Презентація на тему:
ВПЛИВ ПАЛИВНОЇ ПРОМИСЛОВОСТІ НА НАВКОЛИШНЄ СЕРЕДОВИЩЕ

ВПЛИВ ПАЛИВНОЇ ПРОМИСЛОВОСТІ НА НАВКОЛИШНЄ СЕРЕДОВИЩЕ

План 1. Аналіз видобутку нафти та газу в Україні 2. Оцінка впливів на навколишнє природне середовище в процесах нафтопереробки

Аналіз видобутку нафти в Україні За запасами нафти та газу Україна посідає четверте місце в Європі після Норвегії, Великобританії і Нідерландів. На її території розташовані три нафтогазових регіони: Західний (Львівська, Івано-Франківська, Чернівецька, Закарпатська обл.), Східний (Полтавська, Сумська, Харківська та Чернігівська обл.) та Південний (Причорноморсько-Кримський). Таким чином, промислові і прогнозовані запаси нафти в Україні залягають у Дніпровсько-Донецькій нафтогазоносній області, Карпатській та Причорноморській нафтогазоносних провінціях. На державному балансі нараховується 289 родовищ вуглеводнів. Експлуатується понад 4300 нафтових та газових свердловин. Потреби України за рахунок власного видобутку забезпечуються нафтою на 10-12 %, а газом на 20-22 %. Розроблена провідними фахівцями програма “Нафта і газ України до 2010 р.” передбачає довести сумарні обсяги видобутку нафти з конденсатом до 7,5 млн т (для порівняння – у 1996 – 1997 рр. – по 4,1 млн т), а газу - до 35 млрд м3 (у 1996 – 1997 рр. – 18,1-18,4 млрд м3).

Динаміка приросту запасів нафти з газоконденсатом, млн. т Потреба України в нафті на сьогодні становить 28 млн. т. Власний видобуток покриває приблизно 15 - 18 % потреби в нафті. У поставках нафти на НПЗ 85 - 90 % - імпорт російської та казахстанської нафти, яка надходить у суміші як сорт URALS за існуючою системою нафтопроводів через територію Росії. Інші сорти нафти (казахстанська та азербайджанська) на НПЗ України не надходять з огляду на високу, порівняно з сортом URALS, ціну. Виходячи з перспективного попиту на нафту та прогнозних рівнів видобутку нафти і газового конденсату в Україні, імпорт нафти у 2010 - 2015 рр. становитиме 23,3 та 26,7 млн. т відповідно, у 2020 р. - 29,1 млн. т і у 2030 р. - 30,4 млн. т.

Проблеми видобутку нафти в Україні Понад 70 % запасів нафти за критеріями рівня виснаження запасів, обводнення продукції, в'язкості, колекторських характеристик порід належать до категорії важко видобувних. Дві третини таких запасів зосереджено в покладах, що залягають на глибинах понад 2500 м.

Аналіз видобутку газу в Україні Станом на 01.01.2009р. залишкові запаси газу становлять 1023,8 млрд. м3. Умови видобутку з родовищ, що на даний час вже введено в розробку, постійно ускладнюються через низку чинників. Більше 75 % газових родовищ мають початкові видобувні запаси менше 10 млрд. м3. Лише 4 родовища мали початкові видобувні запаси газу більше 100 млрд. м3 (Яблунівське, Єфремівське, Західно-Хрестищенське, Шебелинське). Важливо, що ці 4 родовища забезпечують більше 25 % поточного видобутку природного газу і сьогодні.

Проблеми видобутку газу в Україні пов'язані також з тим, що більше 15 % запасів газу за критеріями рівня виснаження запасів, колекторських характеристик порід, належать до категорії важковидобувних. Вони приурочені до низкопрониклих колекторів, поклади багато-пластові, з високою літологічною неоднорідністю, як за площею, так і за товщиною продуктивних розрізів. Практично всі запаси родовищ Прикарпаття важкодобувні. Вилучення важкодобувних запасів газу потребує застосування специфічних, наукоємних і високовитратних технологій та обладнання.

