ГЕОЛОГОГЕОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА НЕФТЕПРОВОДОВ ЮЖНОГО БОРТА ЗАПАДНО-КУБАНСКОГО ПРОГИБА (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗЫБЗА ГЛУБОКИЙ ЯР, АБИНО-УКРАИНСКОЕ)

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(ФГБОУ ВПО «КубГУ»)

Кафедра региональной и морской геологии

ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ В ГАК

Зав. кафедрой региональной и морской геологии, д-р геол.-мин. наук, проф. Декан геологического факультета

__________________ В. И. Попков

___________________2014 г.

Руководитель магистерской

программы, д-р геол.-мин. наук, проф. Декан геологического факультета

__________________ В. И. Попков

___________________2014 г.

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

(МАГИСТЕРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ)

ГЕОЛОГОГЕОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА НЕФТЕПРОВОДОВ ЮЖНОГО БОРТА ЗАПАДНО-КУБАНСКОГО ПРОГИБА (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗЫБЗА ГЛУБОКИЙ ЯР, АБИНО-УКРАИНСКОЕ)

Работу выполнил А.С. Непочатых

Факультет Геологический

Направление магистерской подготовки «Геология и геохимия

горючих ископаемых»

Научный руководитель Л.П. Соловьева

Д.г-м.н., профессор,

Нормоконтролер О.Л. Донцова

доцент, канд. геогр. наук,

Краснодар 2014

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 4

1 Геологические характеристики месторождений (Абино0Украинское и Зыбза Глубокий Яр) 5

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика 7

1.2 Тектоника 13

1.2.1 Тектоника Абино-Украинского месторождения 13

1.2.2 Тектоника месторождения Зыбза Глубокий Яр 15

1.3 Геофизическая характеристика 18

1.3.1 Геофизическая характеристика Абино-Украинского месторождения 18

1.3.2 Геофизическая характеристика месторождения Зыбза Глубокий Яр 29

2 Геоэкология района нефтепровода Краснодар-Новороссийск 21

2.1 Геоэкология Абино-Украинского месторождения 23

2.2 Геоэкология месторождения Зыбза Глубокий Яр 36

3. Эксплуатация нефтепроводов и газопроводов 46

3.1 Электрохимическая защита нефтепроводов и газопроводов 48

3.2 Мониторинг эксплуатации нефтепроводов и газапроводов 52

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 56

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 58

РЕФЕРАТ

Непочатых А.С. (магистерская работа) 59 л. текста, 3 раздела, 4 рисунка, 2 таблицы, 15 источников.

ГЕЛОГОГЕОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА НЕФТЕПРОВОДОВ ЮЖНОГО БОРТА ЗАПАДНО-КУБАНСКОГО ПРОГИБА (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗЫБЗА ГЛУБОКИЙ ЯР, АБИНО-УКРАИНСКОЕ)

НЕФТЯНАЯ ЗАЛЕЖЬ, , НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МИОЦЕНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ, АГРЕССИВНОСТЬ ГРУНТА, ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА, ГЕОЭКОЛОГИЯ, ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.

Объектами исследования являются нефтепроводы Западно-Кубанского прогиба и их защита при транспортировке углеводородов.

Цель: На основе анализа геоэкологических характеристик определить степень коррозийной агрессивности грунта, при эксплуатации нефтепродуктов, определить степень защиты нефтепроводов и газопроводов.

Для выполнения этой цели решались следующие задачи:

1) Сбор имеющихся материалов по геоэкологии месторождений Зыбза Глубокий Яр, Абино-Украинское.

2) С применением полученных данных провести анализ степени защиты нефтепроводов и газопроводов от коррозии при существующих геоэкологических условиях

Защищаемые положения:

Выявить экономическую целесообразность применяемого метода электрохимической защиты при эксплуатации нефтепроводов.
Исследовать особенности современного геоэкологического состояния района, определяющие сложность его промышленного освоении.
Выполнить оценку геоэкологических последствий разработки месторождений на основе обобщения опыта эксплуатации действующих объектов газовой отрасли.

