Воздействие нефтегазовых объектов на окружающую среду .Экологические проблемы нефтегазовой отрасли

Лекции. Воздействие нефтегазовых объектов на окружающую среду Экологические проблемы нефтегазовой отрасли Ежегодно предприятия нефтяной отрасли нарушают до 15 тыс. га земель, выбрасывают в атмосферу более 2,5 млн т загрязненных веществ, сжигают на факелах около 6 млрд  попутных газов, забирают около 750 млн т пресной воды, оставляют неликвидированными сотни амбаров с буровым шламом. Ежегодно на промысловых трубопроводах России происходит до 20 тыс. аварий с частотой 1,5-2 разрыва на 1 км трассы. Только в Западной Сибири загрязнено нефтью и нефтепродуктами до 840 тыс. га земель. Потери нефти и нефтепродуктов за счет аварийных ситуаций достигают 20 млн т ежегодно. При стоимости нефти 50 долл./баррель ущерб экономике России, не считая экологического, составляет 7 млрд долл. Перечисленные проблемы складываются из локальных воздействий добывающих предприятий. Экологические проблемы можно сгруппировать по трем направлениям: организационно-экономические; технологические; природно-ресурсные. Организационно-экономические проблемы Техническим заданием (ТЗ) на составление технологической схемы разработки месторождения природоохранные мероприятия сформулированы достаточно расплывчато. Например, отсутствует информация о том, какой экономический и экологический ущерб будет нанесен ОС и местному населению. До сих пор не осознается тот факт, что затраты на экологические мероприятия относятся к производственным и являются такими же необходимыми элементами затрат, как и затраты на электроэнергию и водоснабжение. Весь жизненный цикл промысла и себестоимость товарной нефти зависят от качества эколого-экономических оценок стоимости ПР. наносимого ущерба, а также компенсационных мероприятий. В большинстве проектов отсутствуют показатели экологического состояния компонентов ПС, определенные Правилами по проведению экологической экспертизы; проекты не отвечают требованиям официальных документов по оценке воздействия на ОС (ОВОС); отсутствуют прогнозные сценарии воздействия производственного объекта на ОС; отсутствуют схемы организации экологического мониторинга, а также расчеты экономического ущерба и платежей за аренду земельных участков, за размещение отходов, за загрязнение ОС; отсутствуют планы компенсационных мероприятий. При проектировании разработки месторождений УВ должны быть выявлены все группы рисков: геологические, строительные, эксплуатационные, инжиниринговые, финансовые, маркетинговые и экологические. Последние могут возникнуть на любой стадии реализации проекта в результате событий природного или техногенного характера. При установлении лимитов воздействия на ОС нефтедобывающего предприятия нормативы воздействия утверждаются на 5 лет, которые продлеваются на новый срок без снижения объемов выбросов, сбросов и образования отходов, при этом слабо учитываются реальные условия функционирования объекта. Кроме того, проводится недостаточное обоснование границ горных отводов, а также отводов земельных участков под строительство скважин. Следуя закону "Об охране окружающей среды", любое предприятие, производящее выбросы в ОС, обязано проводить мониторинговые наблюдения, цель которых - получение показателей состояния ПС, Большинство добывающих предприятий не имеет собственных служб мониторинга, а наблюдения проводятся эпизодически и бессистемно. Технологические проблемы Анализ технологических процессов строительства скважин, обустройства и эксплуатации нефтепромыслов, организации работ по охране ОС выявил: - недостаточную эффективность экологических решений в проектах разработки и обустройства месторождений, строительства и ремонта скважин, программ по повышению нефтеотдачи пластов; - некачественную реализация проектных решений ввиду низкой эксплуатационной надежности технических средств и низкой эффективности системы контроля; - недостаточный уровень экологической подготовки специалистов на всех участках цепочки "скважина - магистральный трубопровод". Разливы нефти обусловлены большой протяженностью и низкой надежностью (80% износа) промысловых нефтяных и водоводных линий в системе поддержания пластового давления (ППД). На МН причины аварийности следующие: 34%-внешние воздействия: 23%-брак при строительстве; 23%-коррозия; 14%-заводской брак: 3%-ошибочные действия персонала. С увеличением обводненности нефти скорость коррозии труб и оборудования увеличивается. При обводненности от 10 до 80% скорость коррозии составляет , а при обводненности 90% этот параметр увеличивается до . Вследствие высокой агрессивности пластовых вод (сероводород, диоксид углерода, ионы хлора и др.) сквозные отверстия в оборудовании могут появиться через 5 лет после начала эксплуатации, а при подаче ингибиторов коррозии срок безаварийной службы трубопроводов из углеродистых сталей может быть продлен до 10 лет. Выбор и дозирование ингибиторов коррозии зависят от состава пластовых флюидов. Служба коррозионного мониторинга воспринимается как второстепенное подразделение, однако если учесть величину наносимого авариями ущерба и стоимость реабилитации компонентов экосистем, то такие представления неверны. Предупреждение аварийности является необходимой превентивной мерой, которая должна быть отражена в экологической политике предприятия и в Декларации промышленной безопасности. Назрела необходимость совершенствования защитных покрытий для предотвращения асфальто-парафиновых отложений и методов очистки промысловых труб. Срок службы битумной изоляции на внешних покрытиях не превышает 10 лет. поэтому необходим переход к новым материалам и технологиям покрытия. Одной из важнейших в нефттяной отрасли является проблема утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Только в факелах нефтепромыслов Западной Сибири ежегодно сжигается около 15 млрд  этого энергоносителя. Показатель утилизации ПНГ варьирует от 25 до 95%. При эксплуатации месторождений взимается плата за его сжигание. В случае превышения ПДВ на границе санитарно-защитной зоны производится совершенствование факельной системы с целью более полного сжигания, а не мероприятия по его переработке. В этом случае ПНГ относится к отходам добычи (как бензин в XIX в., который сливали по ночам в реки), что позволяет платежи за загрязнение отнести к себестоимости продукции, как и затраты на утилизацию пластовых вод. Пластовые воды, как и ПНГ. также являются источником ценного сырья для нефтехимии (содержат  и др.). Одним из методов утилизации ПНГ является его закачка в пласты-коллекторы с целью повышения нефтгеотдачи. Эффективность применения газовых методов повышения нефтеотдачи увеличивается при низких фильтрационно-емкостных свойствах продуктивных пластов. При закачке ПНГ решается ряд проблем: - сокращаются платежи за выбросы в ОС и поддерживается качество атмосферного воздуха в рабочей зоне на уровне нормативов; - сокращается протяженность промысловых коррозионно-опасных коммуникаций; - обеспечивается геодинамическая стабильность залежи; - снижается обводненность скважинной продукции и сохраняется ПНГ как ресурс для последующего извлечения. В России насчитывается более 150 тыс. нефтяных и газовых скважин. Примерно 10% из них или законсервированы, или нуждаются в консервации и ликвидации. Законсервированные скважины под влиянием изменений в земной коре могут "ожить", выделяя нефть, газы и пластовые рассолы. Таких опасных скважин в России свыше 1500. В Казахстане, например, десятки изливающих скважин ушли под воду при увеличении уровня воды в Каспии. Одна из стадий образования отходов - бурение скважин, на период строительства которой предоставляется до 5 га земли. В течение года после окончания строительства скважины территория буровой площадки должна быть рекультивирована и передана землепользователю. На период эксплуатации скважины выделяется 0,36 га. Рационализация размещения кустов скважин позволяет снизить отводы земель за счет снижения площадей, занятых промысловыми коммуникациями. При ремонте скважин необходим контроль использования растворителей, гелей, кислот и других реагентов, которые должны закачиваться в пласт при стимуляции нефтгеотдачи скважин. При обработке призабойной зоны скважин применяются 10- и 5-% растворы, соответственно, соляной и плавиковой кислот. При ремонте скважин возникают до 2  токсичных жидкостей на одну скважинную операцию. Кроме того, при промывке насосных агрегатов, НКТ возникают до 5  жидких отходов на одну операцию. На месторождении необходимо иметь специальную скважину с поглощающими горизонтами для утилизации жидких отходов от технологических процессов добычи. Нефте- и газодобывающие скважины являются сложными и дорогостоящими сооружениями, которые нуждаются в постоянном контроле и проведении технических мероприятий по поддержанию рабочих режимов. Коррозионное поражение цементного камня в скважинах приводит к снижению доли нефти в добываемых флюидах и к загрязнению артезианских и грунтовых вод, используемых для водоснабжения. По этой причине происходит образование грифонов у устья скважин. Вследствие несвоевременных диагностических исследований в отрасли простаивают более 20 тыс. скважин, подлежащих капитальному ремонту. Источником загрязнения нефтью и минерализованными водами являются также резервуарные парки добывающих предприятий. Многие резервуарные парки "плавают" на линзах нефтепродуктов, которые образовались за годы утечек нефти. Периодическая диагностика и очистка резервуаров от осадков с последующей их утилизацией позволяет снизить остроту этой экологической проблемы. Природно-ресурсные проблемы Открытый земляной котлован (амбар) одиночной скважины может содержать более 60  бурового шлама и до 300  бурового раствора, в составе которых может присутствовать до 20  нефти, а также реагенты. При существующих темпах освоения месторождений только в Западной Сибири образовалось более 6 тыс. неликвидированных амбаров. Содержание в буровых растворах отдельных компонентов (например, хромпика), может превышать существующие нормативы в 20 тыс. раз. Приведение таких высоких концентраций ядовитых веществ к экологически безопасному уровню требует их разбавления огромным количеством воды. Для нейтрализации загрязненных стоков одной буровой установки необходима площадь водосбора до 2 тыс. . Основой миграции поллютантов является водная среда. Само понятие нейтрализация стоков разбавлением означает вынос загрязнителей с конкретного участка. В итоге загрязнители аккумулируются в конечных звеньях миграционной цепи—биологических объектах и донных отложениях. Например, в донных отложениях Печорского моря, которые являются депонирующей средой, обнаружены повышенные уровни содержания УВ - 25 , бенз(а)пирена - 120 , меди - 90 . ванадия, бария, свинца и никеля. Подобный перечень поллютантов говорит об их техногенном происхождении, связанном с процессом бурения. На территории среднего промысла Западной Сибири площадь нарушенных земель достигает 20% в границах горного отвода, из них до 10% загрязнены нефтью. В среднем содержание нефтепродуктов на территории промысла составляет 1,8 т/га. Объем снятого плодородного слоя под бурение одной скважины достигает 15 тыс. . Дополнительные площади для размещения снятой почвы не входят в территорию земельного отвода. Недостаточно полно внедряются в практику реабилитационных работ методы биологической рекультивации за счет жизнедеятельности почвенных микроорганизмов и внесения биопрепаратов, содержащих нефггеокисляющие микроорганизмы. Эти методы дают хороший эффект в комплексе с агротехническими мероприятиями. К тотальному загрязнению водных объектов приводит бесконтрольное использование больших объемов пресных вод для технологических нужд (обессоливание нефти и ППД). Например, содержание нефтепродуктов в р. Оби у Нижневартовска достигает 6,2 ПДК. При добыче 1 т нефти в среднем образуются загрязнения в следующих количествах: Сточные воды загрязненные 0,10  Сточные воды очищаемые 0,18  Пыль 0,02 кг Оксид углерода 0,43 кг Оксиды азота 0,04 кг Углеводороды 6,60 кг Твердые отходы 2,7 кг Отсутствует законодательно-нормативная база для оценки геодинамического состояния недр. В проектных документах и на практике не учитывается возможный спектр геодинамических проявлений при эксплуатации месторождений. Не проводятся работы по прогнозу возникновения техногенных геодинамических ситуаций, по созданию системы оценок экологического риска. Все карбонатные резервуары, содержащие сероводородные флюиды, трещиноваты и закарстованы. В нефти карбонатных коллекторов содержание серы выше, чем в терригенных коллекторах. При разработке вязкой негрти и битумов термическими методами нарушается естественный термический градиент по разрезу, изменяется химический состав подземных вод. Регламентация этого вида антропогенных воздействий отсутствует. На ряде месторождений проведены подземные ядерные взрывы с целью сейсмического зондирования и интенсификации нефтеотдачи. Кроме того, встречается высокое естественное гамма-излучение радионуклидов (400 мкР/час и выше) при добыче нефти. На всех крупных предприятиях по добыче УВ проводится радиометрическое обследование технологического оборудования и территории. Экологические риски и безопасность нефтегазовых объектов Нефть - природный продукт, который всегда попадал в биосферу естественным путем. В естественном углеродном цикле нефть не является загрязнителем. Загрязнение начинается тогда, когда в окружающую среду привносятся вещества в концентрациях, выводящих экосистему из состояния равновесия и приводящих к негативным последствиям. Иными словами: загрязнение - это то, что находится не в том месте, не в то время и не в том количестве. Загрязнителем, например, может выступать даже чистая вода, если в экосистеме она является лишней по отношению к природной норме. Проблема заключается в том, что нефтгь в огромных количествах распространяется далеко за пределы промыслов, и отходы ее использования попадают в воздух, почву и воду. Удельные потери нефти российских добывающих компаний составляют в среднем 5,2 кг на тонну добытой нефти. Удельные потери предприятий нефтепереработки тоже велики и составляют в среднем 4,5 кг на тонну переработанной нефти. Во всех сферах нефтегазового бизнеса необходимо обеспечивать экологическую и энергетическую безопасность. Под энергетической безопасностью понимается возможность стабильного обеспечения физических поставок энергоносителей для внутреннего потребления. Под экологической безопасностью понимается защищенность жизненно важных интересов личности, общества и государства от угроз природного и техногенного характера. Угрозы безопасности возникают при чрезвычайной ситуации - обстановке на определенной территории, сложившейся в результате аварии или стихийного бедствия, которая может повлечь за собой человеческие жертвы, нанести ущерб, здоровью людей, окружающей среде или причинить значительные материальные потери. К техногенным чрезвычайным ситуациям относятся разные типы аварий: пожары, взрывы, затопления, крушения транспортных средств, выбросы опасных веществ, разрушения сооружений. Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) является основой энергоснабжения любой страны. Деятельность предприятий ТЭКа приводит к мощному техногенному воздействию на окружающую природную среду. На его долю приходится около половины выбросов вредных веществ в атмосферу, около четверти сбросов загрязненных сточных вод в поверхностные водоемы и до 70% общего объема парниковых газов. Нефтегазовый комплекс (НГК) является одной из составляющих ТЭКа. На всех стадиях хозяйственной деятельности НГК объектами воздействия являются все компоненты природной среды: атмосферный воздух, поверхностные и подземные воды, морские акватории, почвы, недра, растительный покров и биотические комплексы. Для традиционных нефтедобывающих регионов наиболее острой является проблема загрязнения природной среды нефтью и нефтепродуктами. Особенно важно обеспечить экологическую безопасность при реализации новых крупных проектов освоения морских месторождений и прокладке магистральных трубопроводов по морскому дну. Проблема загрязнения вызвана недостаточным уровнем экологичности технологических процессов и слабой работой природоохранных служб. Основным показателем безопасности является риск, который представляет собой вероятность возникновения опасного события. Количественно риск определяется как произведение вероятности отказа и ущерба, измеряемого в денежном выражении. Система принятия решений по обеспечению безопасности носит название управление рисками. Технические риски являются предметом исследования теории надежности и ассоциируется с безотказностью и ресурсом технических систем. Экологические риски выражают опасность негативных воздействий на природу, нарушения нормального существования биоценозов, деградации почв, ухудшения воздушного бассейна. Понятие экологического риска приложимо к масштабам населенного пункта, региона или всей планеты. Оценка экологического риска последствий решений, принимаемых в сфере нового строительства объектов НГК. приобретает все большее значение в связи с повышением требований экологического законодательства. В разделах проектов "Охрана окружающей среды" и "Оценка воздействия на окружающую среду" желательно давать количественное определение экологического риска. Например, при оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах рассчитываются удельные (на 1 км) значения: - частоты утечки нефти в год; - ожидаемых потерь нефти от аварий; - ожидаемого ущерба, как суммы ежегодных компенсационных выплат за загрязнение окружающей среды. Прогноз частоты утечек из МН проводится с учетом 40 факторов влияния: внешние антропогенные: коррозия: качество труб и строительно-монтажных работ: эксплуатационные факторы и др. Оценка степени риска всей трассы проводится на основе идентификации опасностей и оценки риска отдельных участков. Нефтяную скважину, буровую вышку, магистральный трубопровод следует рассматривать как встроенные в природную среду чужеродные элементы. Например, система "магистральный трубопровод - природная среда" характеризуется сложным набором прямых и обратных связей. Важно найти пути наименьшего взаимного влияния: техногенного - на окружающую среду со стороны сооружения и природных процессов - на трубопровод. В безаварийном состоянии, когда эксплуатация магистральных трубопроводов осуществляется в пределах экологического регламента, уровень их воздействия на окружающую среду находится в пределах адаптационных возможностей территории. Из всей совокупности отказов на газопроводах около 10% происходит со значительным экологическим ущербом, на нефтепроводах ущерб наносят около 18% отказов. При этом наибольшей экологической опасностью обладают трубопроводы большого диаметра 1000-1400 мм. Разрушающий эффект нефтепроводов меньше, чем газопроводов, однако авария на нефтепроводе сопровождается выходом большого количества продуктов, поэтому нефтепроводы представляют большую экологическую опасность. Обеспечение экологической безопасности объектов НГК базируется на экологическом мониторинге и контроле. Общая цель экологического контроля может быть определена как обеспечение соблюдения действующих природоохранных и ресурсосберегающих правил, требований и норм на всех этапах строительства и производства. Экологический контроль должен быть многосторонним и не исключать ни одной сферы деятельности человека, влияющей на состояние окружающей среды. В одних случаях объектом контроля являются вредные техногенные воздействия на природную среду. При этом определяются количественные характеристики механических, тепловых, химических и других воздействий. Полученные результаты сравнивают с предельно допустимыми значениями. В других случаях объектом контроля является природная среда, подверженная вредным воздействиям. При этом определяют качество компонентов и комплексов природной среды с целью выявления состава и концентрации вредных веществ. Для сведения к минимуму вредного воздействия объектов НГК на окружающую среду предусматриваются следующие мероприятия: - рациональное размещение сооружений и открытых площадок с оборудованием с минимальным отводом земель в постоянное пользование; - организация производственных баз и других объектов в соответствии с требованиями охраны окружающей природной среды; - жесткий контроль работы оборудования и техники с целью снижения сбросов и выбросов загрязняющих веществ: - использование новейших технических решений и современного оборудования для оснащения вновь проектируемых нефтегазовых объектов. - организация природоохранного мониторинга. При бурении скважин и добыче углеводородов образуются значительные площади земель, оказавшиеся в зоне подработки и потерявшие свою первоначальную ценность. Рекультивация нарушенных территорий - это комплекс мероприятий по восстановлению нарушенного почвенного покрова, биоресурсов, природной и геологической среды. Процессы рекультивации должны носить системный характер и занимать равное положение с процессами эксплуатации недр. Рекультивация земель должна осуществляться за счет средств добывающих компаний. Эти средства должны входить в себестоимость готовой продукции. Технологические аспекты воздействия процессов бурения на окружающую среду Надежная конструкция скважины должна предотвращать: - заколонные и межколонные перетоки минерализованных вод, нефти, газа в атмосферу, в вышележащие горизонты и на поверхность земли; - аварийное фонтанирование и образование грифонов; растепление криолитозоны и просадку устьев скважин; - смятие и срезание колонн. В сильнотрещиноватые водоносные горизонты до глубин 150 м фильтрат бурового раствора может проникать на большое расстояние (более 2 м) несмотря на кратковременность бурения данного интервала. Бурение продуктивных карбонатных месторождений сопровождается проникновением в них фильтрата на расстояние более 1,5 м от стенок скважины. В процессе добычи нефти фильтрат бурового раствора постепенно извлекается. Проявления напорных минерализованных вод из соленосных отложений — негативный экологический фактор. Одной из распространенных причин потерь герметичности обсадных колонн является электрохимическая коррозия наружной поверхности труб. При строительстве скважин опасность представляет выход газа, нефти и пластовой воды из-под земли. Причиной грифонообразования являются вертикальные перетоки флюидов из залежи через ствол скважины. Проблема межпластовых перетоков и межколонных давлений стоит чрезвычайно остро на всех месторождениях. Причинами повышения межколонных давлений являются негерметичность резьбовых соединений обсадных труб (30%) и колонных головок, низкое качество цементирования. Температурные изменения (температура нефти на изливе ) деформируют обсадную колонну. Прочностные и фильтрационные свойства цементного камня снижаются при температуре . При разгерметизации затрубного пространства нагнетательных скважин реагенты (ПАВ, щелочи, полимеры) могут попасть в подземные воды. Особенности бурения на Арктическом шельфе Интенсивные буровые работы на нефть и газ в зонах арктического шельфа начали США и Канада в середине 60-х гг. прошлого века. В 70-е гг. были обнаружены месторождения нефти и газа на Аляске, а позже был введен в эксплуатацию трансаляскинский нефтепровод длиной 1300 км от залива Прадхо-Бей до незамерзающего порта Валдиз на юге Аляски. Трудности освоения шельфа арктической зоны связаны прежде всего с суровыми климатическими условиями, тяжелой ледовой обстановкой и удаленностью от промышленных центров. Акватории шельфов свободны ото льда в течение 2-4 месяцев в году. Требуется защита от низких температур не только людей, но и механизмов и трубопроводов. В России и Казахстане опыта проведения подобных работ нет. так как акватория Каспийского моря, где осуществляется нефтедобыча, является незамерзающей (средняя глубина моря 180 м, северная часть моря имеет глубину до 20 м). Ширина шельфовой зоны России составляет сотни километров. Наиболее исследованными являются Баренцево и Карское моря со средними глубинами соответственно 230 и 118 м. Именно в этих морях открыты такие крупные месторождения нефти и газа, как Штокмановское. Приразломное, Варандейское, Русановское и Ленинградское. Особенностью данного региона являются: полярная ночь продолжительностью до 70 суток; зимние температуры до ; ветры со скоростями до 40 м/с; волны высотой до 10 м; приливные колебания уровня воды до 1,5 м; продолжительность ледового периода в устье Печоры до 272 суток и наличие крупных ледяных образований в виде айсбергов. Морское дно сложено суглинками, глинами, песками, супесями, илами. Под дном морей распространены массивы мерзлых грунтов: на Приразломном месторождении при глубине воды 20 м мощность мерзлых грунтов составляет 23 м; на Варандейском - 63 м. На отдельных участках дна мощность мерзлых грунтов достигает 100 м. Эти грунты отличаются засоленностью, при их оттаивании из донных грунтов выделяется метан. Глубина моря в районе Штокмановского газоконденсатного месторождения достигает 360 м. Дно моря сложено глинистыми и илистыми грунтами, температура которых в поверхностном слое равна минус . Утвержденные геологические запасы газа составляют 3,2 трлн , газового конденсата - 31 млн т. Особенности ледовых условий: дрейфующие ледовые поля со средней толщиной льда до 1,5 м; айсберги с осадкой до 100 м, массой до 1 млн т и скоростью перемещения до 1 м/с. Для бурения в подобных ледовых условиях разработаны специальные конструкции стационарных платформ. Такие платформы способны выдерживать воздействие льда, но не могут сопротивляться айсбергам. Материалом для платформ является сталь и предварительно напряженный железобетон. Различные типы гидросооружений для добычи нефти и газа в арктических районах применяются на следующих глубинах: - искусственные намывные и насыпные острова из песка и гравия - до 15-20 м; - платформы из железобетонных или стальных блоков-гигантов - до 30-45 м; - платформы башенного типа - до 60-100 м; - плавучие полупогружные платформы на якорях - до 100 м и более. Освоение континентального шельфа Арктики было первоначально связано со строительством грунтовых островов, поскольку традиционные конструкции платформ более подвержены разрушающему действию льда, чем искусственные острова. Преимуществами островов являются: относительно меньшие капитальные затраты на строительство; большая устойчивость к ледовым, волновым и сейсмическим воздействиям: возможность применения такой же технологии бурения как и на суше. Самый большой и самый северный остров откосного типа расположен в море Бофорта у берегов Аляски. Глубина в месте возведения острова около 15 м. На отсыпку острова ушло 950 тыс.  