На найближчу та подальшу перспективу рівні видобутку газу будуть визначати такі складові: підвищення ефективності видобутку вуглеводнів з родовищ, що знаходяться в експлуатації; прискорена розробка запасів з нових родовищ; приведення цін на газ для всіх категорій споживачів до економічно обґрунтованого рівня. Динаміка видобутку газу в Україні, млрд. м3

Західний регіон України. Нафтопрояви в Українських Карпатах місцеве населення спостерігало з давніх-давен, що позначилося на топонімах, які походять від автохтонної назви нафти – ропа: Роп’янка, Ріпне, Ропиця та ін. В Україні нафту вперше почали видобувати на Прикарпатті в XVI - на початку XVII ст. Ще в XVI ст. Дрогобич отримав привілей на освітлення вулиць “скельним олієм”. В жовтні 1992 р. на Прикарпатті видобуто стомільйонну тонну нафти від часу обліку, тобто з 1886 р. В Бориславському нафтогазоносному районі випомпували з надр 42,8 млн т нафти, 261,1 тис. т конденсату та 18,325 млрд м3 газу. В Долинському районі – 46,1 млн т нафти. В Надвірнянському районі – 11,1 млн т. При цьому фонтанний фонд свердловин становив 2,8%, а механізований – 97,2%. Нафтовилучення в родовищах Бориславського району коливається від частки % (Коханівське, Мельничинське) до 73,4% (Східницьке), а пересічно склала 24,5 %. Виробка видобувних запасів нафти по Бориславському родовищі склала 72,6%, по Східницькому – 99,5%, у решти родовищ виробка запасів менша. Починаючи з середини 90-х років ХХ ст. пошуково-розвідувальні роботи на Прикарпатті різко скорочені, що зумовлено кризою економіки країни.

Східний регіон. Виняткове значення для розвитку нафтовидобутку в Україні у післявоєнний період мало відкриття нового нафтогазового регіону – Дніпровсько-Донецької западини, який незабаром став основним за запасами і видобутком нафти та газу. Вперше на території Східної України нафту одержано у 1936 р. в Сумській області на Роменській структурі, де при бурінні свердловини на глибинах 200-400 м було виявлено брекчію, просякнуту нафтою, дебіт якої при випробуванні становив близько 2 т/добу. На Роменській структурі за цей період пробурено 52 структурні та 44 розвідувальні й експлуатаційні свердловини, за весь період розвідки і експлуатації – всього 108. Видобуток нафти тут розпочався в 1940 р. і склав 10 тис. т. У 1947 р. вперше почався перехід на новий напрямок нафтопошукових робіт – від пошуків соляних куполів (типу Роменської структури) до пошуків спокійних непорушених або незначно порушених соляними інтрузіями пологих структур для глибокої розвідки.

Полтавський нафтопромисловий район Однією з перших таких структур стала Радченківська, яку виявлено в 1947–1948 рр. і оконтурено структурно-картувальними (по підошві київського ярусу) та сейсмічними роботами. У 1951 р. на Радченківському родовищі в експлуатацію введено свердловину № 5, і з цього часу почався відлік видобутку нафти в Східному регіоні. За порівняно короткий період було відкрито нові родовища: газове Шебелинське (1950) – найбільше на той час в Європі, нафтові – Качанівське (1957), Глинсько-Розбишівське (1958), Гнідинцівське (1959) і Леляківське (1962). Для забезпечення геологорозвідувальних робіт у Східному регіоні було створено три трести – “Полтаванафтогазрозвідка” (1952), “Харківнафтогазрозвідка” (1957) і “Чернігівнафтогазрозвідка” (1959). У 60-х роках тут організовано два нафтових об’єднання – “Укрсхіднафта” (м. Полтава) і “Чернігівнафтаз” (м. Прилуки), які в 1970 р. були реорганізовані в три нафтогазопромислових управління – “Полтаванафтогаз”, “Чернігівнафтогаз” і Охтирське нафтогазовидобувне управління (НГВУ). Ці управління, що входять до складу нині існуючого ВАТ “Укрнафта”, забезпечують понад 70% поточного видобутку нафти в Україні.

Південний регіон України Південний регіон – найменш вивчений. Основні його перспективи пов’язані з шельфом і континентальним схилом Чорного моря. У післявоєнний період розвідувальні роботи концентрувались на Керченському півострові, де невдовзі було відкрито три нафтових родовища в міоценових відкладах – Мисове, Білокаменське і Приозерне. Але свердловини мали низьку продуктивність. Промисловий видобуток нафти в останні роки відновлено на Семенівському родовищі (з 1987 р.) і Серебрянському (з 1990 р.), обсяги якого складають близько 10 тис. т/рік. В останні роки нафту виявлено в районі Азовського валу. Пошуки і розвідка нових родовищ нафти та газу в Україні останніми роками пов’язані з великими глибинами (4-7 км) та роботами в акваторіях Чорного й Азовського морів.

