Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ проблем разработки, оценки и реализации экологических решений для промышленных объектов нефтегазового комплекса 6
1.1. Современное экологическое состояние объектов нефтегазового комплекса 6
1.2. Виды техногенного воздействия на окружающую среду в течение «жизненного цикла» промышленных объектов нефтегазового комплекса 17
1.3. Структура и методы производственного и государственного природоохранного регулирования 24
1.4. Выводы по главе 1 40
Глава 2. Формализация задачи построения методики комплексной оценки экологических решений для промышленных объектов нефтегазового комплекса 42
2.1. Принципы построения методики комплексной оценки экологических решений 42
2.2. Разработка формализованного алгоритма оценки экологических решений 57
2.3. Оценка экологической эффективности технологических процессов і 63
2.4. Выводы по главе 2 66
Глава 3. Разработка методики комплексной оценки экологических решений 67
3.1. Формирование комплексного критерия оценки экологических решений 67
3.2. Методология экспертной оценки экологических решений 71
3.3. Оценка воздействия на окружающую среду методом построения балансовых схем материальных потоков загрязняющих веществ 80
3.4 Выводы по главе 3 91
Глава 4. Практическая реализация методики комплексной оценки экологических решений на промышленных объектах нефтегазового комплекса 92
4.1. Результаты применения методики на проектируемых объектах нефтегазового комплекса 92
4.2. Результаты применения методики на действующих объектах нефтегазового комплекса 105
4.3. Выводы по главе 4 ПО
Общие выводы 111
Список использованной литературы
- Виды техногенного воздействия на окружающую среду в течение «жизненного цикла» промышленных объектов нефтегазового комплекса
- Разработка формализованного алгоритма оценки экологических решений
- Методология экспертной оценки экологических решений
- Результаты применения методики на действующих объектах нефтегазового комплекса
Виды техногенного воздействия на окружающую среду в течение «жизненного цикла» промышленных объектов нефтегазового комплекса
B 1998 г. наибольшие объемы выбросов ЗВ в атмосферу в отрасли имели следующие предприятия: АООТ «Сургутнефтегаз» НГДУ «Лянторнефть» (105,5 тыс.тонн, что составляет 6,1% общих выбросов в Тюменской области), АООТ «Варьеганефтегаз» НГДУ «Бахиловнефть», г.Радужный (56,1 тыс.тонн и 3,3% Тюменской области), НГДУ «Лугинецкнефть» (16,8 тыс.тонн и 11,9 % в Томской области).
В 1998 г. использование воды в отрасли снизилось на 11, 4% по сравнению с 1997 г. и в 2,1 раза - за период 1991-1998 гг. Объемы сброса загрязненных сточных вод в поверхностные водные объекты уменьшились почти на 50% к уровню 1997 г. и на 65 % к уровню 1995 г., когда величина этого показателя достигла с 1991 г. максимального значения.
С 1996 г. отмечен устойчивый рост доли нормативно очищенных сточных вод в общем объеме сброса в поверхностные водоемы (с 17% в 1996 г. до 37% в 1998 г.). В 1998 г. на 43% увеличились мощности введенных в действие сооружений для очистки сточных вод. Отмечено снижение водоотведения на рельеф местности. Из сточных вод, закачиваемых в подземные горизонты, 98% используется для поддержания пластового давления.
Проблема комплексной переработки нефтешламов - одна из актуальных в отрасли. В 1998г. в отрасли образовалось 601,3 тыс.тонн (93,8% к уровню 1997 г.) нефтесодержащих отходов. На предприятиях использовано 71,5 тыс.тонн отходов, что на 6,5% больше, чем в 1997 г., обезврежено 189,3 тыс. тонн отходов, ликвидировано более 800 шламовых амбаров.