гравия, в его основании залегают песчано-глинистые отложения. Рабочая площадка острова имеет диаметр 107 м и возвышается над уровнем моря на 6,4 м. Нижняя часть откосов защищена 20 тысячами мешков с гравием. Основные работы были выполнены в 1982 г. Буровые работы начались летом 1983 г. В канадском арктическом секторе на глубинах до 40 м возведен уникальный остров Моликпак с ограждением из стальных массивов-гигантов. Строительство сборных элементов острова было выполнено в Японии. Буксировка и установка острова на месторождении производилась летом 1984 г. Подошва корпуса опирается на поверхность песчаной постели. Высота корпуса 29 м, возвышение над уровнем воды 7.6 м. Размеры корпуса в плане на уровне палубы 86,6 х 86,6 м. Внутренняя полость острова заполнена песком. Остров можно передислоцировать на другие места. Подъем и опускание обеспечиваются откачкой или заполнением водой балластных отсеков. Остров ледостойкий, предназначен для круглогодичного бурения. В системе палубной надстройки расположено технологическое оборудование и запасы материалов, энергетическая установка (5 дизелей по 4300 кВт), вертолетная площадка и жилые помещения на 100 человек. Стационарные платформы для шельфов арктических морей конструктивно отличаются от аналогичных сооружений, возводимых в незамерзающих морях. Эти платформы изготавливаются в промышленных районах, а затем буксируются и устанавливаются на месторождениях. По сравнению с искусственными островами стационарные платформы имеют ряд преимуществ: могут применяться на значительных глубинах: могут перемещаться и эксплуатироваться на нескольких месторождениях; легче привести место эксплуатации в первоначальное естественное состояние после отработки месторождения. Разработаны проекты стационарных платформ разнообразных конструкций. Чаще всего платформы являются гравитационными, устойчивость которых обеспечивается их собственным весом. Иногда для усиления связи платформы с грунтовым основанием используют стальные трубчатые сваи. Имеются проекты одноопорных и многоопорных платформ. Одноопорная платформа представляет собой прочный корпус конусной или цилиндрической формы, опирающийся на морское дно. В зоне воздействия льда площадь сечения конуса наименьшая. На рис. 1 изображена гравитационная буровая платформа стальной конструкции, которая устанавливается на морском дне при глубинах до 18 м. Основными конструктивными частями платформы являются: фундаментный опорный блок, имеющий вид двух усеченных граненых конусов: опорный цилиндр и верхнее надводное строение. Рис. 1.  Морская ледостойкая платформа стальной конструкции Внутреннее пространство фундаментного блока разделено на отсеки, предназначенные для балластировки платформы морской водой, для хранения пресной воды и топлива. В состоянии эксплуатации балластные отсеки заполнены водой. Платформа может всплывать и переводиться в другое место. На трехпалубном надводном строении размещается буровое и другое технологическое оборудование, электростанция, насосная, бойлерная, подъемные краны, вертолетная площадка, жилые помещения на 90 человек. В верхней части геологического разреза шельфа арктических районов толща многолетнемерзлых пород (ММП) может достигать 100 м, а на суше - 500 м и более. В состав ММП могут входить прочные и слабые породы. При бурении скважин в толще ММП возникают следующие осложнения: - оттаивание пород, проникновение бурового раствора в затрубное пространство, размыв пород за кондуктором, гри-фонообразование; - кавернообразование, осыпи и обвалы, приводящие к прихвату бурильного инструмента, провалы фундамента под буровой установкой; - затруднения со спуском обсадных колонн, невозможность прокачки цементного раствора в заколонное пространство, смятие обсадных колонн; - выбросы бурового раствора, воды и газа при разбуривании пропластков газогидратов. Эксплуатационная колонна в интервалах залегания ММП должна состоять из труб, выдерживающих давления, которые возникают при обратном промерзании затрубного пространства. Основным способом предотвращения осложнений при бурении ММП является сохранение отрицательной температуры стенок скважины. Для этого используются охлажденные промывочные жидкости. После разбуривания всей толщи ММП ствол скважины закрепляют обсадной колонной, башмак которой устанавливают ниже глубины промерзания. При цементировании следует использовать хладостойкие растворы. В газовых скважинах кольцевое пространство между кондуктором и стенками ствола следует герметизировать с помощью пакера. Это предотвращает образование грифонов при оттаивании пород. Продолжительность бурения скважины под кондуктор должна составлять не более 2 суток во избежание оттаивания неустойчивых пород. Особенности освоения шельфа Северного моря Норвежский сектор Северного моря - один из самых беспокойных на земном шаре: скорость ветра достигает 200 км в час, а волны в штормовую погоду могут достигать 30-ти метровой высоты. Зимой на открытом воздухе человек не может выдержать более десяти минут. Весной 1970 г. на участке "Экофиск" были обнаружены промышленные запасы высококачественной нефти, после чего Северное море стало новой базой для развития мировой нефтяной промышленности. В 2000 г. Норвегия добыла в Северном море 161 млн т. а Англия - 127 млн т негрти. Обе страны вошли в первую десятку нефтедобывающих стран. Продуктивность скважин в английском секторе моря составляет 240 т в сутки, а в норвежском секторе - 730 т в сутки. Качество североморской нефти очень высокое. Не случайно морское месторождение "Брент" дало имя одноименной марке нефти, продаваемой на фондовой бирже. Для того чтобы начать добычу нефти в условиях Северного моря, важно было решить сложные технологические задачи. Работы осложнялись суровыми природными условиями, большими расстояниями от берега и необходимостью бурения на глубину до шести тысяч метров. В 1973 г. было принято решение о строительстве уникальной сети подводных трубопроводов, которые должны были связать морские месторождения с потребителями в Германии и Великобритании. В 1975 г. была пущена в эксплуатацию 357-километровая английская ветвь, а в 1977 г. - 440-километровая германская ветвь трубопровода. Срок их службы был определен в 30 лет. В 1985 г. было завершено строительство еще одного трубопровода длиной 880 км, соединившего мощное месторождение "Статфьорд" с материком. На этом месторождении установлена трехпалубная платформа общим весом 650 тыс. т. которая способна выдерживать силу морских течений и атлантических штормов. В британском секторе моря к 1990 г. сроки освоения месторождений сократились с четырех до двух лет. Максимальная глубина моря, при которой осуществляется разработка месторождений, возросла с 300 до 1800 м. Норвежские месторождения были местом испытания новых технологий, поэтому не обошлось без аварий. В 1977 г. произошел катастрофический выброс нефти и газа и на платформе начался пожар. Пламя удалось затушить только через семь суток. Через год на другой платформе при пожаре погибло пять человек. В марте 1980 г. на месторождении "Экофиск" в результате сильного шторма была опрокинута платформа со всеми жилыми помещениями. Последствия этой аварии, в которой погибло 123 человека, заставили уделять больше внимания вопросам безопасности операций на континентальном шельфе для людей и окружающей среды. Воздействие объектов нефтегазового комплекса на атмосферу Вся техническая мощь современной цивилизации базируется на использовании энергии, которая основана на изъятии кислорода воздуха. Все технологии получения энергии путем окисления разрушают атмосферу Земли, необратимо связывают атмосферный кислород в воду. Сжигание 1 кг бензина поглощает из воздуха 3,5 кг кислорода, реакции окисления продуктов мировой неФтедобычи в течение года поглощают из атмосферы около 12 млрд т кислорода. Сжигание добытого за год природного газа поглощает из атмосферы более 11 млрд т кислорода. Не случайно в воздухе мегаполисов содержится всего 17% кислорода вместо естественных 21%. Буровые установки, нефтяные и газовые промыслы являются технологическими объектами, выделяющими в атмосферу различные загрязняющие вещества. Загрязнение атмосферы при испытании продуктивных горизонтов может быть достаточно интенсивным несмотря на их кратковременный характер. Количество сжигаемых на факеле нефти и попутного газа зависит от дебита флюидов и по массе может составлять сотни тонн. Сам процесс сжигания может занять несколько недель. В период бурения скважин основными источниками выбросов в атмосферу являются дизельные установки (табл. 1). В период цементации обсадных колонн продолжительностью до 24 ч общая мощность передвижной техники достигает 3600 кВт. Здесь может быть задействовано одновременно 5-6 дизелей. При нормальной работе дизеля в период проходки ствола и спускоподъемных операций за сутки выбрасывается (кг) . Таблица 1. Состав и количество загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу при бурении одной скважины установкой БУ 3000 БД Вещества ПДК в воздухе населенных мест, ПДК в воздухе рабочей зоны, Класс опасности Выбросы, т/скв. Оксид углерода 5,0 20,0 4 30,05 Диоксид азота 0,085 5,0 2 14,92 Сажа 0,15 4,0 3 5,60 Диоксид серы 0,5 10,0 2 19,79 Углеводороды 5,0 100 4 10,23 На фотографии Земли, сделанной со спутника ночью, хорошо видны нефтяные и газовые промыслы Западной Сибири, Мексиканского и Персидского заливов, Каспийского и Северного морей, освещенные горящими факелами. Сжигание попутного газа в факелах - это прямое загрязнение атмосферы. Горящие факелы загрязняют атмосферу сернистыми соединениями ,отчего в радиусе до 250 м от факелов полностью уничтожается всякая растительность, на расстояни до 3 км деревья сохнут и сбрасывают листья. В лицензиях на недропользование нефтяники берут на себя обязательства утилизировать до 90% попутного газа. В реальности утилизируются первые десятки процентов. При бурении скважин источниками загрязнений атмосферы являются залповые выбросы при нефте- и газопроявлениях, сжигание углеводородов на факельных установках при очистке призабойной зоны пласта, термическое обезвреживание буровых шламов. длительные испытания пробуренных скважин, дизельные приводы и котельные установки на буровых. Ежегодно в России в районах добычи нефти и газа в год происходит один неуправляемый выброс на 1000 скважин. Например, открытый выброс газа и конденсата, который произошел на разведочной скважине Кумжа-9 в дельте реки Печоры, не удавалось заглушить в течение шести с половиной лет: скважина ежесуточно выбрасывала в атмосферу 2 млн  газа и сотни тонн конденсата. При аварийных разливах нефти происходит загрязнение атмосферы за счет испарения низкомолекулярных углеводородов. Цельная величина выбросов углеводородов с поверхности разлитой нефти плотностью 0,85-0,89  при различных температурах и различной продолжительности испарения может быть определена с помощью табл. 2. Таблица 2. Удельная величина выбросов углеводородов в атмосферу с певерхности разлитой нефти () при различных температурах и продолжительности испарения Слой нефти, м Продолжительность испарения, 24 ч Продолжительность испарения, 120 ч Продолжительность испарения, 240 ч 0,01 0,3 0,9 5,7 1,0 4,9 6,5 1,3 6,2 6,6 0,05 0,8 2,4 9,4 2,7 8,0 10,9 3,8 10,4 11,1 0,1 1,1 3,6 15,4 4,0 12,8 18,3 6,0 17,4 18,8 0,5 2,7 9,3 29,3 10,4 23,6 36,3 16,4 34,0 37,4 1,0 3,8 13,7 47,6 15,5 37,3 60,8 25,0 56,3 63,0 На всех НПЗ происходят значительные выбросы УВ в атмосферу. Это испарение нефти и нефтепродуктов с открытых поверхностей очистных сооружений. Утечки жидкостей и паров происходят из насосов и компрессоров. Обычно предохранительные клапаны сбрасывают газы на факел, но при перегрузке факела газа сбрасывают в атмосферу. Оборотные воды при уносе и испарении с градирен также загрязняют атмосферу. При первичной переработке нефти на установках АВТ попутный нефтяной газ попадает в атмосферу через неплотности аппаратуры и предохранительные клапаны ректификационных колонн и сепараторов. Большое количество легких УВ уходит в атмосферу через дыхательные клапаны, открытые люки, при наливе и сливе нефтепродуктов. Это так называемые неорганизованные выбросы. Организованные выбросы - это выбросы из дымовых труб, эжекторов вакуумсоздающих систем, вытяжных вентиляционных систем. С ними в атмосферу поступают большие количества углеводородов, оксида углерода, оксидов серы и азота, сероводород, аммиак, фенолы и др. На 1 т перерабатываемой нефти из печей выбрасывается около 600  дымового газа. Параметры процесса горения углеводородов Нефтезаводские факелы служат для ликвидации вредных токсичных газов и паров, выделяющихся при нарушении технологии, аварийных ситуациях. Факельное хозяйство НПЗ необходимо проектировать с учетом полного улавливания и утилизации горючих газов и паров, сбрасываемых на факел, а также конденсата нефтепродуктов, образующихся в факельной системе. Горение - это химическая реакция соединения горючих компонентов топлива с кислородом (окислителем) с выделением тепла. Для сравнения по энергетической ценности различных видов топлива вводится понятие условное топливо. В качестве единицы условного топлива принимается 1 кг топлива с теплотой сгорания 29,33 МПа/кг. Соединение компонентов углеводородного топлива с кислородом при горении происходит в результате стехиометрических реакций, в которых отношения количеств исходных веществ соответствует условию получения конечных продуктов горения. Реакция полного сгорания углеводородов  выражается следующим стехиометрическим уравнением: где  и  - компоненты продуктов полного сгорания топлива. Если в составе топлива имеется кислород, который участвует в процессе горения, то на величину его объема уменьшается расход окислителя, необходимого для полного сгорания топлива. При сжигании углеводородного топлива в качестве окислителя в основном используется воздух. Для упрощения расчетов реакций горения топлива в воздухе принимается, что воздух состоит из 21% кислорода и 79% азота. При этом условии стехиометрическое уравнение реакции горения метана в воздухе имеет следующий вид: где в объеме продуктов сгорания содержится: углекислого газа 9,51%, паров воды 19,01%, азота 71,48%. Из подобных стехиометрических уравнений определяется теоретическое количество воздуха, необходимое для сжигания углеводородного топлива. Высшей теплотой сгорания топлива называется количество теплоты, выделяющейся при полном сгорании единицы количества топлива при условии конденсации водяных паров в продуктах сгорания. Низшая теплота сгорания не учитывает тепло конденсации водяных паров в продуктах сгорания. У природного газа, содержащего 25% водорода по массе, значения высшей и низшей теплоты сгорания соответственно составляют 39800 и 35610 кДж/кг; у бензина - 47347 и 43995 кДж/кг; у каменного угля - 20992 и 19844 кДж/кг. Температура уходящих продуктов сгорания, как правило, превышает . конденсации водяного пара не происходит, поэтому теплотехнические расчеты выполняют на основе низшей теплоты сгорания топлива. Коэффициентом избытка окислителя (воздуха)  называется отношение количества окислителя, подаваемое на горение, к его теоретически необходимому количеству. При  горючая смесь называется богатой, поскольку горючее находится в избытке, при  смесь называется бедной, так как в избытке находится окислитель. В обоих случаях часть теплоты, выделяющаяся при горении, затрачивается на нагревание излишнего компонента. Воспламенение газовых смесей может происходить в результате самовоспламенения и зажигания. Наименьшая концентрация газа в смеси, обеспечивающая распространение пламени, называется нижним пределом воспламеняемости. Значения пределов воспламеняемости метана в воздухе: нижний предел - 5,3%; верхний - 14,0%. Температура воспламенения газов не является физико-химической константой. Для стехиометрической смеси метана с воздухом температура воспламенения может изменяться в диапазоне от 545 до . Пространственно-ограниченная зона самоподдерживающейся химической реакции горения называется пламенем. Пламя является границей, отделяющей свежую газовую смесь от продуктов сгорания. Распространение пламени в газовых смесях происходит при значительных градиентах температур и концентраций. Реакция горения распространяется послойно в свежую смесь, которая превращается в продукты горения. Предельными являются нормальное распространение пламени при медленном горении и детонационное - при взрывном горении. Нормальной скоростью распространения пламени называется скорость движения фронта пламени относительно свежей смеси в направлении, нормальном к его поверхности. Это движение обусловлено процессом передачи теплоты молекулярной теплопроводностью. При горении газовоздушной смеси, вытекающей из трубки в условиях ламинарного режима, над ее устьем образуется конусообразное пламя (рис. 2), которое имеет две зоны: внутренний конус 1 и наружный конус 2. Внутренний конус представляет собой поверхность остановленного фронта пламени, где происходит выгорание части горючего, обеспеченное первичным воздухом. На поверхности конуса имеет место равенство нормальной скорости распространения пламени  и нормальной составляющей скорости потока в трубке  газовоздушной смеси. Рис. 2.  Схема пламени при ламинарном истечении газовоздушной смеси Стехиометрическая газовоздушная смесь для метана (9,5%) характеризуется значением нормальной скорости распространения пламени =0,28 м/с, ацетилена (7,7%) - 1,0 м/с. водорода (29.5%) - 1,6 м/с. В промышленных горелочных устройствах сжигание углеводородных газов производится, как правило, в турбулентных потоках. При турбулизации потока фронт пламени искривляется, разбивается на отдельные островки, изогнутые участки пламени перемещаются нерегулярным образом, скорость горения увеличивается. Максимальная температура горения в стехиометрическом объеме сухого воздуха некоторых газов (): водород - 2235; метан - 2043; бутан - 2118; этилен - 2284; ацетилен - 2620. Сжиженные газы имеют большую концентрацию тепловой энергии в единице объема. При испарении 1  сжиженного пропана его объем в газообразном виде составляет 290 . Сжиженные газы легко перевозить в железнодорожных и автомобильных цистернах. При горении углеводородов окисление их основных компонентов происходит с выделением тепла: При недостатке кислорода происходит неполное окисление и образуется оксид углерода -угарный газ. Содержащиеся в углеводородах серо- и азотосодержащие примеси сгорают с образованием оксидов серы и азота. Сероводород - горючий высокотоксичный газ. выбрасываемый объектами нефтегазового комплекса. Среднесуточная ПДК в воздухе населенных пунктов - 0,008 . Природные газы могут содержать значительное количество сероводорода. Например, природный газ Астраханского месторождения содержит до 25% сероводорода. Нефтяное моторное топливо является наиболее массовым видом нефтепродуктов, оно же относится к основным источникам загрязнения окружающей среды. С продуктами сгорания бензина и дизельного топлива в атмосферу ежегодно выбрасывается (млн т): оксидов серы - 80; оксидов азота - 50; оксида углерода - 300. Особенности загрязнения атмосферного воздуха газовыми выбросами автомобилей следующие: малая высота выброса и низкая степень рассеивания; высокая токсичность выбросов; прямое воздействие на человека в районах с высокой плотностью населения. Таблица 3. Состав отработанных газов двигателей внутреннего сгорания, % об. Компоненты Бензиновый двигатель Дизельный двигатель Азот 74-77 76-78 Кислород 0,3-8,0 2-18 Вода 3,55 0,5-4,0 Углекислый газ 5-12 1-10 Оксид углерода 1-10 до 0,5 Оксиды азота 0,1-0,5 до 0,4 Оксиды серы до 0,002 до 0,03 Углеводороды до 0,10 до 0,50 Альдегиды до 0,2 до 0,009 Сажа  до 0,04 до 1,10 Бенз(а)пирен  до 0,00002 до 0,00001 Из приведенных в табл. 6.3 компонентов к вредным выбросам относятся все кроме первых четырех. При использовании в двигателях внутреннего сгорания одной тонны моторного топлива в атмосферу выбрасывается до 90 кг вредных веществ. Карбюраторные двигатели лидируют по выбросам оксида углерода, дизельные двигатели - по выбросам оксидов азота, серы и твердых частиц. Содержащиеся в углеводородах серосодержащие примеси сгорают с образованием оксидов серы. Оксид углерода - токсичный газ без цвета, запаха и вкуса - лишает ткани тела необходимого кислорода. Максимальная разовая ПДК в населенных пунктах - 3 . Повышение выбросов  наблюдается при холостом ходе двигателя и большой доле тяжелых фракций в составе моторных топлив. Диоксид углерода - бесцветный тяжелый газ. повышенное содержание которого в воздухе вызывает сердцебиение и удушье. ПДК в воздухе составляет 1%. Диоксид серы - бесцветный газ с резким запахом - губительно влияет на здоровье человека, растительный и животный мир, разрушает металлы и ткани. При фотохимических реакциях образует в воздухе аэрозоли. Порог раздражающего действия - на уровне 20 . Сажа - является вредным веществом III класса опасности. В воздухе разовая ПДК газовой сажи составляет 0,15 . В момент образования представляет собой высокодисперсные частицы диаметром до 10 нм, состоящие из элементарного углерода. Обладает большой адсорбционной способностью к тяжелым углеводородам и канцерогенным гетероциклическим соединениям, что делает сажу опасной для человека и животных. Для регулирования качества окружающей среды введен и строго контролируется предельно-допустимый выброс (ПДВ), который устанавливается для каждого источника выброса вредных веществ в атмосферу. ПДВ есть обоснованная техническая норма выброса вредных веществ из промышленных источников в атмосферу. На предприятиях нефтегазовых отраслей работы по нормированию выбросов начинают с инвентаризации вредных выбросов, проводимой предприятиями и специализированными организациями. Наиболее эффективным методом обезвреживания шламов считается термический метод, когда шламы сжигаются в печах разных конструкций. Этот метод позволяет уничтожить токсичные примеси в шламах и получить полностью обезвреженную твердую фазу. Однако при сжигании шламов химические соединения, содержащие хлор, превращаются в токсичные диоксины, которые вместе с выбросами печей попадают в атмосферу. Следствием выбросов в атмосферу диоксидов серы и азота являются кислотные дожди, основными составляющими которых являются слабые растворы азотистой, азотной и серной кислот. Кислотные дожди могут выпадать на больших расстояниях от источника выбросов оксидов серы и азота вследствие переноса их воздушными массами. Кислотные дожди оказывают разрушающее воздействие на конструкционные материалы и действуют на дыхательную систему человека. При сжигании на факельных установках попутного газа и других углеводородов необходим избыток кислорода на 10-15% больше стехиометрического количества. Оборудование для сжигания в этом случае включает горелку, установленную на стальной трубе, по которой идет газ. По способу расположения факельной горелки установки могут быть высотными и наземными. В высотных установках (рис. 3) продукты сгорания непосредственно поступают в атмосферу. В наземных установках горелка расположена на небольшом расстоянии от земли, а продукты сгорания отводятся в атмосферу через дымовую трубу. Рис. 3.  Устройство факельной установки Процессы горения оказывают на климатическую систему Земли двойное воздействие: во-первых, уменьшают содержание кислорода в атмосфере, истощая озоновую защиту Земли и уменьшая атмосферное давление, во-вторых, выбрасывают огромное количество разогретых водяных паров и углекислого газа. Считается, что следствием выбросов в атмосферу парниковых газов - углекислого газа, метана и закиси азота - является глобальное потепление климата на планете. Только возобновляемые источники энергии и топливо, не связывающее при горении атмосферный кислород в воду, станут основой энергетики в ближайшем будущем. Технологиям, которые безвозвратно уничтожают кислород атмосферы, в новой эколого-энергетической цивилизации места не будет. Воздействие объектов нефтегазового комплекса на водную среду Все загрязнения рано или поздно попадают в море. Главная опасность для морских прибрежных зон связана с освоением нефтяных месторождений континентального шельфа. При бурении скважины глубиной до 4000 м нарабатывается около 500  бурового шлама и примерно 5000  полужидких отходов. В мире пробурено более 65 тыс. морских скважин, около 20% мировой добычи нефти приходится на морские месторождения, поэтому легко представить степень нарушения состояния гидросферы в районах шельфа. С морских буровых установок, стационарных платформ на шельфе и танкеров, перевозящих нефть, в море попадает более 1,6 млн т в год. Мировой океан бороздят более 4 тыс. танкеров, которые перевозят по морю более 60% добываемой нефти. Когда вблизи берега терпит аварию танкер, гибнут морские птицы, страдает прибрежная флора и фауна, пляжи покрываются слоем вязкой нефти. Аварийный танкер обычно окружают бонами из плавающих шлангов, которые препятствуют расплыванию нефтяного пятна и позволяют собрать насосами пролившуюся нефть. Разлившуюся нефть сжигают или засыпают песком и известью, которые захватывают нефть и погружаются вместе с нею на дно. Активизация освоения нефтяных и газовых месторождений, увеличение объемов перевозок по морю требует создания системы мониторинга состояния морской среды, и в первую очередь - морских млекопитающих. В отличие от рыб млекопитающие теплокровны и дышат легкими. Например, загрязнение Каспия углеводородами и пестицидами вызвало падение численности каспийского тюленя. В апреле-июне 2000 г. погибло почти 30 тыс. особей. У большинства из них были выявлены патологические изменения в иммунной системе, а также инфицирование печени, почек и крови болезнетворной микрофлорой. По мнению специалистов, причиной массовой гибели тюленей явилось кумулятивное действие загрязнения природной среды вследствие разработки нефггяных и газовых месторождений Северного, Среднего и Южного Каспия. В результате разработки морских месторождений увеличивается мутность воды, на поверхности появляется нефтяная пленка и, как следствие, уменьшается проникновение в толщу воды солнечного света, отчего процесс фотосинтеза замедляется. В итоге нарушается кормовая база рыб и падает их воспроизводство. Загрязнение морских вод негативно сказывается на бентосных сообществах, а это основной корм моржей. Падение численности биомассы бентосных организмов вынуждает моржей мигрировать. В связи с потеплением климата в Арктике кромка льда отступает к краю шельфа в глубоководные районы океана. Условия для добычи корма ухудшаются, опасность гибели животных возрастает. Самой крупной катастрофой за всю историю нефтедобычи на шельфе был выброс из скважины в Мексиканском заливе в 1979 г. Тогда из этой скважины в воды залива попало 300 тыс. т сырой нефти. В результате операции "Буря в пустыне" в 1991 г. в воды Персидского залива и на побережье также поступило несколько сотен тысяч тонн нефти. От нефтяных загрязнений страдают обширные участки побережий. В частности, по этой причине на многих участках побережья Северного моря запрещено купание. На шельфе этого моря средняя глубина составляет менее 80 м. Самоочищению Северного моря не помогают ни приливы, ни штормовые волны. Северное море так густо усеяно буровыми вышками, по его дну проложено такое количество трубопроводов, его воды бороздит такое количество танкеров, что даже специалисты не могут дать окончательное заключение о масштабах и последствиях его загрязнения. В результате деятельности человека в окружающую среду попадает около 40 тыс. различных химических веществ, их действие на фауну, флору и человека в большинстве случаев изучено слабо. Доказано, что сбросы в море бурового шлама оказывают отрицательное воздействие на морскую среду: вокруг морских платформ под толщей шлама в донных осадках сформировались анаэробные условия и макрофауна отсутствует. Съемки в Северном море выявили вблизи платформ повышенный уровень содержания углеводородов, которые являются остатками дизельного топлива - основы буровых растворов. Главный механизм самоочищения воды состоит в деградации нефти. Углеводороды с цепочками атомов углерода до (температура кипения до ) улетучиваются с водной поверхности в течение 10 суток, в среднем испарение может удалить до 50% углеводородов нефти. Тяжелые фракции с цепочками атомов  и выше практически не испаряются. Установлено, что окончательная судьба нефти в море определяется активностью микроорганизмов: описано 70 родов микроорганизмов и 30 видов грибов, окисляющих углеводороды. В районах моря, подверженных хроническому загрязнению нефтью, углеводородоокисляющие бактерии наиболее многочисленны и составляют 10% от численности всего микробиоценоза. Содержащиеся в морской воде микроорганизмы в первую очередь потребляют н-алканы. а затем ароматические соединения. Сложность состава нефти и негртепродуктов требует разнообразия микроорганизмов, способных атаковать как компоненты нефти, так и продукты метаболизма. Поэтому нефть более