Українські нафтопереробні заводи (НПЗ) понад півстоліття не можуть бути завантажені вітчизняними вуглеводнями. Необхідно врахувати, що українські НПЗ будувалися переважно для переробки російської нафти. На 1990—1991 роки припав пік переробки нафти в Україні (понад 53 млн. тонни нафти) 85—90% тих нафтопоставок припало на Росію. Через десять років обсяги переробки скоротилися в 4—5 разів, але частка імпортної сировини практично не змінилася, хіба що збільшилися поставки казахської нафти. Так, із січня по вересень минулого року в Україну було імпортовано 82,5% нафтосировини, із них 56% — російської.

Можна виділити три умовні етапи розвитку українського незалежного ринку нафтопродуктів. Перший етап вирізнявся різким зниженням виробництва і збільшенням імпорту готових нафтопродуктів; другий — формуванням компаній навколо виробників палива з давальницькою формою переробки сировини; третій — початком формування транснаціональних вертикально-інтегрованих компаній за участю українських виробників і іноземних НК, а також із залученням трейдерів.

Сучасна нафтопереробна промисловість України представлена шістьма нафтопереробними заводами загальною потужністю первинної переробки 51 – 54 млн. т нафти на рік. Найпотужніші підприємства нафтопереробної промисловості України розташовані в Кременчуку, Лисичанську і Херсоні. Ці заводи виробляють 50 видів нафтопродуктів. В умовах економічної кризи кінця ХХ ст., завантаженість вітчизняних нафтопереробних заводів знаходиться на рівні 25%. Застарілі технології та обладнання обумовлюють малу глибину переробки нафти – близько 55-65 % проти 80-90% в розвинених країнах. Загальні номінальні потужності установок поглибленої переробки нафти (каталітичного крекінгу, коксування, термічного крекінгу, виробництва масел, бітумів) на всіх НПЗ України становить 6,92 млн т на рік (1999), з них каталітичного крекінгу – 3,68 млн т на рік, що становить відповідно 13,5 та 7,2% загальних потужностей переробки сирої нафти.

Виробництво і споживання нафтопродуктів в Україні у 2006-2008 роках, тис. тонн

Першочергові шляхи розв'язання проблем нафтовидобувної галузі: • спрощення порядку надання земельних ділянок для будівництва нафтових і газових свердловин і виробничих споруд, пов'язаних з експлуатацією; • завершення делімітації кордонів з Росією та Румунією на Чорному та Азовському морях; • уточнення програми освоєння шельфів Азовського та Чорного морів; • розроблення законодавчої та нормативної бази щодо стимулювання широкого впровадження наукоємних та високовитратних технологій інтенсифікації видобутку та підвищення вуглеводне вилучення.

Оцінка впливів на навколишнє природне середовище в процесах нафтопереробки Експлуатація НПЗ веде до значного забруднення атмосфери, гідросфери та літосфери, тому вирішення природоохоронних питань з врахуванням існуючого передового світового досвіту є важливою задачею. Основні причини забруднення - газові викиди, стічні води, нафтошлами, кислі гудрони, (в процесах очистки) забруднення ґрунту, надлишковий мул. Щорічно в атмосферу скидаються 280 млн. т оксидів сірки і 44% цієї кількості пов’язано з виробництвом та спалюванням нафтопродуктів.

Впливи на навколишнє середовище

Для вирішення питань внутрішнього рівня необхідно: здійснити комплексну сертифікацію нафтогазових об'єктів; розробити заходи щодо підвищення екологічної безпеки технологічних процесів на цих об'єктах; внести зміни і доповнення до діючих норм технологічного проектування та експлуатації об'єктів нафтогазової та нафтопереробної промисловості з питань, що стосуються вимог екологічної безпеки та охорони довкілля; розробити і впровадити у виробництво технологічні програми переробки відходів і відпрацьованих нафто продуктів з метою поліпшення екологічного стану довкілля; розробити екологічно раціональні технології видобутку вуглеводнів з місць їх підземного накопичення; впровадити у виробництво технології щодо зменшення викидів у атмосферу летких органічних сполук; розробити комплексні технології очищення води та ґрунту від забруднення вуглеводнями; розробити та впровадити систему оцінки і прогнозування поширення забруднення підземних вод нафтою та нафтопродуктами; розробити нормативні документи щодо визначення і розрахунку шкідливих викидів з основних джерел підприємств нафтопереробної промисловості

