Добывающая промышленность

Подземная добыча 1. на больших глубинах (до 2000 м и более) 2. средних глубинах ( м) 3. на малых глубинах ( м)

Последствия шахтной добычи 1. проседание поверхности 2. образование техногенных озер 3. смыв с терриконов 4. горение терриконов 5. пыль терриконов 1 м проходки – 150 куб. м породы

На 1 тонну добытого угля: 2-5 куб м метана 0, 01 т потерь угля 0,82 т концентрата, помпродукта и шлама 4 тонны шахтных вод 3 тонны твердых отходов Химреактивы флотации Зола+Hg+Pb+Cd+ редкоземельные металлы Минеральная угольная пыль из труб-сушилок При обогащении:

Геологические последствия оседания поверхности, в т.ч. провалы, нарушения почвенного и растительного слоев, вторичная трещиноватость, осушение (дренаж) массива пород, связанное с горными работами, и как следствие – внезапные обрушения, эндогенные пожары, развитие вредных биохимических процессов газоотдача выработанного пространства, поскольку при этом выделяются метан, углеводороды, углекислый газ и др. шумовое загрязнение

Геоэкологические проблемы угледобычи изменение водного баланса, химического и минерального состава земной поверхности понижение уровня подземных вод приводящее к уничтожение почвенно- растительного покрова комплексное загрязнение всех природных компонентов

Экологические проблемы добычи угля в Карагандинском угольном бассейне неполная утилизация метана угольных пластов растущий сброс минерализованных шахтных вод на рельеф местности неэффективность функционирования существующих очистных сооружений большие объемы складируемых отходов производства отсутствие планов полной рекультивации земель, нарушенных угледобычей

Атмосферные выбросы происходят на всех стадиях освоения и эксплуатации месторождений 1.Наиболее распространенными источниками выбросов является постоянное или периодическое сжигание попутного газа А) в факелах Б) в зажигательных устройствах низкого давления для отвода газа от резервуаров-хранилищ и систем сброса давления, 2. Выбросы от дегазации буровых растворов 3) Выбросы технологических реагентов и извлекаемых углеводородов при различных операциях по добыче, обработке, 4) Выбросы при транспортировке 5) Выбросы при хранении.

В чем вред от сжигания ПНГ? Экология I. Загрязнении атмосферы 1. Вредные выбросы в атмосферу при сжигании 20 млрд. м3 ПНГ, млн. Тонн около 6 млн. тонн загрязняющих веществ 1-4 классов экологической опасности: оксиды углерода и азота, метан, сажа, бензапирен. 1 т сгоревшего ПНГ – кг вредных веществ 2. парниковые газы_ метан, углекислый газ. CO; 4,41 Углеводороды- 1,11 Сажа- 0,53 NOx- 0,04

Упрощенный процесс горения метана (до 98 % наличия в попутном нефтяном газе) без учета целого ряда предельных углеводородов описывается химической реакцией: СН4 + 2СО2 = СО2 + 2Н2О + Q. сгорание 1 кг газа сопровождается: выделением тепла 2.75 кг углекислого газа 2.25 кг воды. На факелах округа в 2003 г. было сожжено млн. м3 ПНГ, что на млн. м3 (на 4 % ) больше по сравнению с 2002 г. ПНГ метан (СН4), этан (С2Н6) пропан (С3Н8) бутан (С4Н10) пентан (С5Н12) гексан (С6Н14) гептан (С7Н16) азот (N2) СО2Н2S и/или меркаптаны

