2020-04-12
790
1.1.1 Газовая промышленность - самая молодая и чрезвычайно быстро растущая отрасль топливной промышленности. Месторождение природного газа были известны давно, но практически не разрабатывались. В России геологами газ был обнаружен к началу XX века в Самарской, Бакинской губерниях и Закаспийской областях. Его промышленная добыча развивалась следующим образом: в 1905 - 4 тыс. тонн, 1910 - 11 тыс. тонн, 1915 - 16 тыс. тонн и 1920 - 20 тыс. тонн. С 1960 по 1990 года добыча газа в России возросла с 24 до 640 млн. тонн, то есть увеличилась в 27 раз. Даже кризис 90-х годов, когда промышленное производство в стране сократилось более чем на половину, мало затронул газовую промышленность, добыча газа осталось на уровне 600-610 млрд. м³ в год [3].
Известно, что Россия - самая богатая по запасам газа страна мира. С 1990 г. газ занимает первое место в топливном балансе России. Газ является также основным экспортным продуктом. Газовая промышленность России в основном обеспечивает внутренние нужды страны. Между тем эта отрасль в России находится сейчас в кризисе. В Уральском районе добыча газа по каждому субъекту РФ сократилась примерно на 33-35 %. Здесь исключение составляет Пермская область, в которой за этот период газодобыча повысилась на 20 % [4].
Волго-Уральская газодобывающая база - вторая по важности в России. На Урале в 1997 г. добывалось 5 % всего российского газа. Хотя главный газодобывающий российский район - Западносибирский – 91 % газа по России. Крупнейшее месторождение газа на Урале - Оренбургское, оно также крупнейшее на всей европейской части России; открыто в 1960-х г.г., начальные запасы 1,78 трлн. куб. м. Преимуществом месторождения является его близость к важным промышленным центрам Урала и Поволжья, недостатком - наличие слишком большого количества попутных продуктов, что требует его предварительной очистки.
Значительная часть газа идет на экспорт [5]. Один из основных магистральных газопроводов берет свое начало на Урале (Оренбург - начальный пункт газопровода «Союз»). Другие газопроводы идут из Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, из Поволжья и с Северного Кавказа. Они передают по трубопроводам природный газ в Центральную Россию, в государства Балтии, в Белоруссию, в Молдавию, на Украину и далее в страны Восточной и Западной Европы [6].
Урал имеет мощную газоперерабатывающую базу. Крупнейшее предприятие газовой промышленности Уральского района - ПО «Оренбурггазпром» (Оренбург). Тем не менее, газодобыча на Урале и, особенно в Оренбургской области с ее крупной газодобывающей и газоперерабатывающей базой катастрофически уменьшается (в среднем на 33-35 % начиная с 1986 г.).
Падение объема добычи природного газа в Уральском районе происходит в основном после распада СССР. При этом из всех российских экономических районов сильнее всего экономический кризис ударил именно по Уралу (45368,9 млн. м. куб. в 1989 г. и 33595 млн. м. куб. в 1995 г.) [7].
В экологическом отношении природный газ является самым чистым видом минерального топлива. При сгорании его образуется значительно меньшее количество вредных веществ по сравнению с другими видами топлива. Однако сжигание человечеством огромного количества различных видов топлива, в том числе природного газа, за последние 40 лет привело к заметному увеличению содержания углекислого газа в атмосфере, который, как и метан, является парниковым газом. Большинство ученых именно это обстоятельство считают причиной наблюдающегося в настоящее время потепления климата [8].
При выращивании в условиях удвоенного количества углекислого газа почти все культурные растения росли быстрее, плодоносили на 6-8 дней раньше и приносили урожай на 20-30 % более высокий, чем в контрольных опытах с обычным его содержанием.
Следовательно, сельское хозяйство заинтересовано в обогащении атмосферы углекислым газом путем сжигания углеводородных видов топлива.
Таким образом, сжигание природного газа не только экономически выгодно, но и с экологической точки зрения вполне оправдано, поскольку оно способствует потеплению и увлажнению климата.
