС (примерно 20 %) и метан с тем, чтобы сократить объем выбросов ЛОС на 100 %. В начале работы оборудования, до того, как начнется отгрузка, используются конденсированные НМЛОС из бака. Абсорбция ЛОС могут регенерироваться путем абсорбции в сырой нефти, подаваемой под давлением (8-11 бар). Однако при этом могут возрасти выбросы CO2 и NOx в связи с увеличением потребности в электроэнергии для компримирования ЛОС инертного газа (отработанного газа), а также создания напорного давления для нефти. Типичный расход электроэнергии для одного устройства, отгружающего 8000 м3/ч, составляет 2-3 МВт. Такие устройства снижают выбросы НМЛОС как минимум на 78 %, и 80 %-ая производительность подтвердилась измерениями, сделанными компанией Marintek. Часть метана также будет абсорбирована. Адсорбция Главный принцип работы адсорбционной системы заключается в отделении углеводородных фракций от инертного газа. Многие технологии для этого уже получили коммерческое применение. В одном из видов адсорбционных систем, установленной на челночных танкерах, обслуживающих м.Хайдрун, применяется активный углеродный фильтр для отделения ЛОС от инертного газа. Углеводороды, за исключением метана, отправляются за этим обратно в нефть при помощи абсорбционного устройства, см. выше. Сокращение выбросов НМЛОС достигает почти 90 %. Система особо интересна для газов с низкими углеводородными фракциями или при низких темпах отгрузки, как в случае Хайдрун, где нефть добывается непосредственно на челночные танкеры. Система не подходит для обычных типов челночных танкеров из-за больших габаритов оборудования. Оборудование для конденсации, абсорбции и адсорбции весит около 250 тонн и стоило во время установки в 2003-2005 г. примерно от 50 млн. крон (адсорбция) до 100-120 млн. крон 57 __________________Экологические технологии__________________________ (конденсация и абсорбция). Ежегодные эксплуатационные расходы составляют около 10 млн. крон на одну установку. Повышенное давление в баке / Вихревая установка абсорбции газа Компания GBA Marine, расположенная в г.Арендале, разработала простое устройство для реабсорбции, называющееся «вихревой абсорбер», Реабсорбционное устройство делает возможным контролировать давление в баках без образования выбросов НМЛОС. DNV дал свое разрешение на то, чтобы компания Teekay, выполняющая морские перевозки, увеличила давление в баках до 0,20 бар сверх нормального давления для испытаний, проводившихся на разгрузочном буе «Navion Hispania». Увеличение давления привело к сокращению выбросов НМЛОС при отгрузке на 10-15 процентов. Благодаря реабсорбционному устройству стало также возможным контролировать давление в баке во время перевозки и снижать давление до нормальных параметров без выбросов НМЛОС. Опыт VOCIC (внутриотраслевой сотрудничество по борьбе с выбросами ЛОС), накопленный с начала 2002 г. при работе с различными технологиями, используемыми для снижения выбросов НМЛОС, показывает, что так наз. активные технологии (абсорбционное и конденсаторное устройство) слишком сложны по конструкции и слишком требовательны в плане эксплуатации и технической безопасности. Был принят ряд мер по улучшению этих систем с тем, чтобы они могли соответствовать требованию бесперебойной эксплуатации (95 %), но удалось обеспечить не больше 80-85 % регулярности работ. VOCIC не считает реальным достижение более высокой регулярности, в том числе и в связи с устареванием оборудования. Флот отгрузочных буев уже частично устарел и в ближайшие годы подлежит замене, и желательно, чтобы при этом была также введена другая технология. Пассивные технологии Активные системы слишком громоздкие, сложные и дорогостоящие для установки и эксплуатации. Поэтому компании разработали пассивные решения в качестве альтернативы активным технологиям. Компания Knutsen OAS Shipping AS разработала технологию KVOC. Благодаря этой технологии можно снизить количество НМЛОС, выделяющихся при отгрузке нефти. KVOC представляет собой простое и значительно более дешевое устройство по сравнению с активной технологией и не требует эксплуатационных мер или затрат. Компания Teekay Shipping Norway AS оснастила 4 новых челночных танкера, которые будут введены в эксплуатацию на норвежском шельфе осенью 2010 г., пассивной технологией ограничения выбросов НМЛОС. Помимо KVOC эти танкеры были дополнительно укреплены для работы при более высоком давлении в баках (0,55 бар сверх нормального давления), а также добавлена вихревая установка абсорбции газов (см. выше). Ожидается, что в целом эти меры позволят добиться сокращения выбросов на 50-70%. 58 __________________Экологические технологии__________________________ Бесперебойность работы пассивной технологии составляет 100%. Пассивная технология не требует электроэнергии, благодаря чему можно избежать выбросов CO2 ,NOx и SOx с генераторной установки. Эксплуатационная безопасность такая же, как и для судов, не оснащенных оборудованием для сокращения выбросов НМЛОС. По сравнению с активными технологиями, пассивная технология за счет своей простоты потребует также намного меньше выбросов, связанных со строительством и установкой. В декабре 2009 г. VOCIC подала заявку в Klif (Государственное Агентство по экологическому контролю) о внесении изменений в требования, содержащиеся в разрешении на выбросы и касающиеся расчетного коэффициента (78%), с тем, чтобы активные технологии в перспективе могли быть заменены на пассивные. Важным аргументом служит то, что Норвегия в связи с сокращением выбросов НМЛОС на шельфе с 2006 г. смогла выполнить свои обязательства по Гётеборгскому протоколу и собирается и в дальнейшем сокращать выбросы путем осуществления плана VOCIC по поэтапному переходу на пассивные установки. Решением от 15.11.2010 Klif изменил требования к пределам выбросов в размере на 0,45 кг НМЛОС на тонну отгруженной сырой нефти на момент отгрузки. Тем самым, это требование не будет уже определяться типом используемого оборудования, как было раньше. 6 Применение химических реагентов Химические реагенты - общий термин, обозначающий все добавляемые и вспомогательные вещества, применяемые при бурении и работах в скважинах, а также при добыче нефти и газа. Свыше 99 % расхода химических реагентов в норвежской нефтегазовой промышленности приходится на химические реагенты, не считающиеся экологически опасными (по цветовому коду - желтые и зеленые вещества). Экологически опасные вещества охватывают конкретные вещества или группы веществ с присущими свойствами, подобными сильной ядовитости, персистентности и (или) биоаккумуляции, а также вещества, находящиеся в государственном приоритетном списке, и вещества, способные привести к изменениям генетического материала или повлиять на репродуктивную способность организмов. 6.1 Постановка цели «нулевых» сбросов Цель «нулевого» сброса с нефтегазовых установок в море нефти или экологически опасных веществ была изложена в Правительственном докладе Парламенту № 58 (1996-1997) «Экологическая политика для устойчивого развития» Эта цель была в дальнейшем уточнена и конкретизирована в других докладах Парламенту. Цель «нулевых» сбросов означает, что в качестве основного правила нефть и экологически опасные вещества не должны сбрасываться в море. Эта цель относится как к искусственно добавляемым, так и к встречающимся в естественных условиях опасным веществам. При оценке сбросов в море нефти и экологически опасных веществ в основу должен быть положен принцип предосторожности. Цель «нулевых» сбросов была в целом достигнута как для морских, так и для наземных объектов в 2005 г. 59 __________________Экологические технологии__________________________ 6.1.1 Замена экологически опасных химических веществ Сбросы добавляемых экологически опасных хим. реагентов (по цветовому коду – красные и черные) было сокращено с 4160 тонн в 1997 г. до около 17 тонн в 2008 г. Это соответствует сокращению на 99,6 %. Считается, что цель «нулевых» сбросов достигнута для добавляемых химических реагентов, согласно Правительственному докладу № 26 (2006-2007). Тем не менее, по-прежнему будет уделяться большое внимание возможности замены веществ, причем таким образом, чтобы оставшиеся вещества были постепенно совсем выведены из употребления. Даже притом, что цель в отношении экологических свойств химических реагентов в целом достигнута, исследования и разработка технологий более экологически приемлемых химических реагентов будет продолжаться и в будущие годы. Несмотря на то, что сброс бурового шлама и добытой воды в Баренцевом море не допускается, все равно из соображений предосторожности в ходе буровых работ и добычи будут применяться только экологически приемлемые химические вещества. Только веские технические причины или соображения технической безопасности могут заставить допустить использование экологически опасных химических веществ (красной или черной категории). Основное внимание будет уделяться общей оценке применения химических веществ. Если использование меньшего количества экологически опасных веществ (красная категория) может дать сокращение и других компонентов и тем самым понизить общий экологический риск, то эту возможность можно будет рассмотреть. Нефтяная промышленность проводит исследования по технологиям, которые могут позволить снизить объем используемых химических веществ, а также документально зафиксировать долгосрочное воздействие химических веществ. 