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время особенно остро стоит проблема в детальных комплексных оценках геоэкологической опасности регионов при проектировании новых трубопроводов и эксплуатации старых. Электрохимическая защиты нефтепроводов и газопроводов в настоящее время – это один из самых важных методов защиты от коррозии в Краснодарском крае и на территории всей России в целом.

Актуальность исследования заключается в обосновании приоритетных направлений при транспортировки нефтепродуктов и эксплуатации нефтепроводов. Выполненная работа характеризует важность прогнозирования аварий на нефтепроводах, в связи с особенностями изучаемого района, а также экономическую составляющую методов их защиты.

Новизна работы заключается, в новом подходе при исследование методов защиты нефтепроводов от коррозии на каждом этапе эксплуатации нефтепроводов.

Материал, используемый в данной работе, был накоплен автором в процессе прохождения производственных в ООО «НК «Роснефть»-НТЦ», при работе на объектах ОАО «Чернамортранснефть и ОАО «Газпром», также ценная информация была получена из научных изданий библиотеки Научно-технического центра и Научной библиотеки КубГУ.

Автор приносит свою искреннюю благодарность своим преподавателям кафедры В.И. Попкову, В.А. Соловьеву, М.А Григорьеву, также НТЦ-«Роснефть за предоставленный материал по изучаемой территории.

Особую благодарность автор приносит своему научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору Л.П. Соловьевой.

1 Геологическое строение ( на примере месторождений Зыбза Глубокий Яр и Абино-Украинское)

Месторождения Абино-Украинское и Зыбза Глубокий Яр находится на обустроенной территории нефтегазодобывающего производства ООО «РН-Краснодарнефтегаз», с широко развитой сетью нефтегазосборных коммуникаций, водоводов, линий электропередач, гравийных дорог.

Месторождение расположено в переходной зоне от предгорий Северо-Западного Кавказа к равнине Прикубанья. Рельеф представляет собой всхолмленную, расчлененную реками равнину. На юге месторождения высотные отметки рельефа достигают +70 м, на севере – лишь +20 м. С юга на север, образуя многочисленные меандры, протекают реки: Шибик, Куафо, Абин. Наиболее крупная из них - река Абин. Сток рек образован, главным образом, атмосферными осадками, поэтому реки особенно водообильны в весеннее и осеннее время. (рисунок 1)

Климат района континентальный. Лето жаркое, сухое, осень теплая с периодическими дождями, зима сырая с небольшими снегопадами и морозами. В отдельные, довольно редкие годы, зима суровая с частыми похолоданиями, дождями и сильными ветрами. Преобладающее направление ветров – юго-западное, средняя скорость ветра 3.9 м/с.

Средняя температура +110 C. Летом температура достигает +350 C - +400 C , зимой снижается до -200 C , а в редких случаях до -25 0C.

Почвы района представлены более чем двадцатью разновидностями. На предгорных территориях почвы темно-серые лесные, бурые лесные и перегнойно-карбонатные. На равнине – лугово-болотные, черноземы слитые и лесостепные.[5]

Из полезных ископаемых, кроме нефти и газа, в районе отмечаются залежи бурого железняка, строительных материалов: известняка, гравия, песка.

Растительность – лесные заросли и кустарники.

Рисунок 1 - Обзорная карта района

1.1 Литолого – стратиграфическая характеристика

В строении месторождений Зыбза-Глубокий Яр и Абино-Украинское принимают участие палеоценовые (свиты цице, горячего ключа, ильская), эоценовые (зыбзинская, кутаисская, калужская, хадыженская, кумская и белоглинская свиты), олигоцена - нижнего миоцена (майкопская серия), средне и верхне миоценовые (чокракский, караганский, конкский горизонты, сарматский и меотический ярусы) отложения. [8] На большей территории месторождения миоцен трансгрессивно залегает на среднем майкопе, а в приосевой части складки – на более древних отложениях, чаще на кумской свите.

Так как продуктивными отложениями является миоценовый комплекс, именно на нем остановимся подробнее.