По данным Госгортехнадзора России на территории Российской Федерации эксплуатируется 350 тыс. км внутрипромысловых трубопроводов различного назначения, на которых было отмечено около 50 тыс. случаев порывов, «свищей» и других аварий. На месторождениях Западной Сибири ежегодно происходит до 35 тыс. порывов внутрипромысловых нефтепроводов, что приводит к значительным разливам нефти, которые зачастую невозможно своевременно обнаружить из-за труднодоступности и заболоченности местности. Из 100 тыс. км проложенных промысловых трубопроводов 30% имеют 30-летний срок службы. При нормативе замены 10% в год ежегодно меняется только 2% трубопроводов. Среди основных причин отказов - наружная и внутренняя коррозия трубопроводов, связанная с коррозионной активностью перекачиваемых смесей.[21,125].
Уровень технической безопасности при эксплуатации объектов магистральных трубопроводов за последние годы практически не изменился. Продолжающийся процесс старения систем магистральных трубопроводов и связанная с этим потеря прочности труб требуют эффективных компенсационных мер (замена отдельных участков, обследование состояния трубопроводов, ликвидация опасных дефектов и т.д.). Объемы выполнения таких мероприятий отстают от реальной потребности.
Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) расположены во многих регионах Российской Федерации. Для современных нефтеперерабатывающих объектов характерна концентрация потенциальных опасностей [36,94]. Так, на Московском НПЗ, по данным инвентаризации имеется 299 организованных и неорганизованных стационарных источников выбросов (резервуары, цистерны сливо-наливных эстакад, поверхности испарения очистных сооружений, неплотности запорной арматуры, фланцевых соединений аппаратного двора технологических установок и др.), из которых ежесуточно в атмосферу завода может выделяться порядка 110 тонн углеводородных примесей [1,2].
Основными опасностями на промышленной территории объектов нефтепереработки являются загазованность, пожары и взрывы [9,10,13, 82,83,94,198]. По статистике пожары составляют 58,5% от общего числа аварий, загазованность - 17,9%, взрывы - 15,1 %, прочие аварийные ситуации - 8,5%о [65]. Опасность загазованности промышленной территории -нефтеперерабатывающих объектов возникает как при возможной аварии, так и при нормальном (регламентном) режиме работы технологического оборудования [20,79,155].
Основные показатели, характеризующие воздействие нефтеперерабатывающей промышленности на окружающую среду за последние 8 лет представлены в табл.2. [112]. Крупными источниками загрязнения атмосферного воздуха в 1998 г. являлись (в скобках - объем выбросов и доля выбросов предприятия в субъекте Российской Федерации): Новокуйбышевский НПЗ, Самарская область (76,6 тыс.тонн и 22,1 %); ПО «Омский НПЗ», Омская область (58,4 тыс.тонн и 21,7%); АО «Кинеф» (бывший «Киришнефтеоргсинтез»), Ленинградская область (55, 4 тыс.тонн и 24,9%); АО «НОВОИЛ» (Новоуфимский НПЗ), Республика Башкортостан (55 тыс.тонн и 9,7%); АО «Ангарская нефтехимическая компания», Иркутская область (47,9 тыс.тонн и 9,1%); АО «Ярославнефтеоргсинтез» (Новоярославский НПЗ), Ярославская область (44 тыс. тонн и 28,3%); Рязанский НПЗ, Рязанская область (41,6 тыс. тонн и 25,8%).
Объем использования воды нефтеперерабатывающей промышленностью в 1998 г. составил 190,17 млн. мЗ против 211,49 млн. мЗ в 1997 г. Уменьшение водопотребления на 10% связано с сокращением объемов переработки нефти, а также с возвратом очищенных сточных вод в систему производственного водоснабжения (ООО «ЛУКойл-Пермнефтеоргсинтез»). По сравнению с 1991 г. использование воды сократилось в 1,6 раза.
Экономия свежей воды за счет использования оборотных систем в 1998 г. на предприятиях отрасли составила 94%, причем данный показатель на протяжении всех последних лет практически не менялся.