6.2 Повышение эффективности использования химических веществ Примером мероприятий, направленных на обеспечение оптимального дозирования химических веществ, служит перенесение момента введения ингибитора коррозии и установка измерительного оборудования для непрерывного произведения замеров эффекта химической обработки. Была разработана распределительная камера для регулирования и автоматического дозирования химических веществ для закачки и добычи углеводородов (задвижки Amflow и Sko-flo), дающие лучший контроль за химическими веществами. Сегодня появилась возможность проектировать дозировочные устройства с автоматическим измерением действия химических веществ после точки закачки, например, при помощи раскислителя, нейтрализатора сероводорода, ингибиторов коррозии, деэмульгаторов и флоккулянтов. Это дает оптимальное использование химических реагентов, требует меньше контроля за дозированием и оборудованием, и меньшего объема технического обслуживания. Технология находится в коммерческом доступе и уже установлена на многих объектах в Северном и Норвежском морях. Но пока только на немногих из них эта технология используется максимально. 6.2.1 Редукция у источника В связи с установкой, подготовкой и испытаниями давления в трубопроводах используются химические реагенты. Какие именно из них будут для этого применяться, зависит от материала, из которого изготовлен трубопровод, его длины, диаметра и времени нахождения в эксплуатации. В тех районах, для которых установлены такие же строгие требования к сбросам, как для Баренцева моря, будет естественным планировать применение устойчивых к коррозии материалов, чтобы избежать использования химических реагентов. 60 __________________Экологические технологии__________________________ После завершения прокладки трубопровода, но до ввода его в эксплуатацию, в нем проводятся испытания давления, для которых применяется краситель. Количество используемого красителя было значительно снижено за последние годы благодаря «продавливанию» через трубопровод пробки-красителя. Была сделана попытка проведения испытаний давления без красителя в тех местах, где образование утечки маловероятно. На м. Драуген попробовали использовать краситель в форме гранул, размещенных у трубного замка. Тем не менее, следует проявлять осторожность, снижая использование индикаторов утечек, поскольку последствия разрыва трубопровода вследствие недостаточного испытания давления будут намного больше, чем использование и сбросы ограниченного количества сбросов вещества-красителя. Вместо применения биоцидов можно попробовать в качестве превентивного метода максимально снизить бактериальную активность. Это касается, среди прочего, недопущения того, чтобы трубопровод стоял, наполненный водой, так долго, что рост бактерий превратится в проблему. Это можно сделать для многих проектов. Поэтому оптимальное планирование времени очень важно, чтобы избежать применения биоцидов. Ограниченное применение ингибиторов коррозии можно обеспечить путем регулярного прогона трубоочистного скребка для предупреждения образования отложений/налетов, мешающих эффективности действия ингибиторов коррозии и создающих идеальные условия для роста бактерий. Высокое качество материалов для трубопроводов и технологического оборудования может позволить снизить/устранить использование ингибиторов коррозии, а также была разработана нарезка, не требующая густой смазки, что позволяет избежать использования смазочного масла при работах с обсадными трубами и трубным оборудованием. Эта система применялась, среди прочего, при добычном бурении на м. Снёвит. Электрообогрев трубопроводов поможет снизить использование ингибиторов гидратообразования (часто МЭГ), что также может помочь ограничить сжигание на факеле, но одновременно увеличит потребность в энергии. 7 Случайные сбросы 7.1 Обнаружение аварийного загрязнения В Предписании о нефтегазовой деятельности § 50 выдвигается требование к операторам установить систему дистанционных измерений, дающую достаточную информацию для обеспечения того, чтобы образование аварийных сбросов с объекта можно было быстро обнаружено и картировано. В пояснительном документе к предписанию дается описание того, что должна включать в себя система дистанционных измерений, но оператор может выбрать сам систему, которая позволит удовлетворять этим требованиям. Системы и методы дистанционных измерений аварийного загрязнения развиваются непрерывно. Разработка проводится в тесном сотрудничестве между органами власти, компаниями-операторами, совместной организации компаний-операторов по защите от аварийных разливов (NOFO) и компаниями-поставщиками оборудования. Klif может предъявлять конкретные требования в отношении того, насколько быстро должно быть обнаружено и картировано загрязнение. Под дистанционными измерениями понимается система, которая, независимо от видимости, освещения и погодных условий, может обнаруживать утечки на установках и загрязнения на поверхности моря, а также определять местоположение загрязнения, его площадь и 61 __________________Экологические технологии__________________________ возможность его ликвидации. Дистанционное измерение предполагает сбор данных и их интерпретацию, но не составление прогнозов на будущее. План готовности, составленный NOFO, фокусируется на контроле за аварийным загрязнением, когда оно обнаружено и его ликвидация считается осуществимой. Дистанционное измерение может производиться с установки, судна, спутника, самолета или вертолета. Датчики могут быть активными (излучать и принимать энергию) или пассивными (только для приема энергии). Целью производимого NOFO дистанционного измерения является обеспечение того, чтобы энергетический центр SKL-Hav, операционное руководство и другие береговые организации в любое время имели наилучшее представление о месторасположении нефтяного пятна, его площади и возможности ликвидации, независимо от видимости и условий освещения. В дополнение к этому применяются установленные на объекте системы наблюдения и детекторы. Были разработаны специально приспособленные радарные системы, позволяющие обнаруживать нефтяной разлив в темноте и при ограниченной видимости. Большой проблемой, связанной с этими радарами и камерами наблюдения, является интерпретация изображений для того, чтобы определить, действительно ли это нефть, и какова толщина и площадь распространения нефтяного пятна. NOFO подготовил программу курсов для специалистов по технике наблюдений и использованию и толкованию данных наблюдений. Система готовности NOFO учитывает использование почти 11 различных инструментов/методов дистанционного измерения: 1. Визуальная оценка нефтяного разлива в море (код возникновения) с судов, установок, вертолетов, наполненных гелием воздушных шаров или самолетов. Сюда также относится применение фото- и видеосъемки. 2. Портативная камера инфракрасного излучения 3. Установленный на судне радар для обнаружения разлива (OSD) 4. Радар (SAR – синтетический апертурный радар) на борту спутника 5. Радар (SLAR) на борту арендованного самолета 6. Камера инфракрасного излучения (FLIR) на борту арендованного самолета или вертолета 7. Камера инфракрасного излучения (FLIR) на борту наполненного гелием воздушного шара (аэростат) 8. Сканнер инфракрасного излучения на борту арендованного самолета 9. Сканнер ультрафиолетового излучения на борту арендованного самолета 10. LFS (лазерный флуоресцирующий зонд) и MWR (микроволновый радиометр) на борту арендованного самолета (на некоторых иностранных самолетах) Радарный спутник используется для наблюдения за большими районами, что может оказаться хорошим подспорьем для определения местоположения, консистенции, затронутой площади (количество), времени и текущих изменений в возможных сбросах. Act Log является оперативным средством GIS для поддержки в принятии решений при возникновении нефтяных разливов в море и очистке береговой зоны. Это средство позволяет 62 __________________Экологические технологии__________________________ иметь очень хорошее представление о местных условиях и приоритетных точках на загрязненной береговой линии. ActLog содержит обширный набор специально подготовленных и обработанных цифровых данных, основанных на официальных морских картах. Системы обнаружения подводных утечек Компания Kongsberg разработала системы для обнаружения подводных утечек, использующие акустику для «прослушивания», чтобы выявлять возможные утечки с подводных установок. Эта технология поддерживается многими крупными нефтяными компаниями. Другим принципом, который используется в подобных системах обнаружения, является флуометрия и различные типы датчиков, реагирующих на присутствие углеводородов или изменения температуры. Также возможно использовать сочетание различных типов датчиков. Подобное исключительно чувствительное оборудование может обнаруживать нефть и газ на расстоянии до 100 м. Это оборудование хорошо подходит для наблюдения за утечками на подводных модулях, трубопроводах и подводных изолирующих задвижек. После утечки на м.