1.1.2 Наряду с природным газом добывается попутный газ (вместе с нефтью на нефтяных месторождениях), раньше при выходе на поверхность он сжигался, теперь научились газ отводить и использовать его для получения горючего топлива и разных химических продуктов. Основная доля природного газа в настоящее время добывается на чисто газовых месторождениях на севере Западной Сибири (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и др.), на Северном Кавказе (Кубано-Приазовское и Ставропольское месторождения), в Уральском районе (Оренбургское-газоконденсатное), в Нижнем Поволжье (Вуктыльское и др.) и на Сахалине. Большую часть природного газа (90 %) добывают в настоящее время в восточных районах России (в основном в Западной Сибири и Ямало-Немецком автономном округе).
В отличие от нефти, природный газ не требует большой предварительной переработки для использования, но его необходимо отправлять к потребителю.
Газ - главный вид топлива там, где нет других энергетических ресурсов, он используется в промышленности (80 %), а также в быту. В России действует Единая система газоснабжения, которая включает разрабатываемые месторождения, сеть газопроводов и компрессорных установок (для сжатия газа и подачи его под давлением), подземных газохранилищ и других сооружений. Трубопроводы - единственный способ для передачи больших масс газа, в России их протяженность составляет около 80 тыс. км, а в СНГ - 140 тыс. км [9]. Основные системы газопроводов проложены из Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, Поволжья, с Урала (Оренбург - начальный пункт газопровода «Союз») и Северного Кавказа. Они передают по трубопроводам природный газ в Центральную Россию, государства Балтики, Белоруссию, Молдавию, на Украину и далее в страны Восточной и Западной Европы. Из основных магистральных газопроводов следует отметить:
- из Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции: Уренгой - Сургут -
Тобольск - Тюмень - Челябинск - Самара - Сызрань - Ужгород (Украина) и
далее в Европу;
- из Поволжского экономического района: Саратов - Пенза - Нижний
Новгород (с ответвлением на Владимир и Москву) - Иваново - Ярославль -
Череповец;
- из Уральского экономического района газопровод «Союз»: Оренбург -
Уральск - Александров - Гай - Кременчуг - Ужгород (Украина) и далее в
Европу;
- из Северо-Кавказского экономического района: Ставрополь - Майкоп -
Краснодар - Новороссийск.
Зарубежная Европа не в состоянии полностью обеспечивать свои потребности в природном газе за счет собственных источников. Дефицит газа в Германии, Франции и Италии составляет более 50 % и в значительной мере покрывается поставками одной из крупнейших российских компаний «Газпром». В целом около 40 % потребителей европейского региона в природном газе покрывается за счет импорта. Например, доля российского «Газпрома» в западноевропейском импорте - 47 %, Алжира - 29 % и Норвегии - 22 %. Норвегия - очень серьезный конкурент России в торговле газом на европейском континенте.
Газовая отрасль Российской Федерации представляет собой очень сложную систему, которая включает геологоразведочные работы, добычу, транспортировку, хранение и переработку газа. Степень влияния этих под отраслей на окружающую среду различна, также как и различно обратное воздействие.
1.1.3 Особое место в геологоразведки и в освоение новых газоносных регионов отводится созданию и внедрению новых передовых технологий. В настоящее время имеет место необходимость освоения различных месторождений в полярных регионах и на шельфах северных морей (полуостров Ямал, Обская и Тазовская губы), что может привести к возникновению таких геоэкологических рисков, как отсутствие необходимого специфического оборудования (ледостойкие буровые платформы, подводные добычные и газоперекачивающие комплексы и др.) либо к чрезвычайной дороговизне проектов, приводящей уже к неоправданным финансовым рискам.
С точки зрения оценки геоэкологических рисков подсистему «добыча газа» целесообразно дифференцировать на стадии обустройства и эксплуатации месторождений [10].
Элементы подсистемы, связанные с бурением и сооружением скважин, промышленными и хозяйственно-бытовыми объектами характеризуются точечным взаимовоздействием с окружающей средой, а промысловые и межпромысловые трубопроводы, подъездные дороги - соответственно, линейным [11]. В тоже время, взаимодействие с окружающей средой на уровне всего месторождения является рассредоточенным и для оценки его количественных параметров на этапе синтеза подсистемы необходимо использовать модели интерференции.
Для моделирования воздействия эмиссий загрязняющих веществ объектов добычи газа на состояние окружающей среды необходимо выделять:
- на этапе обустройства месторождений:
- аварии при сооружении скважин;
- техногенное воздействие строительной техники;
- техногенное воздействие самих объектов;
- на этапе эксплуатации месторождений:
- аварии на промышленных объектах, включая скважины;
- розливы конденсата (для газоконденсатных месторождений), утечки газа;
- выбросы вредных веществ при сгорании природного газа на факелах.