Разработка формализованного алгоритма оценки экологических решений
Наибольшую экологическую опасность представляют аварийные ситуации: фонтанирование скважин, образование грифонов, утечки загрязняющих веществ из резервуаров, при разрывах трубопроводов, пожарах и т.д. Максимальные дебиты нефти при ее фонтанировании могут составлять до 1 млн м /сут, а площадь поражения превышает 600 тыс. м . В среднем, при одном порыве нефтепровода выбрасывается 2 тонны нефти, площадь загрязнения при этом составляет около 1000 м2 [128]. Значительна и потенциальная опасность резервуарных парков, где утечка нефти происходит при коррозии днища резервуаров. Степень воздействия на окружающую природную среду определяется их объемами и конструкцией. Большинство существующих хранилищ не исключает утечек или фильтрации нефти.
Значительную часть самостоятельных и достаточно мощных техногенных потоков (возникающих при авариях на скважинах, трубопроводах и при разрушении резервуаров) составляет сама нефть и нефтепродукты. Здесь важно отметить, что в нефтях обнаружено около 450 индивидуальных соединений, что сильно осложняет определение реального воздействия на окружающую среду в пространстве и во времени [7,72, 158,181].
Серьезной проблемой охраны недр и окружающей среды является состояние фонда ликвидированных глубоких нефтяных и газовых скважин. На территории Тюменской, Архангельской, Астраханской областей, Республики Коми находится более 15 тыс. разведочных скважин. Контроль за состоянием этого фонда ведется неудовлетворительно. Вместе с тем, частью скважин вскрыты пласты с высоким содержанием токсичных и агрессивных компонентов, и эти объекты потенциально опасны.
Потоки загрязняющих веществ и формы преобразования свойств и параметров природных объектов Потоки загрязняющих веществ Изменяемыеприродныеобъекты Формы преобразования свойств и параметров
Выбросы От объектов энерго- и теплоснабжения; перекачивающих агрегатов; цехов компремирования; факельного хозяйства; при продувках и разгерметизации оборудования; от продувочных свечей; отходящие газы от силовых приводов и передвижных установок; выбросы от транспорта; трубосварочных баз; жилых зон Атмосферный воздух Увеличение запыленности; увеличение концентраций существующих химических веществ и привнесение инородных химических соединений
Сбросы Пластовые воды; производств, и промливневые воды; продувки оборотных систем; сбросы при гидравл. испытаниях; с опрессовки бурового инструмента и обсадных труб; отработанная буферная жидкость и буровой раствор; стоки с обмыва вибросит; стоки с промышленных площадок и селитебных зон; хоз-бытовые стоки Водные объекты Полихимическое загрязнение поверхностных, почвенно-грунтовых и подземных вод; истощение естественных поверхностных и подземных водоносных горизонтов, водоемов и водотоков; образование искуственных водоемов и водотоков и новых водонасыщенных горизонтов
Отходы Буровые и нефтяные шламы; строительные отходы; некондиционные жидкости; отходы зачистки полостей трубопроводов и оборудования; бытовые отходы Литосфера Изменение структуры недр, в т.ч. за счет внутрипластов. и межпластовых перетоков; перестройка геокриологических процессов; засоление и загрязнение грунтов и почв; измене нение их гидрологического режима, окислительно-восстан. процессов и физико-химических свойств; изменение биопродуктивности, вплоть до формирования "мертвых" почв; изменения рельефа и ландшафтов в целом, в т.ч. за счет эрозии, заболачивания, развития карстовых процессов
Физическое воздействие Шум, вибрация, электромагнитное и тепловое излучение Растительный и животный мир Уничтожение при работе тяжелой техники, при воздействии химич. веществ и при пожарах; разрушение местообитаний и нарушение условий жизни до полного исчезнов. видов; появление трансформир. биоценозов.
Загрязнение природной среды газообразными, жидкими и твердыми веществами, вызывающее деградацию среды обитания и наносящее ущерб здоровью населения, остается острой экологической проблемой, имеющей большое социальное и экономическое значение.
В то же время, нефтяное и газовое дело сегодня - едва ли не самая стабильная отрасль отечественной промышленности. Продукция предприятий ТЭК исторически является основой всей российской экономики, а поступающие налоги - одна из главных составляющих госбюджета. [125,162].