Драуген подобные датчики получили широкое развитие и могут сейчас обнаруживать утечки на более ранней стадии. Такие системы обнаружения были установлены на м.Тролль и Ормен Ланге. 8 Экологический мониторинг сбросов в морскую среду 8.1 Введение Экологический мониторинг, связанный со сбросами с объектов нефтегазового производства проводится с 1973 г. На более ранней фазе добычи нефти и газа в Норвегии и до начала 90-ых годов эта деятельность была в первую очередь направлена на мониторинг отложений с целью проверки воздействия сбросов бурового шлама. После введения в 1993 г. запрета на сбросы нефтесодержащего бурового шлама и при росте сбросов пластовой воды в 90-ые годы возможное воздействие на водную толщу все больше оказывалось в центре внимания. Регулирующие документы по ОТиОС выдвигают сейчас требования проведения мониторинга и отложений, и водной толщи. Содержание и методика мониторинга морской толщи постоянно развивались и приобрели ту форму, которая существует на сегодняшний день и в определенной степени останется такой и в дальнейшем. Это объясняется тем, что у оператором по-прежнему недостаточный опыт в проведении такого типа мониторинга, и тем, что воздействие на водную толщу обычно сложнее доказать, чем для отложений, поскольку водная толща представляет собой более динамичную систему. Мониторинг отложений также претерпел большие изменения с момента своего начала, особенно в последние годы в первую очередь в отношении создания сети замерных станций (введение регионального режима в 1996 г.). Методы взятия замеров и анализов остаются в целом без изменений примерно с 1990 г. 8.1.1 Мониторинг водной толщи В период 1997 – 2000 было проведено много замеров распространения и разбавления пластовой воды в различных зонах Северного моря, для чего использовались искусственно созданные 63 __________________Экологические технологии__________________________ колонии мидий, пассивные самплеры и прямые заборы воды для анализа на присутствие в ней углеводородов и металлов. В период 2000 – 2002 г. мониторинг водной толщи, связанный с проектом BECPELAG, осуществляющемуся по инициативе Международного Совета по исследованию моря (ICES), который провел испытания целого ряда методов биологического мониторинга (биомаркеры), проверяя подверженность воздействию и последствиям воздействия, оказываемого сбросами пластовой воды. В период с 2002 по 2009 г. наблюдался большой прогресс в области мониторинга водной толщи. Садки с рыбой и мидиями размещались настолько близко от объекта, что стало возможным наблюдать изменения в некоторых биомаркерах. Современный порядок проведения мониторинга основывается на опыте, накопленном за этот период, а также постоянном развитии и опробовании методов измерения биологических реакций трески и мидий, которые были помещены на месторождении. 8.1.2 Экологический мониторинг бентической среды обитания (отложения и бентическая фауна) Экологический мониторинг донных отложений и бентической фауны проводится в Норвегии с самого начала нефтегазовой деятельности на норвежском шельфе. Первый мониторинг был выполнен для м.Экофиск в 1973 г. Вплоть до 1996 г. компании-операторы проводили ежегодные отдельные исследования вокруг своих объектов. С 1996 г. стали проводится региональные исследования, в рамках которых операторы взаимодействуют друг с другом по проведению мониторинга в каждом регионе. В программу мониторинга входят химические анализы углеводородов, отдельных тяжелых металлов, радиоактивных веществ и анализы возможных изменений в составе бентической фауны. Результаты мониторинга привели к тому, что в 1991 г. на норвежском шельфе был введен запрет на сбросы бурового шлама с нефтесодержанием > 1 % по весу. Позднее это требование было распространено на всю зону, охватываемую соглашением OSPAR. 8.1.3 Мониторинг случайных сбросов При случайном сбросе в море вдоль норвежского побережья основной мониторинг будет проводиться в зоне прилива, в дополнение к наблюдениям за донными отложениями и водной толщей. Методы мониторинга, в общем и целом сходны с теми, которые применяются при регулярном мониторинге, но при необходимости также с дополнительным обследованием береговой зоны. Здесь речь может идти о проверке состояния морских птиц, морских млекопитающих и воздействия на природу. В том, что касается методов, то здесь речь идет об аналитическом/химическом анализе воды, биоты и донных отложений, а также различных приемах для отбора и анализа проб фауны в районах с рыхлым грунтом морского дна и глубоководных зонах с твердым донным грунтом, и аналогичные проверки для флоры и фауны в районах мелководья и на берегу. Также испытываются новые методы измерения реакции/воздействия (биомаркеры). Мониторинг кормовой базы занимает центральное место при проверке популяций рыб и других организмов (мидии, морские птицы и т.п.). Опыт, связанный с экологическим мониторингом после разлива нефти, ограничен, но сводный отчет о накопленном опыте будет представлен Rockness, Server и Full City весной 2011 г. 64 __________________Экологические технологии__________________________ 8.2 Другие методы наблюдения 8.2.1 SERPENT ”Партнерство по проведения научно-экологического наблюдения с помощью дистанционно управляемых устройств (ROV), используя существующие промышленные технологии”, SERPENT, является международным проектом, объединяющим партнеров по сотрудничеству из многих стран. Цель проекта заключается в использовании свободного времени ROV для расширения знаний по морской биологии, в особенности в глубоководных районах. SERPENT в сотрудничестве с Statoil использовал свободное время ROV в ходе отдельных кампаний по геологоразведочному бурению для съемки макрофауны на морском дне, а также документального учета сбросов, образовывавшихся в процессе бурения. Исследования позволили расширить знания о зоне воздействия при бурении верхнего участка ствола скважины благодаря визуальным наблюдениям, измерению толщины слоя донных отложений до и после бурения, химическому анализу керна, распределение твердых частиц по размерам и электронной микроскопии. Сейчас рассматривается вопрос о продолжении этого проекта. Для внедрения его результатов планируется осуществление пилотного проекта. Идея заключается в проведении экологического мониторинга поисковых скважин путем взятия проб с БУ при помощи ROV. http://www.serpentproject.com/aboutus.php 8.2.2 Воздействие бурового шлама на кораллы Через проект «Оценка риска, мониторинг и моделирование для контроля за состоянием кораллов” (CORAMM) было предпринято много шагов, направленных на изучение возможного воздействия бурового шлама, содержащего буровой раствор на водной основе, на рифообразующий коралл Lophelia pertusa. В рамках проекта проводятся лабораторные исследования, при которых коралл подвергается воздействию различных концентраций шлама и природных отложений. В дополнение проходят испытания различные типы датчиков для проведения мониторинга на месторождении. Кроме того, разрабатывается методика автоматической идентификации живых и мертвых кораллов, а также количественная оценка видов живых организмов, обитающих среди коралловых рифов. Использование видеомозаики (video mosaicing) улучшает точность картирования конкретных рифов. В рамках одного из последних промежуточных мероприятий была сделана попытка связать оценку риска с моделями экосистем. Проект был начат в 2006 г., а закончен в 2009 г. Результаты показывают, что кораллы более устойчивы к воздействию твердых частиц, образующихся при бурении, чем первоначально предполагалось. Statoil провел обстоятельные исследования воздействия бурового шлама при бурении на м. Морвин в Норвежском море, где были обнаружены большие коралловые скопления. Исследования подтвердили результаты проекта Coramm. Вот некоторые предварительные выводы: Седиментация происходит в основном на расстоянии до 150 м вниз по течению и около 50 м вверх по течению от точки сброса. За пределами этой зоны седиментация незначительна. Кораллы, находящиеся на расстоянии 350 – 500 м вниз по течению от точки сброса подвергаются воздействию взвешенных мелких твердых частиц в течение коротких промежутков времени. После пробуривания верхних участков 4 скважин на м. Морвин полученные результаты мониторинга показали, что никакого острого воздействия на кораллы не происходит. Никакое 65 __________________Экологические технологии__________________________ изменение в поведении не может быть отнесено на счет воздействия твердых частиц. У кораллов не было никаких стрессовых реакций на частицы. Обширный фотоматериал не свидетельствует о каких-либо признаках того, что наиболее затронутые участки кораллов подверглись негативному воздействию от сброса шлама. Основываясь на опыте м.