эффективно разрушается не отдельными штаммами, а смешанным бактериальным населением. Ускоренное окисление нефтяных углеводородов происходит при достаточном насыщении воды кислородом: для полного окисления 1 л нефти требуется 3,30 кг кислорода. Наиболее благоприятные условия для этого создаются на границе раздела вода-воздух, так как здесь процесс окисления стимулируется действием солнечной радиации. В ясную погоду на поверхности плавающей пленки может окислиться до 2  нефти за сутки. Судьбу нефти, попавшей в море, невозможно описать во всех подробностях. Попавшая в водоем нефть быстро растекается. Даже тончайшая нефтяная пленка изолирует воду от кислорода воздуха, уменьшая тем самым ее аэрацию. Легкие фракции быстро испаряются, а оставшиеся превращаются в устойчивую водонефтяную эмульсию. По мере испарения углеводородов плотность и вязкость нефтяной пленки увеличиваются, поверхностное натяжение уменьшается и растекание прекращается. Волны и течения разбивают пленку на отдельные капли. Действие волн и ветра на нефть усиливают химические диспергаторы. которые разбивают сплошной слой на мелкие капли. Формируются эмульсии типа "нефть в воде" и "вода в нефти". Такие эмульсии могут существовать более 100 дней. Диспергаторы ускоряют биологическое разложение нефти, так как предоставляют бактериям огромную поверхность для заселения. Со временем образуются тяжелые и стойкие агрегаты из парафиновых и ароматических углеводородов, которые оседают на дно. На образование этих агрегатов уходит до 10% нефти. Тяжелые фракции нефти, опускаясь на дно, образуют устойчивый к окислению слой на поверхности ила. в котором гибнут живые организмы. Тяжелые фракции нефуги могут сохраняться в донных осадках в течение многих лет. При содержании нефти 0,2 мг/л вода приобретает запах керосина, который не устраняется даже при хлорировании и фильтровании воды. Рыба под воздействием даже ничтожных концентраций нефтепродуктов приобретает стойкий керосиновый запах и не может быть скормлена даже скоту. Нефть и нефтепродукты не только пагубно влияют на все звенья биологической цепи, но и нарушают обмен энергией, влаго- и газообмен между атмосферой и водоемами. Нефть и нефтепродукты относятся к комплексным загрязнителям, действующим на водные организмы. Среди компонентов нефти наиболее токсичным обладают растворимые в воде нафтеновые кислоты, фенолы и предельные углеводороды. Следствием загрязнения являются угнетение и подавление нормальной органической жизни, изменение состава биоценозов, заморы рыбы и гибель нерестилищ. Проведенные биологами опыты с наиболее типичными составами буровых растворов показали, что нормальное развитие молоди рыбы в воде возможно лишь при разведении водой отработанного бурового раствора в 26 тыс. раз. По предварительным подсчетам в бассейне Каспийского моря залегает около 20 млрд т нефти. Разведка и добыча углеводородного сырья на шельфе Каспийского моря должны соответствовать уровню нового экологического мышления. Эти процессы должны отличаться высокой технологичностью, которая позволит сохранить уникальные биологические ресурсы этого крупнейшего в мире бессточного озера. В Каспийском море обитают 379 видов организмов бентоса. В 2000 г. там погибло 3% всей популяции тюленей. Одна из причин — ослабление иммунной системы тюленей в результате нефтяного загрязнения их среды обитания. Шельфовая зона Каспийского нефтегазового региона является одной из наиболее перспективных районов добычи нефти в XXI в. Разведанные запасы нефти составляют более 12 млрд т - это второе место в мире после Персидского залива. Реализация нефтяных проектов в казахстанском секторе шельфа осложнена рядом природных факторов: - чувствительная экосистема этого участка моря; - мелководье и замерзающая акватория северной части моря; - большие глубины залегания продуктивных пластов; - высокая концентрация сероводорода в продукции скважин; - действие нагонных волн и заболоченность береговых территорий. Каспийское море - уникальный природный объект. Современный с 1978 г. подъем уровня моря на 2,4 м привел к ухудшению экологической обстановки в регионе в результате затопления низменных участков побережья. Ситуация обостряется вследствие повышения уровня при штормовых нагонах. Продолжительность нагонов составляет от нескольких часов до нескольких суток, а подъем уровня моря может достигать 2,5 м. что вызывает перемещения береговой линии в глубь территории до 30 км. Полоса затопления может достигать 40 км. Штормовые нагоны и сгоны способствуют интенсивному переносу загрязняющих веществ с моря на сушу и с суши в море. Территория казахстанского сектора Прикаспия представляет собой прилегающую к морскому мелководью слабо террасированную песчано-солонковую равнину с высотами (-27,0)-(-23) м абс. Малые уклоны поверхности суши и дна (0,0001-0,0005) обусловливают затопление огромных площадей побережья при многолетнем повышении уровня и при нагонных повышениях уровня. Зона максимального нагонного затопления ограничена горизонталью - 25 м абс., которая проходит на расстоянии 3-10 км от современного положения уреза воды. Сектор казахстанского Прикаспия относится к районам интенсивного техногенного воздействия, связанного с добычей нефти и газа, их хранением и транспортировкой. В зоне современного затопления и подтопления за счет многолетнего и нагонного повышения уровня моря находятся несколько десятков месторождений нефтги и газа и свыше 1ООО действующих скважин. Помимо этого здесь сконцентрировано большое число фактических и потенциальных источников загрязнения моря и береговой зоны: открытые резервуары с нефтью, представляющие собой искусственные выемки или естественные понижения рельефа с невысокой грунтовой обваловкой; места аварийных разливов нефти; скопления различных по составу отходов нефтедобычи; участки, загрязненные сбросовыми водами. Поступление в море нефти и нефтепродуктов с прибрежных территорий, затапливаемых при нагонах, приводит к массовой гибели рыбы, тюленей и птиц. Все это позволяет оценить ситуацию в регионе как неблагоприятную для всего Северного Каспия. Ситуация может усугубиться в связи с открытием новых месторождений в акватории Каспия. Совокупное техногенное воздействие на земную кору десятков разрабатываемых казахстанских месторождений, включая такие крупнейшие, как Тенгиз и Кашаган, может спровоцировать большие осадки земной поверхности суши и морского дна. Вероятность того, что подобное проседание земной коры произойдет, достаточно велика. Последствия этого техногенного события, по всей видимости, будут катастрофическими. Поэтому требуется оценка экологического риска, вызванного массовым извлечением углеводородов из продуктивных пластов нефтегазоносного бассейна Северного Каспия, с прогнозом возможных последствий для размещенных в регионе промышленных объектов и населенных пунктов. Море в районе месторождения Нефтяные камни постоянно покрывается нефтяной пленкой, а Бакинская бухта превратилась в нефтяной отстойник. НецЬтяное загрязнение у восточного и западного берегов моря в отдельные периоды в десятки раз превышает допустимые пределы. Если аварии и разливы нефти на Каспии будут происходить в сегодняшних объемах, то через 40 лет в Каспийском море не останется ни нефти, ни промысловых биоресурсов. Выход один - интенсивность добычи нефти на Каспии следует назначать, отталкиваясь не от условий рынка нефти, а от объема допускаемых и безопасных для биоты разливов нефти. Особенно экологически уязвимым является мелководный и заповедный Северный Каспий. Здесь может быть приемлемой только технология "нулевого сброса". Источниками нефтесодержащих стоков на нефтебазах и перекачивающих станциях являются танкеры, резервуары, системы охлаждения подшипников насосов и ливневые воды с территории технологических установок. На основании опыта эксплуатации объектов транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов установлены нормативы нефтесодержащих стоков (табл. 4). Таблица 4. Нормы водоотведения нефтесодержащих стоков на нефтебазах, перекачивающих станциях и наливных пунктах ( на 1000 т нефтепродукта) Предприятие Годовой грузооборот, тыс. т/год Количество стоков Перевалочные базы От 100 до 500 49,2-62,5 От 500 до 1000 62,5-197,9 От 1000 до 5000 197,9-101,9 Распределительные базы От 30 до 60 27,0-32,0 От 60 до 100 32,0-68,0 От 100 до 300 68,0-54,4 Головные насосные станции От 1000 до 5000 6,8-4,4 От 5000 до 10000 4,4-2,8 Промежуточные насосные станции До 1000 3,8 От 1000 до 5000 3,8-2,7 На НПЗ вода используется для производственных, хозяйственных и противопожарных целей. Расход воды зависит от схемы и глубины переработки нефти, количества перерабатываемой нефти и числа используемых аппаратов воздушного охлаждения. Суммарный расход воды на НПЗ мощностью 12 млн т нефти в год составляет 430000  при прямоточной схеме водоснабжения. На НПЗ применяются теплоносители - пар, горячая вода, которые в результате технологических операций загрязняются различными нефтепродуктами и сбрасываются в систему канализации. Современные электрообессоливающие установки (ЭЛОУ) обеспечивают обессоливание поступающих смесей с содержанием хлоридов 136 мг/л до остаточного содержания 5,8 мг/л. Для достижения глубокого обессоливания на установках ЭЛОУ на каждой ступени требуется добавлять до 10% воды, при этом количество соленых стоков, требующих дорогостоящей биологической очистки, достигает 20% от сбрасываемого объема. Содержание нефтепродуктов в сбрасываемой с установки дренажной воде составляет 217 мг/л. Воздействие нефтегазовых объектов на почву, растительный и животный мир Строительство всегда затрагивает флору и фауну территории. Основные виды воздействия: - отчуждение территории; - осушение или подтопление территории; - прокладка дорог и линий коммуникаций; - загрязнение компонентов ОС взвешенными, химическими веществами и др.; - вырубка леса и изменение характера землепользования; - изменение гидрологического режима водных объектов; - шумовые, световые, вибрационные, электромагнитные воздействия. Важнейшим объектом экологических исследований при оценках воздействий является почва. Почва - это основное звено биогеохимического круговорота веществ в экосистемах, это источник поступления различных веществ в растения и по трофическим цепям в организм человека. Почвы аккумулируют загрязнители в гумусовом горизонте в течение длительного периода. Химическое загрязнение почв нефтепродуктами, буровыми и тампонажными растворами происходит при плохой обваловке и слабой гидроизоляции амбаров. Безопасный уровень поступления загрязнителей определяется порогом самоочищающей способности почвы. Наиболее устойчиво и опасно нефтяное загрязнение. Глубина просачивания нефти для песчаных и супесчаных почв составляет 1,0 м и более. Сильная загрязненность характеризуется проникновением нефти на глубину более 25 см, слабая - до 10 см. При слабом загрязнении нефтью эффективна вспашка, позволяющая разрыхлять и перемешивать загрязненный слой. Для реанимации почв со средней степенью загрязненности необходимо частичное снятие загрязненного слоя, проведение вспашки в течение 2-3 лет и внесение минеральных и органических удобрений. Сильное загрязнение делает почвы непригодными для ведения сельского хозяйства водохозяйственного использования. Период восстановления почвенно-растительного покрова после загрязнения нефтью в количестве 12  в зависимости от климатических особенностей может растянуться на 25 лет. Трансформация нефти в почвах происходит в 3 этапа: - физико-химическое разрушение легких фракций УВ; - микробиологическое разрушение низкомолекулярных фракций; - трансформация высокомолекулярных смол. Нормальные алканы деградируют в первые месяцы, более устойчивыми являются циклоалканы и тетраароматические УВ; высокоустойчивы к деградации пентаароматические УВ, асфальтены и смолы. При бурении скважин и добыче углеводородов значительные площади земель оказываются в зоне подработки и теряют свою первоначальную ценность. Рекультивация нарушенных территорий - это комплекс мероприятий по восстановлению нарушенного почвенного покрова, биоресурсов, природной и геологической среды. Процессы рекультивации должны носить системный характер и занимать равное положение с процессами эксплуатации недр. Рекультивация земель должна осуществляться за счет средств добывающих компаний. Эти средства должны входить в себестоимость готовой продукции. При бурении скважин загрязнителями почв, морских и грунтовых вод являются буровые растворы, содержащие различные химические реагенты, буровые растворы на нефтяной основе, а также пластовые воды, которые могут содержать в одном кубометре до 300 кг солей. На некоторых месторождениях на каждую добытую тонну нефти из недр извлекается до 10 тонн пластовых вод. Наибольший объем отходов при бурении составляют буровые сточные воды (БСВ), представляющие собой многокомпонентные суспензии, содержащие нефть и нефтепродукты, минеральные и органические вещества. В сточных водах в растворенном виде присутствуют минеральные соли натрия, калия, кальция, магния и химические реагенты. Нефтепродукты находятся в БСВ в эмульгированном и растворенном состояниях. Высокий уровень загрязненности БСВ не допускает их сброса в объекты природной среды без предварительной очистки. Наиболее рациональным и экологически оправданным методом утилизации БСВ является переход на замкнутый цикл водоснабжения буровой установки, что обеспечит снижение норм водопотребления. Например, сточные воды можно использовать для приготовления тампонажных растворов. После окончания строительства скважины БСВ и отходы буровых растворов (ОБР) следует вывозить на соседние скважины для повторного использования. Одной из важных задач природоохранной деятельности буровых предприятий является внедрение в промысловую практику почвозащитных агроэкологических мероприятий, поскольку установлено угнетающее действие отходов буровых растворов и высокоминерализованных