По объёму выбросов факелы можно условно разделить на средней мощности (при ДНС) и большой мощности. Зона воздействия факела сильно колеблется в зависимости от количества и качества сжигаемого газа, наличия в нём жидких примесей, высоты, диаметра факельной трубы и от расположения факельного ствола. В радиусе м возле факелов средней и в радиусе до 20 м факелов большой мощности наблюдается термическое разрушение почвенного покрова. Грунт прокалён и представляет собой пылеватый бесструктурный песок или спёкшийся суглинок, местами, потрескавшийся и с металлическим блеском. Встречаются белёсые пятна солей. В радиусе м от горящего факела полностью уничтожается растительность, а в пределах 3 км – деревья поражены и сбрасывают листву. Радиус прямого термического повреждения растительности определяется уже в первые два года. Дальнейшее расширение зоны воздействия происходит в основном из-за возникающих лесных пожаров. Факелы рассчитаны на сжигание газообразных углеводородов, в их выбросах должны содержаться только газообразные окиси и сажа. Однако периодически в факелы попадают жидкие фракции нефти при выбросах большой мощности, когда поступающие на факел вещества не успевают сгорать и в виде капель оседают на прилегающей территории, что вызывает замазучивание прилегающего участка. Для предотвращения этого в границах технологической установки необходимо устанавливать сепараторы[1].

В радиусе м возле факелов средней и в радиусе до 20 м факелов большой мощности наблюдается термическое разрушение почвенного покрова. Грунт прокалён и представляет собой пылеватый бесструктурный песок или спёкшийся суглинок, местами, потрескавшийся и с металлическим блеском. Встречаются белёсые пятна солей. В радиусе м от горящего факела полностью уничтожается растительность в пределах 3 км – деревья поражены и сбрасывают листву Дальнейшее расширение зоны воздействия происходит в основном из-за возникающих лесных пожаров.

периодически в факелы попадают жидкие фракции нефти при выбросах большой мощности, когда поступающие на факел вещества не успевают сгорать и в виде капель оседают на прилегающей территории, что вызывает замазучивание прилегающего участка.

Количество факелов по районам ХМАО Белоярский район (1 шт.). Ханты- Мансийский район (8 шт.) Кондинский район (11 шт.), Советский район (12 шт.) Октябрьский район (26 шт.) Нефтеюганский район (45 шт.) Нижневартовский район (126 шт.) Сургутский район (141 шт.)

Экономика Если бы попутный газ не сжигался, страна бы ежегодно получала: Метанола – 16,7 млн. Тонн Синтетической нефти – 12,5 млн. Тонн Дизельного топлива – 8,75 млн. Тонн Электроэнергии – Гвт Олефинов – 5,5 млн. Тонн Общий объем потерь составляет около 5 млрд. долларов США в годОбщий объем потерь составляет около 5 млрд. долларов США в год

43 % было использовано на собственные нужды или передано другим организациям. Наибольший процент сжигания попутного нефтяного газа характерен для следующий нефтегазодобывающих предприятий: ОАО «СИДАНКО» - 51 %, НК «ЮКОС» - 26 % и ОАО «ЛУКОЙЛ» Нефтехимическое производство ШФЛУ На собственные нужды 2,5 млрд. Сожжено в факелах 4 млрд=14% Передано другим организациям 9 млрд. ГПЗ 12,2 млрд. куб.м= 42 % - транспорти- ровалось на Сургутский, Нижневартовский, Белозерный, Варьеганский, Локосовский и Южно-Балыкский ГПЗ

История вопроса Вопрос об использовании ресурсов попутного газа стал острым еще во времена СССР, причем острота эта в условиях плановой экономики была в значительной мере обусловлена ведомственными барьерами – ресурсы ПНГ формировались у организаций Миннефтепрома, для которых добыча/производство газа не были основной профильной деятельностью. Потребовались государственная координация и выделение огромных государственных финансовых средств и материально-технических ресурсов для начала решения этой проблемы. 1.Несоответствие географии размещения инфраструктурных объектов изменению географии сырьевой базы 2.Ориентация ранее созданной инфраструктуры на извлечение основных целевых компонентов – нефти и природного газа 3.Ограниченные возможности учета сезонного характера использования природного газа

Варианты утилизации попутного нефтяного газа Закачка в пласт ПР: повышение нефтеотдачи газлифтным способом Топливо для промыслового энергоцентра Фракционирование и продажа газа, отельных фракций «Газпрому», «СИБУРу» Попутный нефтяной газ Сепаратор Переработка на месторождении ПР: технологии GTL