Морвин, для коралловых зон наиболее предпочтительным вариантом должна быть транспортировка выбуренного шлама до экологически оптимального места сброса на морское дно. Это предполагает картирование экологических условий и оценку точек размещения отверстий скважин и точек сбросов. Рис. 8.1: На снимке показана донная рама (lander), на которой установлены различные датчики для мониторинга экологических параметров. Рама установлена рядом с глубоководным коралловым рифом. 8.2.3 HERMES «Изучение экстремальных экосистем континентальных окраин европейских морей», (HERMES) является программой исследований, частично финансируемой ЕС. Программа носит междисциплинарный характер, и с ней работают участники из более, чем 60 европейских организаций. Цель HERMES заключается в достижении лучшего понимания морской среды и внести свой вклад в разработку политики ЕС по вопросам регулирования биоразнообразия. Программа координирует миссию, начинающуюся с Черного моря, проходящую затем через Средиземное море и заканчивающуюся в Баренцевом море. В начале 2008 г. была выдвинута инициатива по проведению дополнительных мероприятий к программе HERMES, что способствовало расширению знаний о природных вариациях в том, что касается режима течений, химических и биологических параметров морской среды от Лофотенских островов и дальше на север, в Баренцево море. Это очень важная технология, делающая возможным проводить мониторинг операций в режиме реального времени. На норвежском шельфе были начаты 2 проекта (Nordland VII и Morvinfeltet), и 1 планируется осуществить на м. Перегрино в Бразилии. Statoil и Институт морских исследований активно содействуют развитию этой технологии. Проект на м. Морвин уже завершен. . По проекту Nordland VII сбор данных осуществляется с августа 2009 г. Это включает как общие экологические данные (температура, соленость, течения и турбулентность), так и акустические 66 __________________Экологические технологии__________________________ данные для отслеживания маршрутов переноса частиц и биомассы (планктон, икра/мальки и т.д.) в массе, движущейся в северном направлении. Этот проект будет продолжен. 8.2.4 Mareano – картирование морского дна MAREANO (http://www.mareano.no/) это междисциплинарная национальная программа по картированию районов, находящихся между 67°с.ш. и 72°30’с.ш. Организации, отвечающие за проект, это Институт морских исследований, Норвежский институт геологических исследований и Государственная картографическая служба. Программа позволит получить превосходное представление о глубинах, состоянии дна, природных особенностях и степени загрязнения в норвежских акваториях. Программа стартовала в 2005 г. и продолжится до 2010 г. Рис. 8.2: CAMPOD – портативная подводная камера для фотографирования морского дна 8.2.5 Мониторинг экологического воздействия в режиме On-line, Biota Guard Система Biota Guard разработана для проведения непрерывных замеров ряда физических, химических и биологических параметров, и которая позволяет направлять полученную информацию через, например, кабель, радио и спутник на береговой экспертный центр для дальнейшего анализа, визуализации и составления отчетов. Система обладает определенной гибкостью в плане того, из каких датчиков она может состоять для заданной области применения (геологоразведочное бурение, добыча, подводные комплексы и т.п.). В дополнение к собственным датчикам экспертный центр Biota Guard задействует также данные, полученные из источников третьей стороны, что очень важно для подтверждения анализа экологического воздействия. Это могут быть замеченные сбросы, данные по сбросам пластовой воды и т.п. Прототип системы прошел испытания в 2007 и 2008 г., включая оффшорные испытания при проведении мониторинга водной толщи на м. Экофиск. Проект дал хорошие результаты и продемонстрировал способ проведения мониторинга экологического воздействия в режиме 67 __________________Экологические технологии__________________________ реального времени и то, как это можно визуализировать в пункте комплексного управления операциями (Onshore Operation Center). В 2009 г. были проведены долговременные испытания системы на НПЗ в Монгстаде. Система выполняла экологический мониторинг в течение шести месяцев, и при этом особое внимание уделялось прочности и анализу данных. В период с 2009 по 2012 г. Biota Guard будет осуществлять новый проект разработки технологии - Biota Guard Arctic, где внимание будет направлено на интеграцию системы с подводным оборудованием и разработку биодатчиков, которые могут работать в северных районах на глубинах до 500 м эфира. Вся разработка и аттестация проводится в сотрудничестве с нефтегазовой промышленностью. Биологические датчики Biota Guard основаны на выполнении непрерывных замеров ритмов сердца и открытия/закрытия раковин мидий и имеет возможность для внедрения новых типов датчиков. Метод обладает потенциалом, который можно использовать в связи с операциями, как в море, так и в береговой зоне. Метод даст возможность проведения непрерывного мониторинга морской среды в течение продолжительных промежутков времени при бурении или добыче, а также передачи данных об эксплуатационных условиях на берег оператору. Рис. 8.3 Мониторинг мидий Рис. 8.4 Установка Biota Guard 8.2.6 Подводные обсерватории, соединенные кабелями Сеть соединенных кабелями донных обсерваторий для непрерывного замера важных экологических параметров в море в течение продолжительного времени (целью ставится 20летний период) находится сейчас на стадии разработки, как с американской, так и с европейской стороны. Проект NEPTUNE (США и Канада) уже осуществляет размещение таких систем вдоль тихоокеанского побережья, в то время как проект ESONET (Европа) находится на стадии планирования создания соответствующей сети в европейских морских акваториях. В этой работе особый интерес представляют регионы Норвежского и Баренцева морей. 9 Сбросы с береговых объектов Используя береговые объекты в качестве центров управления операциями на месторождении, можно воспользоваться экологическими технологиями, которые не подходят для установок на шельфе. Проблемы площади и веса, которые актуальны для разработки месторождений на шельфе, существенно меньше для береговых объектов, и, как правило, добавление новой 68 __________________Экологические технологии__________________________ экологической технологии на уже действующем объекте проходит проще, чем в морских условиях, благодаря большему размеру доступной площади и отсутствию ограничений по весу. Разработка месторождений с берегового терминала дает больше возможностей для выбора оптимальных энергетических решений, а возможный избыток энергии может быть использован для местного энергоснабжения. Есть также место для более экологически эффективных решений на береговых объектах, поскольку появляется возможность интегрирования и подсоединения к другим производствам. На береговом объекте можно поставить оборудование для биологической очистки, при которой из пластовой воды будут удаляться экологически опасные компоненты. На береговые объекты распространяется директива IPPC и содержащиеся в ней требования обеспечения энергоэффективности и применения наилучших имеющихся технологий (BAT). Береговые объекты должны поэтому работать в соответствии с предложенными ЕС в качестве руководства справочными документами по ВАТ (BREF), которые в целом могут рассматриваться как соответствующие требованиям директивы IPPC по вопросам BAT. Это означает, что компании, занимающиеся разработкой новых месторождений или модернизацией существующих, должны при рассмотрении решений/выборе концепций опираться на соответствующие документы BREF. Источники сбросов с береговых объектов такие же, как и установок на шельфе, за исключением сбросов от буровых и скважинных операций. Если будет создаваться береговой терминал, то эти операции будут выполняться с буровой установки. Далее приводится описание технологий, пригодных для применения на береговых объектах. В дополнение к ним технологии, которые используются на морских установках, будут также применимы в береговых условиях. В районах, граничащих с Северным морем, в настоящее время существует несколько береговых терминалов: Монгстад, Колснес, Стюре, Корстё и завод по производству СНГ в Рисавике. 