пластовых вод на активность почв. Шламовые амбары - это токсичный очаг для прилегающих территорий. Во избежание утечек в грунт места размещения емкостей для хранения ГСМ и растворов, котлованов для сточных вод и бурового шлама должны быть обвалованы и гидроизолированы. Шламонакопители выводят из сельскохозяйственного оборота значительные площади. Обследование шламовых амбаров на месторождениях, где бурение велось с использованием соленасыщенных буровых растворов, показало, что на месте работы буровой установки площадь засоления грунтов и подземных вод достигает 4,5 га. При этом плодородие почв не восстанавливается даже спустя 11 лет после окончания бурения. Полное рассоление почв не зафиксировано ни на одном из участков, примыкающих к ранее пробуренным скважинам. Исследование техногенного воздействия шламовых амбаров на окружающую среду выявило, что они либо вообще не имеют гидроизоляции, либо она нарушена и их содержимое проникает в грунты на глубину до 80 м. При попадании ОБР в почву происходит разрушение почвенных ферментов, за счет чего снижается продуктивность почвенного покрова. В частности, при попадании в почву отходов растворов, содержащих 15% нефти и нефтепродуктов, урожайность падает практически до нуля и почва не восстанавливается в течение длительного времени - до 15-20 лет. В процессе бурения используют воду из близлежащих водоемов или из специально пробуренных скважин. Следует максимально полно использовать сточные воды на технологические нужды, не допуская их сброса на рельеф. При бурении одной скважины безвозвратное потребление и потери воды достигают 3500 , а количество выпускаемых в водоемы производственных сточных вод составляет примерно 1,5  на один метр проходки. Представление о количестве получающихся отходов бурения можно получить из следующего примера. НаТенгизском месторождении общее количество отходов в амбарах составило почти 220 тыс. т. общий объем которых составил более 120 . В среднем количество отходов буровых растворов от проходки одной скважины составляло более 3000 т или 1600 . При проектной вместимости одного амбара 5000  отходы химических реагентов и материалов заняли третью часть вместимости амбара. При этом содержание нефти, битума и дизельного топлива в одном амбаре составило более 1000 т. Кроме этого в шламовый амбар также сбрасывался избыток тампонажного раствора. Остальной объем амбара заполнялся выбуренной породой, а после технической рекультивации - грунтом, вынутым при строительстве амбара. Подобный способ захоронения полужидкой массы отходов бурения в шламовых амбарах на территории буровой практикуется почти повсеместно. Способ локализации отходов бурения посредством засыпки котлованов без их обезвреживания не решает полностью задачи защиты почвы и грунтовых вод от загрязнения отходами. Из всех видов загрязнения почвенной среды нефтепродуктами и другими группами загрязняющих веществ наиболее опасным является загрязнение горизонта грунтовых вод, так как токсичные вещества могут мигрировать на большие расстояния, распространяться за пределы первоначального участка и проникать к водозаборным сооружениям. Над загрязненной поверхностью подземных вод формируется газовая оболочка из углеводородов. Нижний безопасный уровень содержания нефтепродуктов в почвах составляет 1000 мг/кг (табл. 5). Ниже этого уровня в почвенных экосистемах происходят процессы самоочищения. Верхний безопасный уровень содержания нефтепродуктов зависит от типа почвы. климатической зоны и состава нефтепродуктов. Следует заметить, что до сих пор остаются недостаточно изученными вопросы токсической активности многих используемых в бурении реагентов. Таблица 5. Уровни загрязнения почв нефтепродуктами Уровень загрязнения Содержание, мг/кг Содержание, % Фоновый До 100-500 До 0,1-0,05 Низкий 500-1000 0,05-0,1 Умеренный 1000-5000 0,1-0,5 Средний 5000-10000 0,5-1,0 Высокий 10000-50000 1,0-5,0 С позиции экологической безопасности более предпочтительны механические способы сбора разлитой нефти. Широко используются методы, основанные на свойствах некоторых материалов поглощать нефть: торф, мох, опилки, сено, полиуретан, целлюлоза, смолы. Искусственные сорбенты можно использовать повторно после регенерации. Поглощающая способность комбинированных поглотителей нефти достигает 26 кг/кг. а кратность использования - 30 раз. Перечень химических препаратов для использования при ликвидации нефтяных разливов насчитывает более 200 наименований. Из них различают следующие основные группы: - эмульгаторы для создания эмульсий с целью диспергирования нефти и ускорения ее разложения; - отвердители для придания нефти густой консистенции и последующего механического удаления; - моющие средства для смывания нефтяных пленок, пятен и покрытий с пляжных участков. На первых этапах ликвидации загрязнений почв используют механический способ удаления слоя почвы и физико-химические методы очистки: сжигание, промывка или сорбция. Применение нефтеразлагающих бактерий-биодеструкторов позволяет снижать загрязнения лишь в поверхностном слое почвы. К тому же процесс этот занимает 2—3 сезона. Процесс самоочищения под действием природной микрофлоры является длительным - до 25 лет. Этот период можно сократить на 5-7 лет, применяя рыхление или внесение сорбентов. Остаточная нефть по химическому составу представляет собой битум, что дает основание считать процесс деструкции законченным. На окончательной стадии рекультивации используют посев нефтестойких растений: клевер, щавель, осоку и др. Наиболее эффективный метод - биотехнологии, основанные на окислении нефтепродуктов микроорганизмами. В результате происходит расщепление углеводородов, их минерализация и последующая гумификация. В глобальном плане количество нефтешламов в накопителях и масштабы загрязнений почв увеличиваются. Восстановление нарушенных земель значительно отстает от темпов загрязнения, потому что очистка почвы от нефтепродуктов представляет собой сложную проблему и требует высоких затрат. Стоимость рекультивации сильнозагрязненных участков достигает 150 тыс. долл. за гектар. Химические реагенты используются также и при разработке нефтяных месторождений методом поддержания пластового давления. В случае внутриконтурного заводнения пластов расход воды составляет до 2  на тонну добытой нефти, а при площадном заводнении - более 15  на тонну добытой нефти. Негативное воздействие нефтедобычи на лесной фонд, как правило, выходит за границы отведенных площадей на 25-35%. Прилегающая территория захламляется, количество лесных пожаров с началом нефтедобычи увеличивается в 3 раза. На трассах ЛЭП и связи оставляется до 80% срубленной древесины, разбросанной или сдвинутой к стенам леса. Это повышает пожароопасность и появление вредителей леса. Трубопроводы наряду с автодорогами находятся на первом месте среди линейных объектов по масштабам негативного воздействия на растительность и почву. Для однониточных трубопроводов ширина трасс в зависимости от диаметра труб составляет 20-32 м при ширине коридоров коммуникаций 80-220 м. По мере старения труб образуются свищи и аварийные порывы, в результате прилегающие территории загрязняются нефггью и минерализованными водами. Центральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды, ДНС и КС относят к экологически опасным объектам. При их строительстве и эксплуатации на отведенной площади полностью вырубается древостой, уничтожается живой почвенный покров. 40% территории загрязняется нефтепродуктами, минерализованными водами и химреактивами. Шум машин, факела и присутствие людей отпугивают диких животных. Эксплуатационные буровые площадки (кусты скважин) — наиболее опасные объекты нефтедобычи. Периодический слив в амбары смесей различных токсикантов делает содержимое амбаров непредсказуемым, а их саморекультивацию невозможной. Строительство и эксплуатация скважин сопровождается уничтожением почвенного покрова на 80%. загрязнением площадки нефтью, буровыми растворами и химреактивами на 40%. Фактические и нормативные размеры площадок совпадают редко: в среднем фактические площади кустов скважин в 2 раза превышают норматив отвода земель в постоянное пользование. Отрицательное воздействие факелов распространяется на территорию в 3-4 раза превышающую площадь отвода. Это обусловлено потреблением кислорода, тепловым излучением, загрязнением атмосферы, растительности и почвы продуктами неполного сгорания УВ, окислами углерода, азота и серы и другими веществами. На площади влияния уничтожается древостой, замазучиваются и спекаются почвы. На НПЗ из 1 т перерабатываемой нефти образуется до 7 кг Heojromoro шлама, в котором содержится 20% нефтепродуктов. Аварийные разливы нефти - наиболее серьезный фактор нарушения биоценозов и почв на прилегающих территориях. Деградационные изменения фитоцинозов на участках умеренного загрязнения обратимы, и рекультивация почвы не требуется. Однако площади таких загрязнений составляют менее 5%. Статистические данные отражают сведения о крупных разливах. Абсолютное большинство разливов нефти приводит к необратимым повреждениям природных комплексов с накоплением больших масс загрязнителей. Так. например, на 18 пробных площадях АО "Юганскнефтегаз" содержалось 17  остаточных нефтепродуктов. На большинстве площадей масса загрязнителя в переводе на 1 га колебалась от 103 до 409 т. Наиболее токсична группа УВ с температурой кипения от 150 до . УВ с более низкой температурой кипения менее токсичны, поскольку быстро испаряются, не успевая проникнуть в растительную ткань. Основная причина гибели растительности - нарушение кислородного обмена в системе "почва-растение". Этот вид загрязнений губителен для насекомых и червей. Нефть вытесняет кислород из почвы, поэтому вспашка загрязненной территории и посадка определенных видов растений является наиболее действенным приемом рекультивации. При попадании в речные воды нефть и ее продукты могут растворяться в пределах 10-30 . При концентрации около 0,1  погибает икра и молодь рыб. при 0,1-1,0  погибает планктон, при 10-15  погибает взрослая рыба. Разливы минерализованных вод связаны с работой буровых установок. КНС заводнения нефтяных пластов, ЦПС, водоводов. Явные признаки солевого повреждения растительности наблюдаются при содержании ионов хлора в почвах свыше 0,1%. На основной территории разлива наблюдается полная гибель фитоценозов. Количество промысловых сточных вод высокой минерализации может достигать 3  на 1 т добываемой нефти. Основной загрязнитель - хлориды, реже сульфаты, натрий, кальций и УВ. Эти же воды при заводнении скважин могут стать загрязнителями пресных горизонтов. Бурение скважин связано с потреблением больших объемов воды. На 1 м проходки расходуется около 1,0  воды, которая загрязняется токсичными веществами. Состав буровых сточных вод (БСВ) зависит от минералогического состава пород, солевых толщ и рассолов, применяемых реагентов. На многие вещества, используемые в бурении, нет методик определения ПДК в средах. Например, глинопорошков существует несколько десятков модификаций с различного рода щелочными и полимерными добавками. В составе растворов всегда применяют смазочные добавки. ПАВ, утяжеляющие реагенты и другие ингредиенты. В отработанных буровых растворах (ОБР) содержатся такие элементы I и II классов опасности, как свинец, ртуть, фосфор, кадмий, цинк, медь, кобальт, содержание которых во много десятков раз превышает ПДК в воде. В составе БШ присутствует порода (60-80%), органическое вещество (8-10%), водорастворимые соли (6%), нефть, утяжелители и др. При контакте БШ с атмосферными осадками происходит переход тяжелых металлов в водные растворы с миграцией этих токсикантов в поверхностные и грунтовые воды. Сброс БСВ в природную среду недопустим, поэтому в процессе строительства скважин необходимо предусмотреть максимальную утилизацию этих вод. Наиболее экологически оправданным методом является переход на полностью или частично замкнутый цикл водообеспечения буровой. Прошедшие обработку БСВ (центрифугирование, химическая коагуляция, электрокоагуляция) подаются в отстойники на 2-4 ч. осадок перекачивается в шламовый амбар для обезвреживания и утилизации. Растительность на участках загрязнения отходами бурения погибает полностью. Воздействие объектов нефтегазодобычи на геологическую среду В настоящее время инструментально доказано, что аномальные изменения флюидного и температурного режимов осадочного чехла, локализованные сейсмопроявления и аварии на промыслах прямо или косвенно связаны с изменением напряженно-деформированного состояния (НДС) земной коры. Эволюция современной геодинамики земных недр позволяет по-новому смотреть на многие природные явления и решать прикладные задачи нефтепромысловой геологии. При рассмотрении динамики земной коры используют модель, которая включает в себя глобальную систему из 15 тектонических плит: Евразийская, Африканская и др. В наиболее активных сейсмических зонах плиты имеют меньшие размеры: Индийская, Аравийская и др. Основные геологические события происходят по границам тектонических плит. В тех местах, где плиты сталкиваются (зоны субдукции). развиваются большие тектонические напряжения, изменяется рельеф, формируются горы, происходит вулканическая деятельность, активизируются сейсмические события. Изменение напряженно-деформированного состояния недр и как следствие изменение флюидного режима за счет движения земной коры подтверждается, комплексом наблюдений вблизи границы столкновения Евразийской и Аравийской тектонических плит. Как результат этого столкновения образовались молодые Кавказские горы. История геодинамического развития Кавказа связана с началом формирования в кайнозое рифта в районе Красного моря. Динамическое влияние Аравийской плиты, которая движется в северо-восточном направлении, проявляется в горизонтальных сжимающих деформациях в пределах Кавказского и Каспийского регионов. Характерно, что скорости спрединга в пределах рифта Красного моря и скорости сжатия в пределах Кавказа близки по величине и составляют 1,5-2,0 см/год. Тектоническая активность этой территории выражается в значительных горизонтальных (сжатие) и вертикальных (воздымание) движениях. Эта активность нашла свое отражение в морфологическом облике надвиговых структур и в избирательном распределении зон с аномально высоким пластовым давлением. На территории Аравийско-Кавказского региона землетрясения проявляются с большой частотой (рис. 6.4). Глубина их очагов не превышает 10-15 км и находится в низах палеозойского фундамента. Практически все сильные землетрясения приурочены к зонам разломов. Механизм большинства землетрясений - сколы, то есть движения по пологим плоскостям. Рис. 4.  