Составлена литолого–стратиграфическая характеристика по данным А.В. Величко (1957, 1967) и Л.А. Дорошенко (1989). [8,12 ]

Миоцен (N)

На месторождении Зыбза–Глубокий Яр разрез миоцена начинается с чокракского горизонта. Отложения тархана отсутствуют, но не исключается их присутствии в крайних северных скважинах, где он, возможно, залегает на верхнем майкопе. Миоцен залегает моноклинально с падением слоев на север. В этом же направлении увеличиваются толщины его подразделений.

Чокракский горизонт (N12с)

Отложения чокрака на участке Зыбза в сравнении с более высокими горизонтами среднего миоцена являются наименее распространенными и сохранились от размыва только в северной части месторождения. Максимальная толщина их достигает 144 м на севере участка Зыбза (скв. 275). Нижняя часть горизонта здесь сложена переслаиванием глин и песчано-алевритовых пород. Глины серые и темно-серые, слоистые, известковистые, с присыпками и тонкими (до 3–5 см) прослоями рыхлых алевритов и мелкозернистых песков. В южном направлении толщина описанного разреза сокращается, а в пределах залежи выклинивается, срезаясь залегающими выше отложениями верхнего чокрака. В скв. 275 в основании последнего залегает пласт грубообломочных пород толщиной 8 м.

Выше конгломератов в скв. 275 залегает пачка переслаивания глин и песчано-алевритовых пород. К югу от этой скважины разрез верхнего чокрака резко изменяется. Толщина базального горизонта возрастает до 74 м в скв. 907 и исчезает пачка переслаивания глин и песчано-алевритовых пород. В пределах месторождения чокрак представлен в прибрежной зоне преимущественно обломочными породами с прослоями глин, вдали от берега – переслаивание глин и обломочных пород. Последние представлены щебенкой и дресвой с песчано-алевритовым и глинистым заполнителем, реже брекчией, дресвяником, конгломератами и гравелитами. Пески и алевриты почти всегда содержат в разных количествах раковинный детрит. Иногда грубообломочные породы образуют единую толщу чокрак–караганского возраста, внутри которой невозможно провести границу между ними.

На участках Горка, Новокипячий, Кипячий чокрак – основной продуктивный горизонт. На этих участках выделены внутричокракские перерывы и соответствующие им базальные пачки, залегающие не только в условиях налегания, как на участке Зыбза, но и прилегания к отложениям эоцена и майкопа. Внутри чокрака вновь образованная пачка зачастую прилегает к более ранней и залегает гипсометрически ниже.

Что касается литологии, то по тем немногочисленным данным керна, который выносился из скважин описываемых участков, она не отличается от литологии участка Зыбза, но отложения чокрака залегают здесь в виде отпрепарированных конусов выноса и в виде заполнения узких каньонов или других депрессий.

Распространение и литология чокракского горизонта в пределах участка Южно-Карский в целом аналогично участку Зыбза, хотя в пределах III--го залива также как и на участках Горка, Новокипячий и Кипячий установлены факты прилегания чокрака к отложениям майкопа.

Караганский горизонт (N12kr)

На севере участка Зыбза караган представлен тонким ритмичным чередованием глин и алевролитов с прослоями карбонатной щебенки и дресвы. В скв. 275 он залегает на чокраке согласно. Мощность его составляет 160 м. В южном направлении толщины карагана уменьшаются, а прослоев и грубообломочных пород возрастают, и в основании появляется базальная пачка, которая сливается с чокракской. Еще южнее караган залегает трансгрессивно на майкопских глинах. Разрез его здесь сложен в основном брекчией, мощностью до 50–60 м, и пачкой чередования глин и алевролитов с прослоями карбонатной щебенки, дресвы и песка с раковинным детритом.

На участке Зыбза в скв. 855 (инт. 833–837 м) вскрыты листоватые неизвестковистые и слабоизвестковистые глины с многочисленными сферолитами и листочками гипса по плоскостям напластования. Среди глин присутствуют светло–серые мергели (карбонатность 68,0 %), легкие, опоковидные, со сферолитами и листочками гипса. В глинах и мергелях много пиритизированной мелкой черной и бурой мягкой, графитоподобной растительной органики. Залегают эти породы в нижней части караганского горизонта.