9.1 Меры по снижению выбросов – выбросы в атмосферу с береговых объектов Основным источником выбросов CO2 и NOX с береговых объектов будет производство электроэнергии. В дополнение будут образовываться выбросы при сжигании на факелах, диффузные выбросы с технологического оборудования, водоочистных устройств и т.д., а также при проведении операций по хранению и отгрузке. На выбросы CO2, образующиеся при производстве электроэнергии и сжигании на факелах, подлежат квотам. 9.1.1 Технология очистки CO2 Центр технологий CO2 в Монгстаде (TCM) Производственные мощности в Монгстаде были построены в 1970-е г. С тех пор они модернизировались и получали более «экологичную» форму. Для лучшего использования доступной энергии, обеспечения стабильного и надежного электроснабжения в 2010 г. будет 69 __________________Экологические технологии__________________________ закончено строительство ТЭЦ Монгстад, Mongstad (EMV). В этой связи было заключено соглашение между Министерством нефти и энергетики и Statoil о поэтапном осуществлении решения для обработки CO2 в Монгстаде. Рис. 9.1: Центр технологий CO2 в Монгстаде (источник: Innovasjon Norge) Первым шагом в этой разработке станет строительство Центра технологий в Монгстаде (TCM). Основной задачей TCM станет разработка, испытания и аттестация технологий очистки CO2 для последующего использования при создании полномасштабных объектов. Одновременно проводится работа по созданию полномасштабной установки очистки CO2 мощностью 1,3 млн. CO2 в год. Испытательное оборудование должно иметь расчетную мощность в 100 000 тонн CO2 в год. Испытания будут проходить две технологии дожигания, аминовая технология и карбонатная технология. CO2 улавливается при этом при дожигании (после сгорания). Выхлопные газы вытягиваются из дымовых труб при помощи вентиляторов, охлаждаются и очищаются. 9.1.1.1 Технологии дожигания (после сгорания) Аминовая технология Из всех технологий дожигания наиболее известна аминовая технология, сопряженная с умеренным технологическим риском. Тем не менее, есть потенциал для ослабления негативного воздействия на окружающую среду и аттестации технологии для применения при проведении крупномасштабной очистки. В аминовой установке выхлопные газы охлаждаются. После охлаждения они передаются на абсорбционную колонну. Здесь выхлопной газ направляется вверх против течения амино-водяной смеси. CO2 вступает с амином в реакцию и поглощается аминовым раствором. Абсорбционная колонна может удалять из выхлопного газа до 85-90 % CO2. Насыщенная CO2 аминовая смесь переносится с абсорбционной колонны на десорбционную, где она подогревается при помощи подаваемого пара. CO2 высвобождается из соединения с амином и образует почти чистый газ CO2. Горячая аминовая смесь без CO2 с десорбционной колонны путем теплообмена замещается холодной смесью, содержащей CO2 с 70 __________________Экологические технологии__________________________ абсорбционной колонны, чтобы регенерировать энергию, добавляемую в десорбционной колонне. Какой амин и какие присадки будут использоваться на аминовой установке, зависит от поставщика. К наиболее известным относятся МЭА (моноэтаноламин), имеющий приемлемые характеристики в плане токсичности, биораспада и бионакопления. Недостатком MЭA является то, что он разлагается в процессе (с O2 в выхлопном газе) на ряд других химических веществ. Большая часть химических веществ попадает в поддающийся обработке поток отходов с регенерационной установки. Небольшая часть попадает в очищенный выхлопной газ. Чтобы избежать разложения (распада аминов), можно добавлять химические реагенты. Но такие химические реагенты могут обладать нежелательными экологическими свойствами. У альтернативных типов имеющихся в коммерческом доступе аминов хуже присущие им экологические характеристики (меньше поддаются распаду), чем МЭА, но они в меньшей степени подвержены разложению и образуют тем самым меньше продуктов отходов. Многие поставщики, не пользующиеся МЭА, применяют вместо этого смеси аминов без присадок. Какие именно это будут амины, определяется поставщиками и составляет коммерческую тайну из соображений конкуренции. Примерами аминов, прошедших испытания в лабораториях, служит AMP (2-амино- 2-метил-1-пропанол) и МДЭА (метилдиетаноламин). Карбонатная технология Карбонатный процесс представляет собой такой способ очистки CO2, который считается обладающим в отдаленной перспективе намного бòльшим потенциалом. Одновременно эта технология существенно меньше опробована, чем аминовый способ, и есть больше неуверенности в отношении воздействия на различные источники дымового газа. Предполагается, что для этой технологии потребуется меньше энергии. В карбонатном процессе используется охлажденная смесь аммиака и воды в качестве абсорбента. Абсорбент должен быть охлажден для максимального снижения выбросов аммиака с газовой фазой и для того, чтобы абсорбировать достаточно CO2. В водной фазе CO2 вступает в реакцию с карбонатом аммония, приводящую к образованию твердого вещества. Поэтому реакция может быть продолжена вплоть до достижения относительно высокого содержания CO2 в жидкой фазе. Процесс может быть поделен на три подсистемы: · Охлаждение выхлопного газа · Абсорбция CO2 · Регенерация высокого давления На TCM поступающий на установку выхлопной газ будет охлаждаться при помощи морской воды и механического охлаждающего устройства, использующего аммиак, перед тем, как газ направляется в абсорбционную колонну. В абсорбционной колонне выхлопной газ идет вверх против течения аммиачно-водной смеси. CO2 переходит из газовой фазы в жидкую. Выхлопной газ, покидающий абсорбционную колонну, состоит в основном из азота, кислорода и аммиака. Большая часть аммиака удаляется в водопромывочной установке с добавленным аммиачным растворителем. Гуща, образующаяся в абсорбере, направляется в находящуюся под высоким давлением десорбционную колонну для высвобождения CO2 путем нагрева жидкости паром. Продукт почти соответствует чистому газу CO2, который может компримироваться для транспортировки и хранения. Высвобождение CO2 при высоком давления имеет то преимущество, что потребность в энергии для компримирования (для полномасштабной установки) будет низкой. Горячая жидкость с малым содержанием CO2 , покидающая 71 __________________Экологические технологии__________________________ регенерационную установку, путем теплообмена замещается холодной смесью, содержащей CO2 с абсорбционной колонны, чтобы возвратить энергию, добавляемую в регенерационной установке. В дополнение используется термоинтеграция между аммиачным растворителем и регенерационной установкой CO2. Преимуществом карбонатного процесса является то, что абсорбент не разлагается, и, таким образом, не образуются продукты разложения. Единственными химическими веществами, используемыми в карбонатном процессе, являются аммиак (растворитель) и серная кислота (добавляется в небольших количествах к промывочной воде). Серная кислота вступает в реакцию с аммиаком в водопромывочной установке и образует сульфат аммония. В самом процессе также присутствуют карбонат и бикарбонат аммония. Свойства этих химических веществ известны, и от них не ожидается какого-либо большого воздействия на окружающую среду. Контроль выбросов аммиака будет исключительно важен. Поставщик уверяет, что сюда не будут добавляться никакие ингибиторы коррозии или химические реагенты для улучшения абсорбционных свойств. 9.1.1.2 CO2 улавливается до сгорания Oxy-fuel/Кислородное топливо Принцип, стоящий за этой технологией, заключается в том, что вместо воздуха для горения добавляется чистый кислород. Тогда образуется чистый водяной пар и CO2, что приводит к простой сепарации CO2. 90 % CO2 повторно перерабатывается и используется в процессе вместо азота как охлаждающее средство. Для поддержания этого процесса требуется генерировать чистый кислород (фабрика воздушных газов). Это дает возможность в дальнейшем реализовывать азот как побочный продукт. Энергопотребление, связанное с процессом очистки, представляет собой увеличение на примерно 20 % по сравнению с другими потребностями в энергии на установке. Это означает более высокий расход газа и большие объемы выхлопного газа для очистки. Технология рекламируется как обеспечивающая 100 %-ую очистку. Технология также позволяет предупреждать выбросы азотистых газов. Технология уже применяется для паровых котлов и т.п., но пока еще не разработана для газовых турбин. 