Карта эпицентров сильных землетрясений (магнитуда 4,5) территории Аравийско-Кавказского региона за период 1961-1980 гг. Современные геодинамические процессы в литосфере - это распространенные и мощные по энергетике природные процессы. Активность разломов на глубинах 2-5 км определяют существующие там относительные деформации  и напряжения 10-20 МПа. Эти напряжения не всегда учитываются в расчетах надежности нефтепромысловых объектов и прочности обсадных колонн эксплуатационных скважин. Энергия землетрясения - одна из главных физических характеристик сейсмического толчка. Переход от шкалы магнитуд Рихтера к сейсмической энергии  осуществляется с помощью равенства (6.1) Так. магнитуде  соответствует энергия землетрясения , магнитуде . Флюиды, как наиболее подвижная компонента литосферы, чутко реагирует на движение земной коры и изменение НДС недр. Эта закономерность многократно подтверждена наблюдениями. Например, на месторождениях Терско-Каспийского прогиба максимальная добыча нефти совпала по времени с состоянием, когда весь Кавказский регион испытывал усилия сжатия со стороны Аравийской плиты. Подобная синхронность между максимумом добычи и состоянием сжатия земной коры наблюдалась на всех промыслах Кавказско-Каспийского региона (рис. 5). После наблюдавшегося снятия в 1978 г. тектонического напряжения с горных пород пластовое давление в нефтегазовых залежах упало более чем на 25 МПа, в результате чего произошел резкий спад добычи нефти по всем нефггегазовым объединениям Каспийского региона. При этом наблюдалась миграция процесса спада добычи из Азербайджана в Дагестан и далее в Казахстан. Совместный анализ геодезической и промысловой информации показал, что в пределах участков поднятий поверхности до 32 мм (состояние тектонического сжатия) добыча нефти имела тенденцию к увеличению. В пределах оседающих до 16 мм участков (ослабление усилий сжатия или состояние растяжения) наблюдалось резкое снижение добычи нефти. Рис. 5.  Объемы добычи нефти из скважин разных месторождений Кавказско-Каспийского региона за 1946-1984 гг. К новому классу геодинамических явлений относятся техногенные (индуцированные, наведенные) тектонические движения. Такого рода явления, связанные с разработкой месторождений, зафиксированы во многих нефтегазовых бассейнах. Причиной подобных сильных геодинамических событий является комбинация нескольких факторов: длительный интенсивный отбор УВ, приводящий к изменению поля напряжений в резервуаре и его окрестности: замечено, что на газовых месторождениях сейсмическая активность проявляется раньше (через 2-16 лет), на нефтяных - позже (через 7-30 и более лет); наличие мощных тектонических напряжений, девиаторная составляющая которых может реагировать сильным откликом даже на малые техногенные воздействия (отбор - закачка флюида); техногенные сейсмические события с очагами в пределах резервуаров УВ не превышают по магнитуде 3,5 баллов; физико-механическая неоднородность продуктивного пласта, покрышки и вмещающих пород, в частности, существование различно ориентированных современных разломов в региональном поле напряжений; очаги землетрясений вне резервуаров УВ, которые контролируются разломами, предрасположенными к сдвиговым деформациям, характеризуются большей магнитудой - до 5,0 баллов. К показателям техногенных событий и явлений, зарегистрированных на разрабатываемых месторождениях нефти и газа, относятся также деформационные события: - осадки земной поверхности до 4 м и более, накопленные за счет длительного отбора флюидов; - поверхностное разломообразование до 0,5 м, вызванное горизонтальным растяжением. В процессе отбора УВ аномальные деформации земной поверхности происходят: - при АВПД и высоких темпах их снижения: - при наличии высокой пористости и сильной сжимаемости коллекторов и смежных пород; - при относительно небольших глубинах залегания и значительной мощности продуктивных горизонтов; - при наличии в многопластовых залежах размываемых флюидами пропластков. Разработка месторождений в ряде случаев провоцирует техногенные землетрясения. При интенсивном отборе флюидов, а также при интенсивной закачке в пласт жидкости могут возникать сейсмические события. Техногенные сейсмособытия с очагами в продуктивной толще характеризуются магнитудой до 3,5, а с очагами выше или ниже пласта - до 4,5. На Старогрозненском месторождении в 1971 г. произошло землетрясение в 7 баллов с глубиной очага в 2,5 км в присводовой части залежи. Через несколько часов повторное землетрясение в 5 баллов было зарегистрировано на глубине 5 км. На территории Ромашкинского месторождения в 1986 г. зарегистрировано 15 землетрясений с глубиной очага до 10 км и силой в эпицентре в 5-6 баллов. Положение очагов индуцированных землетрясений определяется разломами, которые предрасположены к сдвиговым деформациям. Спустя 15-20 лет после начала разработки месторождения часто происходит поверхностное разломообразование, которое особенно разрушительно по отношению к объектам обустройства нефтегазовых промыслов. При этом поверхностные трещины проникают на глубину до нескольких сот метров, а протяженность поверхностных разрывов порой составляет десятки километров. Примеры типичных техногенных землетрясений, произошедших на нефтегазовых месторождениях, приведены в табл. 6. Таблица 6.6. Параметры типичных техногенных землетрясений на нефтегазовых месторождениях Название месторождения Год начала разработки; год начала регистрации сейсмичности Глубина разрабатываемой залежи, м Глубина очага землетрясения, м Магнитуда (число землетрясений) Газовое месторождение Лак (Франция) 1957; 1969 3500-4500 2500-3500 4,2 (около 1000 за 10 лет) Нефтяное месторождение Gobles (Канада) 1960; 1979 880 900 3,5 (480 за 5 лет) Нефтяное месторождение Cogdel (США) 1949; 1974 2100 1900-2100 4,7 (20 за 11 лет) Нефтяное месторождение Wilmington(США) 1926; 1947 760-1830 500 3,9 Нефтяное месторождение Долина (Украина) 1950; 1976 2500 2500-300 6,0 (более 100 в 1976 г.) До начала разработки залежи продуктивный коллектор находится под воздействием давления вышезалегающих горных пород. Внутрипоровое давление в залежи противостоит части горного давления. В процессе разработки залежи пластовое давление уменьшается, отчего уменьшается эффективный модуль деформации продуктивного пласта. В результате изменяется НДС вышележащего массива, продуктивного пласта и подстилающих пород. Порода-коллектор под действием веса вышележащего массива дает осадку, и эта осадка постепенно передается на дневную поверхность. Интенсивные оседания земной поверхности наблюдаются на десятках разрабатываемых месторождений. На многих из них осадки поверхности составляют несколько метров. Например, на месторождении Уилмингтон (Калифорния) осадка поверхности составила 9 м, после чего город пришлось защищать от затопления дамбой. Дно Северного моря над месторождением Экофиск (Норвегия) просело настолько, что высота верхних строений эксплуатационных платформ над уровнем моря снизилась до критической. Компания была вынуждена провести дорогостоящую операцию по наращиванию опорных стоек нескольких платформ. Признаки оседания проявились также в срорме разрушения обсадных колонн нескольких эксплуатационнных скважин. На несртяных месторождениях в районе озера Маракаибо (Венесуэла) опускание поверхности достигло 4 м и сопровождалось образованием системы трещин на земле шириной в десятки сантиметров и глубиной в несколько метров. Исследования показывают, что осадка земной поверхности может превышать величину осадки продуктивного пласта за счет вовлечения в процесс сжатия соседних пород. Оседание может усилиться за счет эмиграции флюидов из смежных пластов-неколлекторов. Максимальные проседания происходят над участками залежи с высокими коллекторскими свойствами и наибольшими коэффициентами извлечения нефти. При этом случаются существенные горизонтальные смещения почвы, приводящие к деформациям инженерных сооружений. Совокупное техногенное воздействие на земную кору десятков разрабатываемых месторождений в Казахстане, включая такие крупные как Тенгиз и Кашаган, может спровоцировать техногенные землетрясения и большие осадки поверхности суши и морского дна Каспия. Месторождение Тенгиз расположено на северо-восточном побережье Каспийского моря и является самым глубоким из освоенных крупных нефтяных месторождений. Открытое в 1979 г. оно располагает запасами нефти более 3 млрд т. Нефтяной пласт залегает на глубине более 4 тыс. м от поверхности и имеет мощность до 1600 м. Площадь месторождения в плане составляет 350 . Экологические риски разработки возрастают оттого, что в основе проекта лежит закачка насыщенного сероводородом попутного газа обратно в продуктивные горизонты под высоким давлением. Выполненные расчеты показывают, что разработка даже небольшой части месторождения Тенгиз вызывает заметную осадку земной поверхности. А разработка всей площади месторождения, соседствующего с Каспийским морем, может вызвать многометровую осадку территории промысла со всеми вытекающими негативными последствиями. Активизация глубинных и поверхностных разломов, осадки и горизонтальные сдвиги, массовые локализованные сейсмопроявления и аварии на нефтепромысловых объектах прямо или косвенно связаны с изменением напряженно-деформированного состояния земной коры, вызванным как глобальными процессами, так и разработкой месторождений. С этой точки зрения разработку крупных нефтегазовых месторождений следует проводить с максимальной осторожностью. Делать это можно только после оценки экологического и технического риска с учетом возможных последствий для размещенных в регионе промышленных объектов и населенных пунктов. Увеличение нефтеотдачи Много лет в технологии нефтедобычи используется заводнение энергетически истощенных пластов (вторичный метод добычи) как один из наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи. При благоприятных физико-геологических условиях этот метод позволяет достичь коэффициента нефтеотдачи 0,7. Однако при заводнении месторождений с трудно-извлекаемыми запасами (высокая вязкость, малая проницаемость, неоднородность пластов) коэффициенты нефтеотдачи уменьшаются до 0,3 даже при увеличении кратности промывки до 5-7. При вязкости нефти более 25  заводнение становится малоэффективным. Баланс остаточных запасов нефти на месторождениях, находящихся в завершающей стадии разработки, превышает 50%. Эти запасы нефти не могут быть извлечены традиционными методами, поэтому несртяники все более широко внедряют новые методы повышения нефтеотдачи пластов: гидродинамические; физико-химические; газовые и тепловые. Полимерное заводнение пластов обеспечивает выравнивание вязкости (подвижности) пластовой нефти и вытесняющего агента. Этот прием увеличивает охват пласта гидродинамическим воздействием. Для этого в воде растворяется высокомолекулярный реагент - полиакриломид, который даже при малых концентрациях (0,01-0,1 %) повышает вязкость воды до 4 . Щелочное заводнение нефтяных пластов основано на взаимодействии щелочей (до 0,4% едкого натра, жидкого стекла и др.) с органическими кислотами в составе нефти. В результате образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть-раствор. Заводнение с углекислотой основано на том, что диоксид углерода, растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает вязкость, а растворяясь в воде, повышает ее вязкость. Таким образом, растворение  в нефти и воде приводит к выравниванию подвижности нефти и воды. При вытеснении высоковязкой нефти основным фактором, увеличивающим коэффициент вытеснения, является уменьшение вязкости нефти при растворении в ней  Мицеллярно-полимерное заводнение направлено на устранение капиллярных сил в заводненных пластах и вытеснение остаточной нефти. Метод основан на последовательной закачке мицеллярного и полимерного растворов, продвигаемых по пласту водой. Мицеллярные растворы - это коллоидные системы, компонентами которых являются углеводородная жидкость и вода, стабилизированные масло- и водорастворимыми ПАВ. В качестве углеводородной жидкости (до 70%) применяют сжиженный газ, керосин, сырую легкую несрть. В качестве ПАВ (до 10%) применяют сульфонаты, фенолы и др. Этот метод позволяет практически полностью вытеснить из пористой среды нефть благодаря низкому межфазному натяжению на границе нефть-раствор. Обладая повышенной и регулируемой вязкостью, эти системы увеличивают охват пластов за счет сближения подвижностей нефти и вытесняющего ее флюида. Вытеснение нефти паром и горячей водой используют в пластах с низкой температурой и с высокой вязкостью нефти. Пар нагнетают через паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Вокруг нагнетательной скважины образуется зона с температурой до , в которой происходит экстракция из нефти легких фракций и перенос их по пласту. Увеличение нефтеотдачи достигается за счет снижения вязкости нефти. В процессе нагнетания в пласт с маловязкой нефтью воды при давлении 20 МПа и температуре  нефть растворяется в воде и практически полностью вытесняется из пористой среды. Вибросейсмическое воздействие на призабойную зону добывающих скважин увеличивает нефтеотдачу истощенных пластов. Прохождение сейсмических волн через