Р.Г. Дмитриева (1952) [12] детально изучила эти мергели по р. Пшехе. Они залегают в виде нескольких прослоев (до 3–5 м) толщиной 0,1–0,3 м среди известковистых глин через 1,5–2 м. Присутствующие в них первоначально кристаллы гипса были замещены кальцитом, который впоследствии в результате выщелачивания растворился, и после него остались поры продолговато-эллиптического очертания. Эти мергели образуют хорошо выдержанный маркирующий горизонт, прослеживаемый от р. Пшехи до Гостагаевско – Темрюкского и Анапско – Раевского районов.

Отложения карагана на участках Горка, Новокипячий, Кипячий литологически не отличаются от описанных на севере участка Зыбза. Наиболее ранние отложения карагана заполняют неровности постчокракского рельефа, вышележащие залегают плащом с увеличением мощности в северном направлении. На юге отложения карагана срезаются сарматом или прилегают к майкопу.

На участках Новокипячий и Кипячий караган не содержит продуктивных горизонтов, а на участке Горка – только один продуктивный горизонт, залегающий в полных разрезах в 20–25 м выше подошвы, а на юге – на майкопе.

В пределах II–го и III–го заливов Южно-Карского участка караганский горизонт залегает в центральной и северной части залежи на отложениях чокрака, а в южной части с размывом на майкопских образованиях. Продуктивные отложения караганского горизонта III–го залива распространяются в центральной (массивной) части залежи. Южнее наблюдается их выклинивания, а к северу замещение непроницаемыми разностями.

Конкский горизонт (N12kn)

На участке Зыбза конкский горизонт представлен пачкой светлых слоистых известковистых глин с прослоями гравелитов толщиной 10–15 м. В пределах залежи эти слои срезаются трансгрессивно залегающим сарматом.

Сарматский ярус (N13s)

Отложения сармата на участке Зыбза залегают трансгрессивно на конкском и караганском горизонтах, а на юге переходят на майкопскую серию. Расчленяются они на три подъяруса.

Нижний и средний сармат на юге представлен монолитным пластом обломочных пород или переслаиванием последних с глинами. В состав обломочных пород входят щебенка и дресва с песчано-алевритовым и глинистым заполнителем, брекчия и дресвяник, пески, песчаники с раковинным детритом, алевриты и алевролиты. Толщина отложений составляет 20–110 м.

В северном направлении грубообломочные породы фациально замещаются песчано–алевритовыми, возрастает роль глин, общая толщина разреза возрастает от 110 до 150 м и более. Над обломочными породами среднего сармата появляется глинистая пачка.

Верхний сармат представлен пачкой глин с прослоями алевролитов. На юге месторождения он отсутствует, а в северных скважинах толщина его возрастает до 100 м.

На участке Зыбза в скважинах 913 (инт. 562–582 м) и 914 (инт. 556–558 м) в глинах и алевролитах встречен гипс.

На участках Горка, Новокипячий, Кипячий выделить подъярусы сармата не представляется возможным. Литологически сармат здесь близок к описываемому на участке Зыбза нижнему и среднему сармату. На диаграммах стандартного каротажа отложения сармата – две пачки высокоомных пород с PS, разделенные пластом глин. Эти породы залегают повсеместно и содержат воду. Локально в подошве появляется третий высокоомный пласт, залегающий в депрессии и образующий ловушку УВ. [12]

На участке Южно-Карский литологически сарматские отложения схожи с представленным на участке Зыбза, но выделить подъярусы здесь также, как и на участках Горка, Новокипячий, Кипячий, не представляется возможным.

Меотический ярус

Отложения меотиса распространены широко и даже в наиболее сокращенных разрезах на юге месторождения мощность достигает 60–80 м. В подошве почти повсеместно залегают конгломераты и брекчии с глинисто-детритусовым заполнителем. Псефитовые обломки представлены зелеными неизвестковистыми глинами, темно-серыми алевролитами, песчаниками и другими породами.

На участке Зыбза крупнообломочные породы монолитных пачек не образуют, а чередуются в нижней части разреза с серыми известковистыми глинами, мелкозернистыми рыхлыми песками с детритом раковин. Мощность этой части разреза до 40–50 м. Выше залегают глины серые, слоистые, в различной степени известковистые. Среди них отмечено несколько пачек толщиной до 10–15 м, сложенных частым переслаиванием глин и алевролитов. Мощность меотиса изменяется от 0 до 100 м.