9.1.2 Сокращение NOx На сегодняшний день горелки с низким NOx уже являются стандартной технологией для газовых турбин. Эта технология дает выбросы с максимальным показателем 25 ppm. NOx в выхлопном газе. Существуют коммерчески доступные технологии, позволяющие принимать дополнительные меры по сокращению NOx до 5 ppm, SCR (селективная каталитическая редукция), и SCONOx. Описание SCR дано в разделе 5.9.3. 9.2 Меры по снижению сбросов – сбросы в морскую среду с береговых объектов Технология водной очистки для береговых объектов может представлять собой трехступенчатую систему очистки. Примером таких очистных сооружений может служить очистное оборудование, обслуживающее м. Ормен Ланге и расположенное на берегу. Здесь были приняты следующие меры по снижению сбросов в море: 3-х ступенчатая обработка пластовой воды (ЭМПП, биоочистные сооружения, включая реактор LSP (для низкого осадкообразования) и удаление частиц и осадка во флотационной установке (DAF)) 72 __________________Экологические технологии__________________________ Сочетание ступеней очистки будет отличаться от НПЗ и газоперерабатывающих заводов. Общей для обоих будет ступень биологической очистки. В Монгстаде на водоочистном оборудование проходит обработку пластовая вода, поступающая с НПЗ, и нефтесодержащая балластовая вода с танкеров. Процесс очистки включает в себя гравитационное разделение, флотацию, флоккуляцию и биологическую очистку. 9.2.1 Биологическая очистка Биологическая очистка представляет собой коммерчески доступную технологию очистки, применяемую для удаления легко разлагающихся органических компонентов из сбрасываемой воды. Биологический процесс должен идти непрерывно и непригоден как запасной вариант для системы, основанной на обратной закачке. Существует два основных типа технологических решений; биологический «реактор», в котором микроорганизмы свободно плавают и отделяются от воды в специальном резервуаре-отстойнике и «реактор», в котором микроорганизмы прикрепляются к поверхности твердых или жидких тел. Микроорганизмы будут при этом забирать и «съедать» растворенные и диспергированные компоненты. Сами микроорганизмы будут вырабатывать поверхностно-активные вещества, помогающие им забирать и разлагать диспергированные компоненты. Компоненты перевариваются, и образуются новая клеточная масса и CO2. Избыток клеточной массы выводится как биологический осадок. Поскольку обработка осадка связана с большими затратами, то обычно установки проектируются таким образом, чтобы образовывалось как можно меньше осадков (т.е. большая их часть преобразуется в CO2). Установки биологической очистки считаются обычным оборудованием на НПЗ и газоперерабатывающих заводах. Очистная установка проектируется при этом под обработку и других тип вод (вода из каверн, поверхностные воды и вода для пожаротушения). Как правило, оборудуется усреднительный бассейн для приема больших объемов воды при сильных дождях и таянии снега. Установка биологической очистки будет часто состоять из флотационного устройства, усреднительного бассейна для поверхностных воды, биореактора и вторичного отстойника. В зависимости от количества воды и времени нахождения в системе такое оборудование может потребовать много места. Поэтому с биологической очисткой связаны довольно большие затраты, в первую очередь на химические реагенты и контроль за работой установки. 9.2.2 MPPE/ЭМПП Технология MPPE - очистка с помощью ЭМПП (экстрагирование с использованием макропористых полимеров) - удаляет из водного потока жидкие, растворенные и диспергированные неполярные углеводороды путем экстрагирования воды с помощью экстрагирующей жидкости. Технология MPPE хорошо подходит для проведения предварительной обработки до попадания на оборудование биологической очистки. 9.2.3 Реактор LSP- реактор для низкого осадкообразования Реактор LSP (низкое осадкообразование) помогает снизить количество биологических осадков при обработке воды. Реактор будет также функционировать как измеритель токсичности для 73 __________________Экологические технологии__________________________ последующих реакторов установки биологической очистки, т.е. будет защищать от химических соединений, которые могут отравлять или подавлять бактерии. 9.2.4 Окисление в сырой среде Процесс окисления в сырой среде состоит из нагнетания и нагрева воды и воздуха до давления около 150 бар и температуры 300 ºC, после чего время реакции занимает, по меньшей мере, час. Технологическое оборудование включает в себя насос высокого давления и компрессор, теплообменники, реактор и сепаратор. Добавляя дополнительное количество конденсата в воду, можно повысить температуру реакции, чтобы для нагрева не требовалось применять другие виды энергии. Этот процесс в первую очередь подходит для разрушения особых видов присутствующего в воде органического материала, зачастую обладающего высокой токсичностью. Инвестиционные затраты на окислительную установку как правило превышают затраты на установку биологической очистки. Эксплуатационные затраты также будут выше, поскольку потребуется больше энергозатрат и персонала. Преимуществом является то, что отсутствует необходимость в использовании химических реагентов. Sintef запатентовал решение для расширения процесса, при котором добавляются катализаторы и керамическая мембрана. Этот процесс, который называется Watercox, пока еще используется только для сточных вод на наземных промышленных объектах. 9.2.5 Адсорбция В противоположность биологической очистке и окислению требуется осуществление адсорбции (на активированном угле) в качестве второй ступени процесса обработки воды, где первой ступенью является удаление диспергированных компонентов. Установку для адсорбции на активированном угле можно приобрести по достаточно приемлемым ценам. Эксплуатационные затраты, объем и вес будут определяться количеством адсорбируемого материала, частоты регенерации и регенерационного оборудования. Существует некоторая неуверенность в отношении использования активированного угля. На сегодня нет никакой надежной информации об эффективности адсорбции и схеме и эффективности регенерации. Имеющиеся сведения также недостаточны для того, чтобы быть использованными при оценке и расчетах оборудования и эксплуатации. Наибольшую проблему с использованием этого типа технологии очистки для морских установок будет представлять нехватка свободного места. Поэтому пока они, прежде всего, применяются на наземных производствах. 10 Обработка балластовой воды с судов Норвежское государство ратифицировало предложение ММО по новым требованиям в отношении очистки балластовой воды с судов. Это означает, что и уже эксплуатирующиеся, и новые суда должны быть оборудованы технологией для очистки балластовой воды к 2016 г. (различные требования в зависимости от маршрута навигации и расстояния от берега.) Сегодня уже существуют технологии, позволяющие очищать балластовую воду более чем на 99%. Эта технология уничтожает нежелательные чужеродные микроорганизмы, которые могли попасть в балластовую воду в других частях света. На строящихся сейчас судах уже устанавливается такая технология очистки. 74 __________________Экологические технологии__________________________ 11 Ликвидация установок Работы по удалению объектов с норвежского шельфа регулируются сегодня конвенцией ОСПАР (Решение OSPAR 98/3). В принципе незаконно оставлять выведенные из эксплуатации установки на шельфе, но постановления ОСПАР оставляют возможность для того, чтобы делать исключения для стальных опор весом свыше 10 000 тонн и бетонных конструкций. Странычлены ОСПАР отчитываются каждые два года о состоянии установок на шельфе, в том числе и об оставленных установках. 11.1 Существующие технологии Установки, которые были удалены с норвежского шельфа, это в основном стационарные стальные конструкции, палубное оборудование на стальных конструкциях, факельные башни и переходные мостики. Стальные стационарные опоры стали тоже удаляться с шельфа в последние годы. В основном для этого применяются традиционные технологии, т.е. разрезание, подъем при помощи крановых судов и транспортировка на берег или на баржи. Стальное основание на м. Сев.