Для моделирования воздействия объектов транспорта газа на состояние окружающей среды необходимо выделять:
- на этапе сооружения газопроводов:
- аварии при сооружении и испытаниях линейной части, газоперекачивающих агрегатов и дополнительного оборудования;
- техногенное воздействие при строительстве объектов транспорта газа
(эрозия, солифлюкция, оползни, изменение водного режима, нарушение режима
особо охраняемых природных территорий, воздействие на миграции животных и др.);
- эмиссия вредных веществ при работе строительной техники.
- на этапе эксплуатации газопроводов:
- аварии на промышленных объектах, включая компрессорные станции и
линейную часть;
утечки газа на компрессорных станциях и линейной части;
- выбросы вредных веществ при сгорании природного газа на компрессорных станциях;
- температурные воздействия в районах пермофроста с проявлением
термокарстовых процессов;
- продувки скважин.
Кроме того, существуют и другие виды геоэкологических рисков, которые необходимо учитывать в процессе добычи. Например, ухудшение качества подземных вод в прибрежных районах из-за возможной интрузии морских вод. Необходимо учитывать и региональные особенности взаимообусловленного учета геоэкологических рисков для подсистемы «добыча газ - окружающая среда». Они связаны так с географическим расположением объектов газодобычи (северные или южные регионы), так и с особенностями добычи газа на сухопутных, шельфовых и морских месторождениях. Это также должно быть предусмотрено при декомпозиции данной подсистемы.
1.1.4 Транспорт газа. В связи с освоением новых газоносных регионов в ближайшие годы неизбежно сооружение новых направлений вывода газа и, как следствие, существенное изменение схемы потоков газа [12]. Это в свою очередь приведет к необходимости пересмотра ныне существующих факторов рисков при разработке концепции развития газотранспортных систем, в том числе, и геоэкологических. Так же как и для объектов добычи, методологию оценки геоэкологических рисков в транспорте газа целесообразно дифференцировать на стадиях сооружения и эксплуатации.
Масштабы системы магистрального транспорта газа в Российской Федерации определяют приоритетное значение газотранспортной сети при оценке геоэкологических рисков во всей газовой отрасли [13]. При этом элементы подсистемы, обозначенные как компрессорные станции, промышленные и хозяйственно-бытовые объекты определяют точечное воздействие на окружающую среду, а линейная часть газопроводов и подъездные дороги, соответственно, линейное [14].
Следует иметь в виду, что основное воздействие на окружающую среду оказывает эксплуатация газотурбинных приводов на компрессорных станциях (КС), так как на топливный газ приходится 80 % от общего расхода на собственные технологические нужды [15]. Величина отношения расхода топливного газа к количеству транспортируемого газа характеризует эффективность работы компрессорной станции. При работе КС по сложившейся технологической схеме ранний показатель оценивается в 33 м³/млн.м³км. Этот объем газа сжигается на компрессорных станциях с выделением в дискретных точках трассы газопровода вредных веществ в виде оксидов азота и других вредных веществ (окислы углерода, оксиды серы, соединения тяжелых металлов, летучие органические соединения и др.). Следует заметить, что состав эмитируемых ЗВ зависит от состава природного газа, что также является одним из компонентов геоэкологических рисков [16].
За последние годы был проведен целый комплекс исследований, направленный на сокращение выбросов вредных веществ эксплуатации газопроводов, в том числе с продуктами сгорания на КС. Такие работы ведутся в ПАО «Газпром» по направлениям модернизации эксплуатируемых газотурбинных установок (ГТУ) и создания малоэмиссионных ГТУ. Это уже позволило сократить объемы выбросов в среднем в 1,8 раза, а к 2007 году планируется достигнуть мирового уровня эмиссии оксидов азота, уменьшив ее значение в ГТС ЕСГ России в 4,5 раза по сравнению с 1992 годом. Внедрение новых малоэмиссионных технологий на транспорте газа является одним из важнейших методов управления геоэкологическими рисками, особенно в местах, где воздействие на окружающую среду достигло критического уровня [17].