Нефтегазовая отрасль сегодня одна из немногих в стране, кто должен и реально способен решать экологические проблемы, связанные с ее производственной деятельностью.
В связи с этим, возникает серьезная необходимость углубленного исследования возможностей обеспечения экологической эффективности принимаемых решений, учитывающих особенности каждой стадии «жизненного цикла» объектов нефтегазового комплекса. Одним из направления обеспечения такой эффективности является всесторонняя комплексная оценка экологических решений.
В 1998 году российской природоохранной системе исполнилось 10 лет. За эти годы система претерпевала значительные изменения, что не могло не отражаться на качестве и эффективности ее работы.
Несмотря на разнообразные виды осуществляемой природоохранной деятельности состояние окружающей природной среды продолжает ухудшаться. Во многом эти причины связаны с построением природоохранной системы по принципу «конца трубы», когда основные
-25 действия направлены на обезвреживание потоков загрязняющих веществ, поступающих в окружающую среду, а не на предотвращение их образования [172,173,195,196]. Результаты проведенных исследований показывают и то, что существующая система государственного природоохранного регулирования ориентирована в основном на деятельность собственно органов исполнительной власти и не использует возможности всех участников процесса природопользования.
Постановлением Правительства Российской Федерации от 30 декабря 1998 г. № 1594 [ИЗ] установлены специально уполномоченные государственные органы, занимающиеся вопросами охраны окружающей среды в Российской Федерации (рис.4). В качестве главной сегодняшней задачи деятельности природоохранной системы декларируется осуществление экологической политики, которая формулируется в виде перехода общества к «устойчивому развитию», когда антропогенное воздействие на окружающую среду не нарушает экологического равновесия, соответствует хозяйственной емкости биосферы, условиям, определяемым законами ее устойчивости [37]. Схема осуществления государственной экологической политики представлена на рис. 5.
Программным документом, конкретизирующим экологическую политику, является Национальный план действий по охране окружающей среды Российской Федерации на 1999-2001 годы (НПДООС). [33].
Одним из важнейших аспектов государственного природоохранного регулирования и осуществления экологической политики является обеспечение всех участников процесса природопользования соответствующей законодательной, нормативно-правовой и методической базой.
На сегодняшний день российское экологическое законодательство объединяет несколько тысяч нормативных правовых и нормативно-технических актов разной юридической силы [5,11,22,78].
Методология экспертной оценки экологических решений
Формирование показателей сравнения Ху обеспечивает повышение доказательности и результативности итоговых замечаний, рекомендаций и предложений и исключение субъективного фактора экспертной оценки.
На следующем этапе формирования комплексного критерия в соответствии с правилом нормирующего преобразования ПОу осуществляется сравнение фактических (прогнозируемых) значений и желаемых (нормативных, плановых, эталонных) значений и происходит формирование показателей нормированных значений djj= ПО] (Хц,Пу).
В качестве nOjj нами предлагается использовать нормирующие преобразования, которые определяются по соображениям удобства работы и содержательного смысла каждого показателя (например, соотношение факта и эталона, абсолютное (относительное) отклонение и т.д.). При осуществлении экологической экспертной оценки технических и технологических решений и сравнении различных технологических процессов в качестве нормирующего преобразования нами использован метод расчета критерия экологической эффективности технологических процессов, описанный в разделе 2.4.
На следующем шаге формирования комплексного критерия оценки экологических решений (рис.19) путем обобщения детальных частных экспертных оценок осуществляется расчет обобщенных частных экспертных оценок Кч= f (dy) по обязательным блокам оценки щ (рис.20).
Затем, по группам оценки L происходит формирование групповых экспертных оценок экологических решений Кгрь — f(K4). И, наконец, путем обобщения полученных групповых оценок формируется окончательная сводная оценка экологических решений Кит = f(KrpL) и делается вывод о возможности или невозможности реализации оцениваемого объекта в целом или принятии или отклонении рассматриваемого решения в частности.