-Вост. Фригг было отбуксировано на берег и использовано повторно. Вертолетная площадка была передана в центр противоаварийной защиты, а само основание стало фундаментом для мола в гавани малогабаритных судов. «По кусочкам» «По кусочкам» - так называется метод, который состоит в том, что морские модули разрезаются и удаляются по кускам. Именно этот метод использовался в значительной степени на м. Фригг и Экофиск. Такой способ удаления подходит для уже старых сооружений, чья конструкция была изначально мало приспособлена для эффективного удаления. Важной технологией в этой области являются гидравлические ножницы, которые могут эффективно разрезать и разрубать стальные конструкции на маленькие куски, которые затем могут складываться в контейнеры и отвозиться на берег. Тот же метод используется и для сноса больших наземных конструкций. Рис. 11.1 Резательная машина AF-Decoms ”Storeulv” 75 __________________Экологические технологии__________________________ Подъем тяжелых грузов Подъем тяжеловесных грузов предполагает использование больших крановых судов для удаления целых модулей или даже всех верхних строений на среднегабаритных установках «за один подъем» и транспортировку на берег баржами или самим крановым судном (см. Рис. 11.1). Во многом для удаления использовалась та же технология, что и для установки. Рис 11.2 Крановое судно «Saipem 7000» с верхним строением платформы Фригг КП на судоверфи Сторд Стационарные стальные установки и подводное оборудование Модули и (или) палубные системы были подняты за один или несколько подъемов при помощи обычных грузоподъемных технологий. Они были поставлены на крановое судно или отвезены на берег. Основание было снято с морского дна при помощи различных методов разрезания, либо одним блоком, либо с предварительным разрезанием на части. Эти части были после этого подняты и помещены на крановое судно, другое судно или на баржи, и отправлено на берег. Подводное оборудование снимается с морского дна при помощи различных методов разрезание, поднято на борт кранового судна, другое судно или на баржи, и отправлено на берег. До сих пор наибольшую сложность при удалении оборудования представляло отделение установки от морского дна. Оказалось, что в отдельных случаях доступ к сваям был затруднен, и что иногда сваи были заполнены гравием, песком, бетоном или другим материалом, о чем не было известно. Также были случаи, когда оказывалось трудным выполнять само разрезание, пользуясь только обычной технологией, и приходилось разрабатывать и проводить испытания новых решений непосредственно в ходе работ. 76 __________________Экологические технологии__________________________ Рис. 11.3: Операции по удалению оборудования Плавучие установки (суда, ПНО, полупогружные) За исключением самоподъемного основания, с которого велась добыча на м.Уме в Северном море, на сегодняшний день больше нет ни одной добывающей установки, которая бы была удалена с норвежского шельфа. Повторное использование оказалось затруднительным для установок, работавших на норвежском континентальном шельфе. Это касается также частей установок, модулей или отдельных элементов оборудования. Одна из причин для этого заключается в том, что оборудование уже технически устарело. Но износ и коррозия служат не менее важными причинами. Кроме того, может оказаться трудным приспособить момент остановки эксплуатации установки к разработке нового месторождения, для которого такой тип установки может подойти. ППБУ "West Vision» компании Smedvig была в 1987 г. перестроена в плавучую полупогружную платформу с технологическим оборудованием и жилыми строениями, после чего она была поставлена на м.Веслефрикк. Платформа Веслефрикк B стала первой перманентной плавучей добывающей установкой в норвежском секторе Северного моря. Плавучие установки будет достаточно легко удалять, и после вывода из эксплуатации их можно использовать повторно в других местах, или же отвозить на берег для разрезания. Трубопроводы и кабели В целом, правило гласит, что трубопроводы и кабели, которые были выведены из эксплуатации на норвежском шельфе, могут быть оставлены на месте, если они будут достаточно хорошо очищены и не создают препятствий для других пользователей морем. (см. Правительственный доклад № 47 (1999-2000)). В некоторых случаях внутрипромысловые трубопроводы и кабели были удалены, в то время, как в других случаях их оставили лежать на дне (если они были изначально заглублены). Для удаления используется, как правило, традиционная технология, т.е. выполнение трубоукладочных операций в обратной последовательности. 77 Рис. 11.4: Для удаления используется, как правило, технология выполнения трубоукладочных операций, производимая в обратной последовательности (источник: www.conocophillips.com) Очистка морского дна Для всех рассмотренных проектов ликвидации оборудования было принято решение о том, что та часть морского дна, на которой оно было расположено, должна быть очищена. Это означает, что любые обломки должны быть удалены. Можно также накрыть небольшие или плоские элементы конструкций, подобные фундаменту основания, трубопроводам и буровому шламу. Использование такого «покрывала» будет препятствовать свободному распространению этих объектов по морскому дну и облегчит доступ в этот район для других пользователей. Этот метод возможен для применения в тех случаях, когда полное удаление может привести к нарушению донных отложений, и когда процесс удаления сам по себе может нанести больший ущерб, чем, если обломки будут просто накрыты. Рис. 11.5: На снимке виден заваленный камнями, но незащищенный трубопровод. 78 ___________________________Экологические технологии_____________________ Обработка опасных материалов Многие из действующих сегодня установок уже считаются устаревшим оборудованием, в течение многих лет использовавшимся для добычи углеводородов. Это означает, что химические реагенты, остаточная нефть и другие потенциально опасные вещества должны быть удалены и подвергнуты обработке. Поэтому должны быть созданы процедуры для обнаружения и обработки таких веществ при выведении объекта из эксплуатации и достаточной очистки установок перед их окончательной утилизацией. Мониторинг Для установок, которые остаются на месте, выдвигается требование проведения мониторинга изменений состояния оборудования (ОСПАР 98/3). 11.2 Новые технологии Было проявлено недостаточное стремление к разработке более экологически приемлемых технологий для удаления установок с норвежского шельфа. Частично это объясняется трудностями или недостаточным желанием отдавать свой капитал на нужды развития технологий для месторождения, не имея достаточной гарантии в отношении будущих контрактов. Только в последние годы при закрытии месторождения стали проводиться работы по удалению оборудования. До сих внимание обращалось на экологические оценки ОСПАР, требующие удаления установок, и как следствие этого решения, обеспечение возможности проведения операций по удалению в соответствии с этими обязательствами. До сих пор использовалась только традиционная технология. При разработке месторождений в Северном море используются как стационарные бетонные или стальные конструкции, так и плавучие конструкции, соединенные с подводным оборудованием. До сих пор не было удалено ни одного бетонного основания, оставшегося от закрытых платформ. На норвежском шельфе есть две установки - Фригг TCP2 и Экофисктанкен (2/4-T), для которых было сделано исключение, и снято требование их удаления. То же самое касается платформ Фригг TP-1 и CDP-1 и MCP-01, расположенных в британском секторе. Бетонные основания, спроектированные до 1978 г., не подходят для удаления. Именно в тот год Норвежский нефтяной директорат дал указание о том, чтобы впредь операции по удалению учитывались при проектировании новых платформ. Выбранная технология предполагает проведение операций по удалению реверсивно опусканию. Важными элементами в этой операции являются мощные распылительные форсунки на дне, а также оборудование для дебалластирования, удаляющее воду из резервуаров-хранилищ и тем самым снижающее вес установки с тем, чтобы она могла самостоятельно всплыть. 79 ___________________________Экологические технологии_____________________ Рис. 11.6: Месторождение Фригг после завершения операций по удалению Насколько удаление оснований закрытых стационарных бетонных платформ станет реальностью завтрашнего дня, зависит, среди прочего, от того, чтобы операции по удалению могли проводиться наиболее экологически приемлемым способом. Бетон является очень стабильным материалом, поэтому имеет смысл рассмотреть возможность его повторного использования. Предлагалось использовать его для мостового фундамента. Следует также рассмотреть вариант, по которому он должен быть разрезан, исходя из экономических соображений, а также в интересах технической и экологической безопасности. Технологии подъема стационарных стальных конструкций Исходя из больших затрат, требующихся при использовании крановых судов, и их малой доступности, было предпринято несколько инициатив по разработке новых технологий для удаления конструкций. В первую очередь это касается удаления стационарных стальных установок. Начиная с 2000 г. был предложен целый ряд различных концепций, но ни одна из них еще не прошла крупномасштабные испытания в «условиях Северного моря». Совместный отраслевой проект между компаниями ConocoPhillips, BP UK, Kerr-McGee, Shell Exploration UK и Total был начат в 2002 г. Наиболее реальный метод, способный улучшить и эффективизировать работы по удалению, получил название «за один подъем». Главный принцип