Для розв'язання проблем зовнішнього рівня необхідно: припинити випуск нафтопродуктів, що містять сполуки свинцю; збільшити глибину переробки нафти шляхом будівництва на основних нафтопереробних підприємствах установок каталітичного риформінгу; впровадити на нафтопереробних підприємствах технологічні процеси гідроочистки дизельного та авіаційного пального з одночасним виробництвом сірки; розробити технології виробництва моторного пального з альтернативних видів сировинних ресурсів; розробити і впровадити способи і технології використання на транспорті газових та альтернативних видів пального.

Всі отруйні забруднюючі речовини від рухомих і стаціонарних джерел за ступенем небезпеки ділять на 4 класи: 1 — надзвичайно небезпечні (тетраетил свинець, свинець, ртуть і інші.); 2 — високонебезпечні (марганець, мідь, сірчана кислота, хлор і ін.); 3 — помірно небезпечні (ксилол, метиловий спирт і ін.); 4 — малонебезпечні (аміак, бензин паливний, гас (керосин), оксид вуглецю, скипідар, ацетон і ін.).

Газові викиди вміщують такі забруднення - оксиди азоту, вуглеводневі гази, оксиди сірки і сірководень. В схемах установок НПЗ широко використовують трубчаті печі, їх викиди вміщують значну кількість оксидів азоту, але вміст NОx в димових газах до 0,02% і це не дозволяє проводити ефективну очистку. Виділяють чотири групи забруднення атмосферного повітря в залежності від технологічного процесу. - викидів домішок і забруднень в атмосферу; - потрапляння у повітря речовин і продуктів в результаті процесів нагрівання і сушки; - втрати речовин, які використовуються у виробничих процесах; - втрат кінцевого продукту.

Забруднювачі атмосферного повітря поділяються на первинні і вторинні. Первинні являють собою хімічні речовини, які безпосередньо потрапляють в повітря. Первинні забруднювачі зазвичай менш токсичні, ніж вторинні. Щоб попередити забруднення атмосфери потрібно знизити викиди рідких і газоподібних вуглеводнів, проводити утилізацію нафтових газів і газів вивітрювання. Вторинні – утворюються в результаті взаємодії в атмосфері первинних забрудників, а також за рахунок їх сполучення з киснем, озоном, аміаком, водою під впливом ультрафіолетового випромінювання.

На нафтопереробних заводах бувають організовані та неорганізовані джерела газовиділення. Викиди, які цілеспрямовано відводяться з місць виділення до відповідних пристроїв для вловлювання, належать до організованих, а неорганізовані – це викиди, які виникають внаслідок негерметичності технічного обладнання, в аварійних ситуаціях. Основний внесок в забруднення атмосферного повітря вносять нафтові резервуари, сепаратори, нафтовловлювачі, склади, котельні, печі, факела.

Існують такі засоби зменшення вмісту оксидів азоту в димових газах : двохступеневе спалення палива (спочатку з нестачею кисню, потім з його надлишком), додаткове екранування поверхні нагріву, вприскування пари або води в зону горіння, рециркуляція продуктів згорання. У сучасних трубчатих печей вміст оксидів азоту в димових газах на 20-25% зменшено за рахунок вдосконалення конструкції. Вибір приоритетних способів зменшення вмісту NОx в кожному випадку повинен визначатися техніко-економічними розрахунками. Останнім часом все більш розповсюдження отримують каталітичні засоби знешкодження.

До постійно діючих чинників належать розробка нафтогазових і газових родовищ та пов’язане з цим забруднення прісних поверхневих і глибинних водоносних горизонтів як рідкими вуглеводнями, так і супутніми пластовими водами з високою мінералізацією, а також шкідливими солями. Не менш важким техногенним навантаженням на довкілля є загазованість атмосфери і ґрунтів, виникнення газових грифонів при експлуатації газових родовищ і газосховищ