Для этого, исходя из опыта проведения экологической экспертизы, нами была введена шкала оценки экологических решений. Согласно этой шкале, если значение комплексного критерия оценки экологических решений не превышает 0.40, то предлагаемое решение должно быть отклонено, если значение попадает в пределы от 0.40 до 0.70, то решение должно быть доработано и подвергнуто новой оценке. Если значение критерия находится в пределах от 0.70 до 1.00, то решение может быть реализовано с учетом выполнения экспертных рекомендаций и предложений на последующих этапах его осуществления.
Для обеспечения адекватной экспертной оценки экологических решений, по-нашему мнению, необходимо: I. Определение наиболее приемлемой численности экспертной комиссии в целом и экспертных групп, в частности, с оценкой компетентности приглашаемых экспертов; II. Структурированная экспертная оценка проектных решений; III. Механизм обобщения экспертных оценок для формирования адекватного выбора проектных решений, формулирования замечаний, рекомендаций и предложений и выводов сводного заключения.
I. Для проведения экологической экспертизы создаются специальные группы экспертов (экспертные комиссии), которые выдают свои оценки в виде индивидуальных экспертных заключений, которые потом формируются в групповые заключения и сводное заключение экспертной комиссии. Используя методы статистической обработки выданных оценок, в зависимости от цели исследования можно получить различные количественные оценки: вероятность реализации искомых параметров, эффективность мер, предусмотренных в проекте и т. д.
Исходя из основных положений теории метода экспертиз, достаточно полно освещенных в технической литературе [6,12,19,75,102,130,185], при проведении экспертизы рекомендуется схема организации работ, представленная на рис.21.
Наиболее ответственный момент экспертных оценок связан с подбором и назначением экспертных групп. Прежде всего, необходимо определить наиболее приемлемую численность группы. При малом числе экспертов надежность результатов может оказаться недопустимо низкой, однако подобрать большое количество специалистов, соответствующих установленным требованиям, оказывается совсем не просто. К тому же организация работ с многочисленным составом экспертов требует больших усилий, а в ряде случаев оказывается просто невыполнимой. Существуют различные рекомендации, на основании которых можно приближенно оценить требуемый численный состав экспертной группы. Например, число экспертов может быть определено из выражения, характеризующего доверительный интервал Ах экспертных оценок: где tPtkrl - коэффициент Стьюдента, который можно найти в справочных таблицах в зависимости от числа экспертов к и доверительной вероятности р; с? - дисперсия экспертных оценок.
Так, если принять, что доверительный интервал экспертной оценки должен составлять не более 15% среднего ее значения с вероятностью 0,8, рекомендуемое число экспертов составит примерно =6...8 человек. При подборе экспертной группы целесообразно руководствоваться определенными требованиями, к числу которых можно отнести: наличие у кандидатов в эксперты стажа научно-исследовательской работы по рассматриваемой теме (приблизительно 10... 15 лет); предварительное участие в работах по определению и оценке перспектив развития рассматриваемых проектных решений, т.е.
Результаты применения методики на действующих объектах нефтегазового комплекса
При проведении государственной экологической экспертизы технико-экономического обоснования строительства нефтепродуктопровода «Пермь-Альметьевск-Запад» рассматривались вопросы строительства объектов трубопроводной системы, предназначенной для транспортировки светлых нефтепродуктов (бензина и дизельного топлива), протяженностью 528 км от головной перекачивающей станции (ГПС-1) «Пермь» до врезки в действующий нефтепродуктопровод «Альметьевск-Нижний Новгород» в районе г.Альметьевск Республики Татарстан. Трасса нефтепродуктопровода проходила по территории четырех субъектов Российской Федерации: Пермской области, Удмуртской республики, Республик Башкортостан и Татарстан, в связи с чем возникли многочисленные вопросы по согласованию позиций участников природопользования.