заключается здесь в том, чтобы за одну операцию подъема перенести целиком верхние строения или целое стальное основание с точки, на 80 ___________________________Экологические технологии_____________________ которой они были установлены в море, на берег. Платформы Фригг и Экофиск были удалены при помощи традиционных технологий. Было предложено несколько различных принципов такого единовременного подъема платформ. Эти различные концепции опираются на использование различных типов судов. Внимание обращалось на снижение затрат, а также другие аспекты, так же, как и на экологическую приемлемость решений. Разработка таких технологий требует много времени, и ее очень трудно испытывать в больших масштабах. Летом 2010 г. фирма Allseas приступила к строительству нового большого судна, которое может использоваться для установки платформ, укладки трубопроводов и проведению операций по удалению оборудования. Судно было названо ”Pieter Schelte” и строится в настоящее время в Дэу в Южной Корее. Рис. 11.7: Схематическое изображение ”Pieter Schelte” Источник: Allseas Master Marine – норвежская компания, специализирующаяся на полупогружных буровых установках. Недавно (в ноябре 2010 г.) они получили новую строительную установку «Nora» для использования при установке конструкции и операциях по выводу оборудования из эксплуатации. Этот тип установок меньше зависит от погодных условий, поскольку может позиционироваться стационарно. Тяжелое оборудование и модули могут «съезжать» с/ «въезжать» на стационарную установку и транспортироваться между месторождением и береговой базой. Рис. 11.8”СПБУ Nora. Источник: Mater Marine 81 ___________________________Экологические технологии_____________________ Цистерны плавучести Альтернативным методом по удалению стального основания является использование переменных цистерн плавучести. Концепция основывается на применение гибких, «умных» цистерн плавучести, прикрепляемых к основанию. Цистерны могут состоять из наружного оптико-волоконного корпуса с внутренним гибким гнущимся материалом, представляющим собой стенки отсеков, наполненных водой и воздухом. Каждая цистерна имеет максимальную чистую восходящую тягу в 60 тонн. Альтернативно, как на м. Фригг, можно использовать стальные цистерны. Рис. 11.9: Разработка новой технологии для удаления оборудования – цистерны плавучести, прикрепляемые к стальному основанию, подлежащему удалению (источник: Aker Kværner) Рис. 11.10 СПО Frigg DP2 во время буксировки на верфь Сторд при помощи цистерн плавучести (источник: Total) 82 ___________________________Экологические технологии_____________________ Примеры технологий, находящихся в разработке Дельта-подъемник – аналогичная концепция, предназначенная для облегчения операций по удалению, транспортировке и выгрузке на берег стальных оснований платформ. http://www.deltalifter.com/index.htm Парный морской грузоподъемник/Twin Marine Heavy Lifter – эта концепция предусматривает использование специализированных судов с большой площадью палубы, способных координированно выполнять операции по подъему тяжеловесных грузов. Концепция рассчитана для использования, как при установке конструкций, так и при их удалении. Строительство таких судов было начато на верфи Йин в Китае, но контракт позднее был расторгнут из-за медленного прогресса в работе. Это привело к тому, что в январе 2010 г. компания обанкротилась. Разработка же технологии заняла 10 лет. Бывшие владельцы выкупили технологию обратно и начали все снова. Ссылка на сайт компаниивладельца технологии: (SeaMetric). Рис. 11.11 Иллюстрация работы Twin Marine HL. Источник: SeaMetric Грузоподъемник MPU стал проектом, заключавшимся в строительстве кранового судна из бетона для морских установок. Движущей силой концепции стали 83 ___________________________Экологические технологии_____________________ разработчики компании Dr. techn, Olav Olsen, которая занималась проектированием бетонных платформ для нефтегазовой промышленности, в том числе Condeep. Рис. 11.12. Иллюстрация грузоподъемника MPU Строительство было начато в доке на верфи Keppel Verolme в Нидерландах в 2007 г., но и этот проект был остановлен до того, как было завершено строительство. Компания MPU Offshore Lift ASA прекратила работы летом 2008 г. и была объявлена банкротом в связи с перерасходом бюджета. Разрезание свай (стационарные стальные основания и подводное оборудование) Другой областью, в которой идет интенсивная разработка новых технологий, является разрезание свай. Здесь рассматриваются несколько методов, которые развиваются постепенно, основываясь на получаемом опыте. К интересным методам относятся разрезание высоконапорными струями, механическое разрезание при помощи алмазной режущей проволоки и взрывчатых веществ. 84 ___________________________Экологические технологии_____________________ Приложение 1 Обзор государственных задач в области охраны окружающей среды Ниже приведен обзор конкретных задач, включенных в международные соглашения и конвенции. Источники данных: Экологический отчет Норвежской Ассоциации предприятий нефтегазовой промышленности (OLF), Государственного Агентства по экологическому надзору (Klif) и Центрального Статистического Бюро (Statistisk sentralbyrå). Параметр НМЛОС CO2 CH4 NOx Экологическая задача/соглашение и современное состояние Гётеборгский протокол: В 2010 г. национальные цели в Норвегии по объемам максимальных выбросов летучих органических соединений неметанового ряда (НМЛОС) составили 195 000 тонн. Общий объем норвежских выбросов НМЛОС в 2009 г. составил 160 600 тонн, по данным ЦСБ. Нефтегазовая промышленность отвечала за 28,2 процента от общенационального объема. Принятые меры при работах на шельфе привели к тому, что сейчас норвежский уровень оказался даже ниже тех обязательств, которые Норвегия взяла на себя по Гётеборгскому протоколу на 2010 г.. В период 2001-2009 выбросы НМЛОС на шельфе были сокращены более чем на 80 %. Киотский протокол: Средний объем выбросов в период с 2008 по 2012 г. не должны превышать больше, чем на 1 % выбросы за 1990 г. В 2009 г. общий объем выбросов CO2 с объектов, расположенных на норвежском шельфе, составил 12,4 млн. тонн (Рис. 14). Это отразило снижение по сравнению с 2008 г., когда выбросы составили 13,8 млн. тонн. Помимо уменьшения объема добычи, главной причиной считается сокращение факельного сжигания газа, поскольку стабилизировалась эксплуатация завода СПГ на Мелькёя после проблем, возникших в начале работ в 2007 и 2008 г. В 2009 г. компании также приняли на вооружение конкретные коэффициенты расчетов для CO2, образующегося при факельном сжигании, вместо использования теоретического коэффициента, как было в 2008 г. Киотский протокол: CH4 пересчитывается в эквиваленты CO2 и входит в общие расчеты по парниковым газам. Гётеборгский протокол: Годовые выбросы NOX не должны превышать 156 000 тонн, начиная с 2010 г. До 2010 г. они не должны быть выше уровня 1987 г. (т.е. 230 000 тонн). 85 ___________________________Экологические технологии_____________________ SO2 Количество нефти Концентрации нефти Общий объем норвежских выбросов NOx в 2009 г. составил, согласно данным ЦСБ, 167 500 тонн, что означает снижение на 4 процента по сравнению с 2008 г. Из этого количества на нефтегазовую промышленность приходилось 29,7 процента, что выше, чем в 2008 г. Экологическое соглашение по NOx, заключенное между 14 организациями бизнеса и Министерством экологии, вступило в силу 1 января 2008 г. Договор регулирует обязательства организаций бизнеса по отношению к органам власти в области сокращения общего объема выбросов NOx. Соглашение было продлено до 2017 г. в декабре 2010 г. и добавлена еще одна организация (15). Гётеборгский протокол: Начиная с 2010 года, ежегодные выбросы SO2 не должны превышать 22000 тонн. Выбросы SO2 от нефтяной промышленности являются весьма ограниченными, в основном это связано с переходом на топливо с низким содержанием серы. ОСПАР: В 2006 году наблюдалось сокращение сбросов нефти на 15% по сравнению с 2000 годом. В результате увеличения количества добываемой воды, эта цель рассматривалась как труднодостижимая. Однако благодаря реализованным мерам по обработке пластовой воды на различных месторождениях, предельные концентрации значительно уменьшены, и цель достигнута (См.: Klif 2010). ОСПАР: Снижение пределов нефтесодержания в сбрасываемой воде до 30 мг / л, начиная с 2007 года. Пределы нефтесодержания были в среднем достигнуты на объектах шельфового производства (См: Klif 2010). ОСПАР: Выбросы радиоактивных веществ в морскую среду следует снижать постепенно и существенно, так, чтобы к 2020 году: Радиоактивные вещества концентрация природных радиоактивных веществ должна быть близка к фоновым значениям концентрация техногенных радиоактивных веществ должна быть практически нулевой 86