Утилизация ПНГ различными способами Использование ПНГ в ХМАО в 2007г. Общий объем 36,2 млрд м3 УНИВЕРСАЛЬНОГО РЕШЕНИЯ НЕТ. Разный масштаб: На долю крупных, средних и малых месторождений приходится практически равный объем неутилизируемого попутного нефтяного газа ( % или 6,5 – 8,0 млрд.м 3 /год) Различная география и ЭГП: близость и наличие транспортной инфраструктуры, ее загруженность, наличие перерабатывающих мощностей НО: ТОЛЬКО ДОСТУП К ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИМ МОЩНОСТЯМ ПОЗВОЛИТ ГЛУБОКУЮ ПЕРЕРАБОТКУ РАЗЛИЧНЫХ ФРАКЦИЙ ПНГ, А ТАКЖЕ ОБЕСПЕЧИТ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЗНАЧИТЕЛЬНОЙ ДОЛИ СЖИГАЕМОГО ГАЗА

Проблемы утилизации: мнение НК Высокие затраты на добычу и отделение от нефти ПНГ (по сравнению с добычей природного газа). Себестоимость производства (по данным НК) выше оптовой цены по приказу МЭРТ от 2002 года 117, которая составляет в среднем 235 рублей за 1000 куб. м Высокие инвестиционные затраты на создание инфраструктуры по доставке ПНГ к объектам газопереработки. Длинные сроки окупаемости таких проектов. Отсутствие возможности перерабатывать ПНГ на условиях процессинга на существующих ГПК. Порядок доступа к производственным мощностям ГПК отсутствует. Отсутствие мощностей либо ограниченные мощности ГПК в зоне добычи ПНГ. Значительные капиталовложения по строительству ГПК и необходимой инфраструктуры, длинные сроки их окупаемости. Непрозрачный механизм доступа к ГТС «Газпрома» для транспортировки сухого отбензиненного газа

Почему так? 1.Закрепление исходной (до 1990 года) организационной в процессе формирования вертикально-интегрированных компаний 2.Наличие компании-собственника ГТС 3.Доминирующее положение на рынке покупателей продуктов утилизации ПНГ 4.Проблема доступа на рынок эффективных покупателей Необходима эффективная система регулирования, учитывающая отмеченные выше особенности инфраструктуры рынка ПНГ в России

Не кнут и пряник, а реальные возможности КАК? Ранжирование источников газа 1) Сухой отбензиненный газ нефтяных месторождений 2)Сухой отбензиненный газ газоконденсатных месторождений 3)Сухой природный газ, добываемый предприятиями ОАО «Газпром» и другими производителями 4)Прочие Необходимые условия реализации крупных проектов: 1)целевое резервирование мощностей в системе магистральных нефте- и газопроводов и электросетях; 2)гарантирование равного доступа производителей попутного газа к системам топливно-энергетических магистралей (на квотной или иной основе).

Утилизация попутного газа с целью получения электроэнергии на месторождении связана с техническими проблемами в зимнее время года сильно затрудняется перекачка попутного газа по газопроводам, так как нефтяной газ содержит водяные пары, которые конденсируются, замерзают и препятствуют транспортировке. (осушать газ, строить соответствующие установки, оборудовать газопроводы путевыми конденсатосборниками, и т.п.) технологические ограничения - значительное изменение объема добычи ПНГ по времени разработки месторождений. В начале эксплуатации объем добычи газа невелик, с выходом месторождения на запланированный уровень добычи нефти и количество добываемого попутного газа возрастает в десятки раз, а затем снова снижается. Это не позволяет обеспечивать полную загрузку объектов утилизации, рассчитанных на определенную макс. производительность. монополия на транспортные сети на перерабатывающие нефтяной газ мощности. Экономические стимулы использования нефтяного газа для добывающих его предприятий на сегодняшний день не сформированы. Платежи за загрязнение окружающей среды от выбросов попутного газа не превышают % от стоимости реализуемой нефти.