Результатом применения разработанной методики стала значительная корректировка первоначальных материалов ТЭО, выполнение специальных инженерно-экологических исследований для описания реального воздействия на окружающую среду. Путем использования методики были найдены решения, находящегося в зоне взаимных интересов участников природопользования. В проекте были откорректированы имеющиеся и разработаны отсутствующие в первоначальных материалах мероприятия по максимальному сохранению природного потенциала, исходя из предложенных в методике блоков формирования комплексного критерия экологических решений.
Результатом проведения государственной экологической экспертизы стало положительное заключение экспертной комиссии. Учитывая особую значимость обеспечения экологической безопасности строительства и эксплуатации переходов нефтепродуктопровода «Пермь-Альметьевск-Запад» через водные преграды шириной более 30 м, было решено проработать этот вопрос дополнительно, путем проведения проектировщиками комплекса мероприятий и представления проектов строительства таких переходов на негосударственную экологическую экспертизу в территориальные органы Госкомэкологии России.
Основные положения разработанной методики комплексной оценки экологических решений были опробованы также при проведении государственной экологической экспертизы обоснования инвестиций в строительство нефтепровода «Суходольная-Родионовская» в обход территории Украины. Протяженность нефтепровода 252 км, Ду = 1020 мм. Трасса пересекает 22 водные преграды, в т.ч. 18 водных преград шириной по зеркалу воды в межень до 10 м, 3 водные преграды шириной по зеркалу воды от 11 до 30 м и 1 водную преграду шириной по зеркалу воды свыше 100 м. (р.Северский Донец).
Одним из аспектов, выявленных в процессе формирования комплексного критерия оценки принятых экологических решений, был неучет влияния русловых процессов при выборе створов переходов через водные преграды, в т.ч. через р. Северский Донец. В предпроектной документации отсутствовал ряд исходных показателей Щ для формирования показателей сравнения xij (рис. 19). В частности, в приведенной гидрологической характеристике водных преград отсутствовали данные о расходах половодья, в т.ч экстремальных, и амплитуде колебания уровней. Скорости течения приведены только для трех рек, причем для условий межени. О скоростях течения в половодье говорилось только качественно. Отсутствовали данные о затопляемости пойм. Ширины пойм были указаны не для всех рек. Отсутствовали данные о зарегулированности стока прудами.
Представленные данные были недостаточны для оценки правильности выбора створов переходов через реки с точки зрения русловых деформаций, что могло существенно повысить риск возникновения аварийных ситуаций на нефтепроводе. Поэтому, для формирования частных экспертных оценок Пуэксп. и обеспечения дальнейшей возможности экологической оценки предлагаемых в обосновании инвестиций решений был осуществлен выезд экспертов, с участием автора, непосредственно на место предполагаемого строительства и выполнено натурное рекогносцировочное обследование намечаемых створов переходов через наиболее крупные водные преграды, в частности, реки Меловую, Полную, Лихую, Северский Донец, Кундрючью и Галуту. Участниками рекогносцировочного обследования были представители всех заинтересованных сторон природопользователей: сотрудники территориальных органов надзора и контроля в области охраны окружающей среды, представители заказчиков и проектировщиков обоснования инвестиций, представители общественности. Были детально обследованы участки, вызывавшие спорные решения.
В качестве примера приведем результаты выполненного обследования по наиболее крупной водной преграде - реке Северский Донец.
Русло на участке перехода через р. Северский Донец сильно меандрирует, образуя серию смежных вынужденных (вершины возле левого коренного берега) и свободных ( в пойменных берегах) сегментных излучин. Створ перехода расположен на перегибе между двумя излучинами; левый пойменный берег сильно размывается, представляет собой почти отвесный обрыв поймы высотой 3,5 - 4 м. Скорость размыва по форме уступа можно оценить величиной не менее 5 м, возможно, до 8-10 м/год. Это подтверждают опросы местных жителей - рыбаков, находящихся на реке в момент обследования. Ниже по течению, ближе к вершине излучины, стрежень потока отжимается от левого берега его выпуклостью, размыв берега ослабевает и в районе существующего перехода газопровода составляет, очевидно, 1-3 м/год. В створе перехода действующего газопровода размывается также правый берег, непосредственно ниже его -очень сильно.