Стічні води, що їх скидають у прісноводні басейни складають 98% від загального споживання простої води на Україні 80млрд.м3. Нафтопродукти при попаданні із стічними водами у водоймища викликають глибокі зміни у складі водних біоценозів. Це обумовлено проникненням нафтопродуктів у всі шари водоймища: одна частина їх компонентів осідає на дно, інша знаходиться у вигляді суспензій і емульсій в товщі води, а інші — в молекулярно-розчиненому стані, тому всі водні організми, де б вони не мешкали, випробовують на собі негативну дію нафтопродуктів. Водні рослини, покриті нафтовою плівкою, не придатні для нересту риб. Сама риба у воді, що містить нафтопродукти в кількості понад 0,1 мг/л, має запах нафти через 1 — 3 доби перебування в ній. Поверхнева нафтова плівка просочує пір'я птахів, що сідають або пірнають у воду, вони не можуть злетіти і гинуть.

Питома витрата свіжої води на НПЗ складає 0,5 м3 на 1т перероблюваної нафти при паливному варіанті переробки. Питома витрата оборотної води складає 13 м3/т. Серед стічних вод найбільші по кількості солоні стоки після електрознесолюючих установах, примірний склад стоків ЕЛЗУ (в мг/л): феноли 10-20, нафтопродукти 1*103-10*103, мінералізація 30*103-40*103, зважені речовини 300-800. Ліквідація скиду солоних стоків є важливою задачею. На Україні організована їх переробка на Лисичанському і Кременчуцькому НПЗ методи термічного знешкодження.

Характерним прикладом негативного впливу на екологічну ситуацію є випадки втрати контролю за станом надр — відкриті викиди нафти, газу і пластової води у процесі розкриття продуктивних пластів свердловинами. Такі ситуації виникають як на стадії пошуково-розвідувальних робіт, так і на родовищах, що перебувають в експлуатації. І хоча ці факти можна віднести до розряду епізодичних, їх наслідки для надр та екологічної обстановки можуть бути досить тяжкими.

Нафтошлам утворюється в об’ємі до 0,15% від нафти - це найбільший багатотанажний вид відходів. На сьогодні їх кількість на НПЗ України складає понад 0,5млн.т. Питанню переробки шламів вділяють багато досліджень та розробок. Відомі різні методи їх переробки-розділення на центрифугах чи окремою переробкою його частин-верхнього, середнього та нижнього шарів (використовують у виробництвах кераміки, цегли, цементу, тощо).

Проблеми зовнішнього рівня стосуються також питань використання продуктів діяльності нафтопереробного та газового комплексу (бензину, дизельного пального, мазуту, газу) в інших галузях господарства і пов'язані насамперед з низькою якістю вироблюваного палива. За даними державної статистичної звітності (2ТП-повітря) основну частку викидів (95 %) стаціонарними джерелами (газоперекачувальні агрегати, резервуарні парки, котельні тощо) в навколишнє середовище складають газоподібні та рідкі речовини, а саме: неметанові леткі органічні сполуки, метан, сполуки азоту, вуглецю, сірки.

Для розв'язання цих проблем необхідно: припинити випуск нафтопродуктів, що містять сполуки свинцю; збільшити глибину переробки нафти шляхом будівництва на основних нафтопереробних підприємствах установок каталітичного риформінгу; впровадити на нафтопереробних підприємствах технологічні процеси гідроочистки дизельного та авіаційного палива з одночасним виробництвом сірки; розробити технології виробництва моторного палива з альтернативних видів сировинних ресурсів; розробити і впровадити способи і технології використання на транспорті газових та альтернативних видів палива.

Обсяг викидів під час транспортування нафти у 2005 р. склав 1,9 тис. тонн. За оцінками, завдяки комплексу інноваційних заходів збільшення обсягів транспортування нафти у 2010 - 2030 рр. не призведе до зростання викидів забруднюючих речовин. Згідно з проведеним аналізом викидів забруднюючих речовин під час транспортування газу, встановлено, що їх обсяги на кожний 1 млрд. м3 газу, що транспортується, зростатимуть щороку в середньому на 0,06 тис. тон. Це може мати місце в разі невжиття конкретних заходів щодо модернізації, своєчасного ремонту технологічного обладнання та впровадження сучасних технологій. За обсягів транспортування 228,3 млрд. м3 газу у 2005 році, кількість викидів становить 172,2 тис. тонн. Із проведених розрахунків за укрупненими показниками встановлено, що у 2010 році кількість викидів за такого ж об'єму транспорту газу може зрости до 193,2 тис. т.

ДЯКУЮ ЗА УВАГУ!