насыщающую пласт жидкость при достаточной их амплитуде может многократно увеличивать скорость фильтрации. Большинство флюидов в малопроницаемых коллекторах обладают пластическими свойствами. Главный эфсрект воздействия упругих колебаний на пласт заключается в разрушении структуры вязкопластичных и вязкоупрутих жидкостей, заполняющих поровое пространство продуктивного пласта. В результате пластовые флюиды переходят в другой реологический класс - класс ньютоновских жидкостей. Микробиологическое воздействие на пласт для увеличения нефтеотдачи привлекательно сточки зрения простоты реализации и безопасности для окружающей среды. В пластовых условиях существуют аэробные и анаэробные микроорганизмы, которые используют остаточную нефть в качестве органического субстрата. При этом они продуцируют ряд веществ, увеличивающих несртеотдачу: углекислоту, метан, жирные кислоты, спирты, биополимеры и др. В настоящее время нет общепринятой классификации источников воздействия на геологическую среду. Количественные показатели воздействий отражаются серией эколого-геологических карт. Картографирование проводится на основе кондиционных геологических и инженерно-геологических карт в комплексе с геокриологической съемкой. Цель проведения подобной работы состоит в определении фонового состояния ГС, выявлении техногенных нарушений ГС, оценке направленности природных процессов. Изучаются почвы, водотоки, подземные воды, растительные сообщества. Широко применяются геофизические методы: электроразведка, сейсморазведка, гравиразведка, каротаж скважин, радиометрия. Особое внимание уделяется радиогеохимическим исследованиям в районах проведения подземных ядерных взрывов. Изучают распределение природных радиоактивных элементов () и радионуклидов. Всего на территории СССР в мирных целях был проведен 121 ПЯВ, из них на территории России - 81 ПЯВ. Из общего числа 25 взрывов были выполнены на нефтяных и газовых месторождениях для интенсификации притоков УВ, при этом взрывы проводились как непосредственно в углеводородной залежи, так и ниже продуктивных отложений. Кроме того. 22 взрыва были выполнены для создания подземных емкостей хранения газа, 39 - с целью сейсмического зондирования. Половина ПЯВ на объектах НГК приходится на Прикаспийскую нефтегазовую провинцию (в Казахстане 16, в России 15 взрывов). Эти взрывы проводились для создания подземных емкостей в отложениях каменной соли. Все емкости оказались заполненными радиоактивным рассолом, который по заколонному пространству скважин поступает в вышележащие водонасыщенные горизонты. Радионуклиды появляются в колодцах с питьевой водой, расположенных в нескольких километрах от подземных емкостей. В последние годы стало понятно, что технология такого рода является безусловно опасной, так как формирует источник радиоактивного загрязнения недр. Такой источник является, по сути, неконтролируемым захоронением радиоактивных отходов, которые растворяются, выщелачиваются и в виде взвесей, механических примесей и аэрозолей вместе с пластовыми водами и углеводородами выносятся на поверхность, загрязняя промысловое оборудование, трубопроводы и территорию объектов добычи. Потенциальные источники воздействия на ГС: буровые установки и скважины, нефтепроводы, объекты подготовки нефти и газа, склады ГСМ, объекты ППД, шламохранилища, объекты технической мелиорации, транспорт. К ущербообразующим воздействиям относятся землетрясения, оползни и селевые потоки, тектонические разломы, засоление, подтопление, просадки, газопылевые выбросы. С началом разработки нефтегазовых месторождений происходит быстрое преобразование естественных процессов, которые устанавливались в течение миллионов лет. Скопление нефти и газа - это открытая динамическая система, которая охватывает огромное полупространство земной коры. Вскрытие этой системы даже одной скважиной - это своего рода провокация, наносящая на толщу горных пород несколько технологических ударов-воздействий: репрессия при проходке и вскрытии продуктивного пласта; депрессия при освоении и эксплуатации скважин. Следует отметить, что приповерхностные инженерно-геологические и геокриологические условия, усиливают проявление техногенных геодинамических процессов. Деформации и осадки (просадки) земной поверхности обнаруживаются лишь при достижении ими опасных значений по результатам влияния на объекты (слом скважин, смятие НКТ. порывы трубопроводов, деформация зданий, подтопление фундаментов). Начальные стадии таких процессов обнаруживаются по результатам специального мониторинга, который, как правило, не проводится. Проекты разведки и обустройства месторождений, а также проекты строительства скважин на нефть и газ должны содержать раздел "Охрана окружающей среды" с указанием различных мер и средств защиты. Охрана недр является одним из важнейших направлений деятельности нефтегазодобывающей промышленности. При нарушении технологической дисциплины производства работ бурение скважин и разработка месторождений вызывают значительное загрязнение недр. Бурение скважин и добыча углеводородов всегда сопровождаются нарушением равновесного состояния земных недр, их загрязнением отходами производства и нефтепродуктами. В контрактах на разработку месторождений и в лицензиях на пользование недрами содержатся мероприятия по охране недр. Проходка скважины нарушает естественную разобщенность горных пород и создает возможность взаимодействия пластов между собой и с атмосферой. НесЬть может попасть в водоносные пласты, и наоборот, пласт нефти может обводниться. Из-за катастрофических уходов промывочной жидкости в горные породы попадают применяемые в буровых растворах минеральные и органические вещества. Обсадные колонны следует цементировать до высоты, при которой исключается образование грифонов и заколонных проявлений. Отбор нефти и газа из недр, а также нагнетание воды и других реагентов в продуктивные горизонты изменяют напряженно-деформированное состояние огромных массивов пород. А если при этом учесть, что большинство залежей приурочено к зонам тектонических напряжений, разломов и сдвигов, то становится понятной причинно-следственная связь между эксплуатацией месторождений и случаями техногенных, в том числе сейсмических проявлений. Одно из таких проявлений - просадка земной поверхности, которая может достигать нескольких метров. Большие осадки дневной поверхности происходят при длительном отборе нефти, когда продуктивный пласт сложен мощной песчано-глинистой толщей. Отбор нефти вызывает значительное снижение порового давления в пласте и его вторичную консолидацию. По мере отбора нефти все возрастающую часть веса вышележащего массива воспринимает продуктивный пласт. Оседания земной поверхности наблюдаются, в частности, на крупных и длительно разрабатываемых месторождениях Западной Сибири. Показательными примерами проседания пород при эксплуатации месторождений углеводородов являются: - значительная просадка дневной поверхности над нефтеносным полем Уилмингтон в Калисрорнии, из-за чего пришлось нарастить на 9 м береговые дамбы порта Лонг-Бич; - образование впадины глубиной более 2,5 м и диаметром 60 км в пределах района добычи Хьюстон – Галвестон; - опускание дневной поверхности на 6 см при истощении газового месторождении Лак (Франция). При этом наблюдавшееся опускание поверхности было корреляционно связано со скоростью падения порового давления в пласте. На промыслах Экофиск в норвежской части Северного моря произошло непредвиденное погружение оснований стационарных буровых платформ более чем на 4 м, что привело к сокращению безопасного расстояния относительно уровня воды и волн. На борту прогиба вертикальное перемещение бело наполовину меньше, но сопровождалось небольшим запрокидыванием. Уложенные на дне трубы, соединяющие платформы друге другом и с материком, испытали повреждения и деформации: зависание над дном и горизонтальные изгибы. Последовательные замеры зафиксировали опускание морского дна со скоростью 0,40 м в год. Уровень безопасности стал недостаточным, и металлические платформы пришлось поднимать на 6 м с помощью домкратов. Причина погружения морского дна заключалась в том, что нефтяная залежь мощностью более 300 м перекрывалась слоями недоуплотненных глин, в которых давление флюидов было аномально высоким и в два раза превышало гидростатическое давление. Флюидная фаза этих глин воспринимала геологическую нагрузку и препятствовала уплотнению их скелета. Наиболее опасны горизонтальные смещения и неравномерные оседания земной поверхности, которые могут привести к авариям нефтегазопроводов и других инженерных сооружений. На нефтяном месторождении Инглвуд (Калифорния) образовавшиеся на поверхности горизонтальные смещения стали причиной деформаций и разрыва плотины Болдуин-Хилс. Иногда разработка месторождений приводит к горизонтальным сдвигам горных пород. Этому явлению способствует наличие в разрезе глинистых слоев, играющих роль смазки для горизонтальных смещений вышележащих пластов. Горизонтальные смещения массивов приводят к срезанию обсадных колонн эксплуатационных скважин. Механизм возникновения землетрясений при добыче нефти имеет много общего с механизмом возбужденной сейсмичности при строительстве крупных гидроузлов. Давно замечено, что в районах строительства крупных плотин возникает или усиливается сейсмическая активность. Как показывают наблюдения, возбужденная сейсмичность возникает при наличии в массивах боковых тектонических напряжений, трещин и ранее существовавших разломов. О существовании в горных породах накопленной упругой энергии свидетельствуют большие горизонтальные напряжения тектонического происхождения. Например, на Талнахском рудном месторождении фоновые значения напряжений на 10-15 МПа выше напряжений, обусловленных весом вышележащих пород. Причиной происходящих на месторождениях нефти и газа сейсмических событий может являться увеличение гидродинамического давления в процессе циркуляции промывочной жидкости или принудительного нагнетания воды в продуктивные пласты. В результате обжатия жидкостью скальных отдельностей пласты горных пород "разрыхляются", характер механического взаимодействия между отдельными блоками изменяется, сопротивляемость пород сдвигу снижается. Если при этом пласт накопил значительную потенциальную энергию десрормаций и воспринимает значительные тектонические напряжения, то в какой-то момент он выходит из равновесного состояния, происходит резкая подвижка части массива. Стартовым механизмом для начала подвижек является достижение предельного равновесия в большом объеме массива горных пород. Ранее накопленная упругая потенциальная энергия деформаций высвобождается, скачком переходит в кинетическую энергию - происходит сейсмическое событие. В качестве примера можно привести землетрясение с магнитудой 5,7, случившееся в 1983 г. с очагом на глубине 7-8 км на Кумдагском месторождении в Туркменистане. Длительная закачка воды в глубокие горизонты вызывает изменение температурного состояния массива и, что неизбежно, - дополнительные деформации и напряжения. Для типичных по упругим и тепловым свойствам горных пород понижение температуры на  по реакции массива эквивалентно повышению давления воды в порах и трещинах на 0,7 МПа. Таким образом, нагнетание воды в глубокие горизонты вызывает возникновение дополнительных напряжений в горных породах как за счет их охлаждения, так и за счет повышения порового давления. Два последних фактора следует рассматривать в ряду причин возбужденной сейсмичности. Сейсмические события происходят и в результате отбора большой массы углеводородов и снижения гидростатической нагрузки на породы фундамента и кровли, находящихся в критически напряженном состоянии. Так на Ромашкинском месторождении, где продуктивные пласты залегают на глубине до двух километров, гипоцентры землетрясений находились в верхней части кристаллического фундамента на глубинах 3-5 км. В Волго-Уральской нефтегазоносной провинции техногенно-индуцированные землетрясения достигали силы 7 баллов. Территория газового месторождения Лак на юге Франции на протяжении нескольких веков оставалась несейсмичной. Через 10 лет после начала разработки месторождения из-за падения порового давления в пласте массив пришел в состояние повышенной сейсмической активности. Подобные ситуации встречаются и в других районах (например, Газлинское месторождение в Туркмении), где извлечение флюидов приводит массив в сейсмически неустойчивое состояние. Таким образом, можно заключить, что разработка месторождений нефти и газа часто провоцирует землетрясения в районах добычи. Возникают они как при интенсивном отборе углеводородов, так и при закачке жидкости для поддержания пластового давления с целью повышения несртеотдачи. Поэтому для предупреждения опасных событий при разработке месторождений следует проводить мониторинг напряженно-деформированного состояния массива и создавать специальную сеть сейсмических станций. Изменение пористости продуктивного пласта может происходить как в сторону уменьшения, так и в сторону ее увеличения. При больших депрессиях на пласт происходит разрушение матрицы коллектора за счет выноса мелких глинистых, песчаных частиц и минералов, содержащих оксиды алюминия, кремния, кальция. В процессе многолетней разработки месторождения добываемая нефть претерпевает качественные изменения: уменьшается содержание легких фракций; увеличивается вязкость, ухудшается качество (табл. 7). При высокой обводненности и больших градиентах в призабойной зоне происходит отмыв остаточной нефти со стенок пор, что увеличивает эффективную пористость коллектора. Таблица 7. Динамика свойств и состава девонской нефти Ромашкинского месторождения по годам Параметры нефти 1960 г. 1980 г. 2000 г. Плотность,  0,857 0,861 0,866 Вязкость,  16,56 21,88 27,20 Фракция до 100^{\circ}C 8,96 6,48 4,00 Содержание, %: серы 1,48 1,61 1,74 смол 17,62 18,26 18,9 асфальтенов 2,62 4,46 6,3 парафинов 3,66 4,33 5,00