В этом связи, целесообразно подробнее остановиться на методах оценки критических нагрузок поллютантов на состояние окружающей среды с целью управления геоэкологическими рисками.
Количественная оценка риска может строиться на использовании концепции критических нагрузок (КН) [15-16]. Расчет величин критических нагрузок позволяет определить максимальное количество поллютантов, которое не будет вызывать необратимых изменений в биогеохимической структуре и функциях экосистем, а также в состоянии здоровья человека в течение длительного периода времени (50-100 лет).
В тоже время превышение величин критических нагрузок на современном или планируемом уровне атмотехногенных выпадений приводит к появлению геоэкологического риска, величина которого будет зависеть от размера превышений.
Разработаны соответствующие методы оценки величин критических нагрузок на экосистемы, в том числе и зонах воздействия газотранспортных систем. Эти методы широко используются в рамках конвенции о трансграничном загрязнении воздуха на большие расстояния, странами-членами которой являются все государства Европы и Северной Америки. Государства Средней Азии также подписали данную конвенцию и, соответственно, разделяют используемые в ней методологические подходы для оценки трансграничного загрязнения воздуха.
Величины критических нагрузок эмитируемых при работе газокомпрессорных станций окислов азота, серы и других поллютантов могут быть рассчитаны для каждой экосистемы на территории того или иного региона. Расчет критических нагрузок осуществляется для всех возможных комбинаций почв и растительных видов в случае наземных экосистем (включая рыб) и природных типов вод для водных экосистем. Принимая во внимание широкое разнообразие экосистем, величины критических нагрузок азота сравниваются с поступлением его соединений с атмосферными осадками и выявляются экосистемы, для которых величины критических нагрузок превышены. Сопоставляя величины превышений для различных регионов, можно определить такой уровень необходимого сокращения эмиссии соединений азота и других поллютантов, чтобы величины критических нагрузок не были превышены. Это сокращение должно осуществляться как на локальном, так и региональном уровне, поскольку соединения азота за время жизни в атмосфере могут быть перенесены на значительные расстояния (до нескольких тысяч километров) [18]. Часто подобный перенос осуществляется в трансграничном и даже трансконтинентальном масштабе, что требует именно международных подходов к снижению эмиссии соединений загрязняющих веществ в атмосферу. Расчеты снижения выбросов поллютантов производятся с использованием эколого-экономических оптимизационных моделей, позволяющих оценить изменение уровней превышений критических нагрузок в течение длительного периода времени в самых различных частях ГТС ЕСГ России.
1.1.5 Далее, необходимо рассмотреть и обратное влияние геоэкологических факторов на состояние ГТС с тем, чтобы учитывать соответствующие геоэкологические риски. Среди этих рисков могут быть следующие виды:
- коррозионные нарушения трубопроводов за счет агрессивной физико-химической и биологической среды;
- разрывы трубопроводов при деформациях грунтов различной природы
(оползни, солюкфлюкции, термокарст, проседания, поверхностная эрозия, водные
размывы и др.).
Важно также учитывать и более сложно структурированные геоэкологические факторы и связанные с ними риски. Так, анализ пространственно-временного распределения аварий на линиях газопроводных сетей в пределах территории Восточно-Европейской платформы в совокупности с некоторыми параметрами, отображающими ее современную геодинамическую активность, указывает на более чем однозначную приуроченность аварийных ситуаций к геоструктурным нарушениям земной коры и коррелируемость с периодами активизации платформы под влиянием ее колебательных движений.
Более детальное изучение данной зависимости позволит значительно снизить геоэкологические риски и аварийность на трубопроводах [19].
Хранение газа. Газоснабжение Российской Федерации характеризуется как суточной, так и сезонной неравномерностью потребления газа. Развитие системы хранения газа в России, как инструмента повышения надежности и снижения неравномерности газоснабжения, предполагает реконструкцию действующих и строительство новых подземных хранилищ газа (ПХГ), а также создание сети установок сжижения, хранения и регазификации природного газа [19].
Следовательно, декомпозиция подсистемы хранения газа предполагает рассмотрение таких элементов как ПХГ и хранение сжиженного природного газа (СПГ). В свою очередь, при рассмотрении геоэкологических рисков, возникающих при формировании программ развития системы подземного хранения газа, целесообразно использовать математические модели как для оценки воздействия ПХГ на окружающую среду, так и для изучения влияния самих геоэкологических явлений на строительство и состояние этих сооружений [20, 22]. Среди взаимообусловленных рисков можно выделить следующее:
- изменение водного режима территорий при строительстве ПХГ;
- изменение сейсмических и геодинамических характеристик в ряде
регионов перспективного развития газовой промышленности (Сахалин,
Иркутская область, Прикаспий);
- эмиссия газов из подземных хранилищ.
Переработка газа. В общей системе газовой отрасли перерабатывающие заводы относятся к потребителям природного газа. Особенность рассмотрения таких потребителей заключается в том, что они входят в подотрасль «газовая промышленность». Подсистема переработки природного газа включает в себя производство продукции, выпускаемой в настоящее время (сжиженный углеводородный газ, метанол, моторные топлива, мазут), а также перспективных компонентов, связанных с технологией глубокой переработкой добываемого сырья (сжиженный природный газ, гелий, полиолефины, синтетическое жидкое топливо и т.д.) [23].
Для всех перечисленных элементов переработки разрабатываются специальные математические модели, которые позволяют распределить эти объекты с привязкой к узлам всей системы газовой отрасли, срокам строительства, а также охарактеризовать взаимообусловленные геоэкологические риски в системе «переработка газа - окружающая среда». К их числу относятся:
- загрязнение окружающей среды (воздух, почвы, природные воды);
-воздействие на здоровье человека;
- социально-экологические риски;
- риски строительства и эксплуатации объектов переработки газа в сложных природно-климатических условиях, например, строительство заводов СПГ в Заполярье.
В природном газе газоконденсатных залежей содержание тяжелых углеводородных компонентов может достигать 30 % и более. Эти углеводороды при понижении давления до определенного значения переходят в жидкое состояние, при дальнейшем понижении давления часть их снова переходит в газообразное состояние. С изменением состава газа или температуры изменяется и давление максимальной конденсации тяжелых углеводородов, причем при понижении температуры количество жидкости за счет конденсации углеводородов увеличивается [24]. Жидкость, состоящая из углеводородных компонентов и не углеводородных примесей, образующаяся из природного газа в реальных условиях разработки и эксплуатации газоконденсатных залежей и месторождений, а также при транспортировании газа, называется газовым конденсатом.
При извлечении газа из недр происходит снижение его давления в скважинах и сборных трубопроводах. При этом в насосно-компрессорных трубах и далее по пути движения газа из него может выпадать конденсат. Кроме того, если разработка газоконденсатного месторождения осуществляется без поддержания пластового давления, выпадение конденсата на определенной стадии разработки происходит и в пласте, что приводит к изменению составов газа и конденсата и к уменьшению количества извлекаемого конденсата. Эти факторы учитываются при проектировании, строительстве и эксплуатации объектов сбора, подготовки и транспортировании газа и конденсата. Важная особенность добычи природного газа - это высокое давление в системах его сбора, подготовки и транспортирования. Эта особенность связана с тем, что плотность газа значительно меньше плотности нефти, поэтому противодавление на забой, создаваемое столбом газа в газовой скважине, соответственно значительно меньше давления столба нефти в нефтяной скважине, следовательно, буферное давление на устье газовой скважины при прочих равных условиях значительно выше, чем на устье нефтяной скважины. Величина рабочего давления определяется в пределах максимально возможного давления. Практически рабочее давление при сборе и подготовке природного газа может достигать 16 мПа, а при транспортировании - 7,5 мПа.
Подготовка природного газа включает процессы извлечения конденсата, осушки, очистки от механических примесей, сероводорода и углекислоты. Необходимость проведения того или иного вида подготовки газа определяется в зависимости от конкретных условий. Для осушки газа и извлечения из него конденсата наиболее широко используют низкотемпературные процессы. Один из способов охлаждения газа основан на использовании так называемого дроссель-эффекта, или эффекта Джоуля-Томсона, заключающегося в способности газа отдавать свое тепло во внешнюю среду при снижении давления. Этот способ применяют на первой стадии разработки месторождения, когда пластовое давление достаточно для необходимого охлаждения газа за счет его дросселирования. На следующих стадиях разработки месторождения, когда пластовое давление снижается настолько, что энергии заключенной в газе становится недостаточно для его охлаждения за счет дроссель-эффекта, применяют искусственное охлаждение газа с использованием специальных холодильных машин.