На участках Горка и Новокипячий наиболее ранние отложения меотиса заполняют узкие каньоны и каналы, прорезанные в отложениях сармата и майкопа. Эти пласты – наилучшие коллектора с высокой нефтенасыщенностъю. По латерали они быстро сменяются пластами с худшими коллекторскими свойствами и низкими притоками. Выше залегают глины, анологичные описанным на участке Зыбза. Такие же глины слагают меотис на участках Кипячий и Южно-Карский.

1.2 Тектоника

Согласно тектоническому делению (А.И. Дьяконов, 1974) Абино-Украинское и Зыбза Глубокий Яр месторождения располагается в пределах Левкинского тектонического блока южного склона Западно-Кубанского прогиба. [11]

1.2.1 Тектоника Абино-Украинского месторождения

Важнейшей особенностью тектоники Левкинского поперечного блока является наличие крупных разрывов двух генетических простираний – общекавказского, т.е. запад-северо-запад и поперечного к нему субмеридиального.

Главным разрывом общекавказского простирания является Ахтырский разлом, определяющий формирование структур и распределение нефтегазоносности по разрезу осадочных отложений.

Существенную роль играют поперечные разрывы – прежде всего Восточно-Крымский разлом, разграничивающий Левкинский и Джигинско-Крымский поперечные блоки. С востока аналогичную роль играет Холмский глубинный меридиальный разлом [4] (рисунок 3).

В разрезе мезо-кайнозойского осадочного чехла, имеющего мощность до 12 км, может быть выделено до четырех структурно стратиграфических этажей, разделенных региональными перерывами, соответствующих основным этапам геодинамической истории Западно-Кавказского региона [9].

Вдоль южного борта Западно-Кубанского прогиба, граница которого проводится по Ахтырской шовной зоне, воздымаются параллельные антиклинальные зоны Азовская и Левкинская.

Азовская антиклинальная зона относится к северному крылу мегаантиклинория и включает в себя Украинскую структуру. Последняя по мел-палеогеновым отложениям представляет собой разбитую нарушениями складку сундучного типа северо-западного простирания. На отдельных участках складка запрокинута к северу и имеет крутое, поставленное вертикально ли даже

Рисунок 2 - Фрагмент тектонической схемы района

запрокинутое северное крыло, осложненное крупным надвигом, который рассматривается как элемент системы Ахтырского разлома. Севернее, после узкой (91-1,5 км) синклинали, расположена Абино-Украинская антиклиналь, принадлежащая Левкинской антиклинальной зоне. Южное крыло ее размыто, а северное – крутое, местами подвернутое.

Как уже отмечалось, в верхнем структурном этаже, охватывающем комплекс отложений от среднего майкопа до плиоцена слои залегают моноклинально, погружаясь в северном направлении под углами 5 – 35 градусов. В югу от Украинской складки моноклинально представлена только плиоценом и частью меотиса, играющего роль базального горизонта.

Придвижении с юга на север разрез быстро наращивается, и уже в синклинали, разделяющей Украинскую и Абино-Украинскую структуры, присутствуют все ярусы миоцена, хотя и сокращенной мощности. Далее, к северу, начинается новый подъем слоев, связанный с миоценовой Северо-Украинской антиклиналью. В присводовой части Северо-Украинской структуры в разрезе миоцена отмечаются многочисленные перерывы. Мощность миоцена не превышает 500 м. образование данной складки необходимо связывать с существованием диапира, сформированного майкопскими глинами.

Далее необходимо отметить, что четко выраженной синклинали, ограничивающей антилинальную структуру с севера, не наблюдается. Моноклинальное погружение северного крыла в сторону Адагумо-Афипской впадины сопровождается значительным увеличением мощности миоцена – до 1000 м и более.

По результатам сейсмических исследований и тщательной корреляции разрезов скважин зафиксировано разрывное нарушение большой амплитуды на северном склоне Северо-Украинской складки в тортонских отложениях, в районе скважин №№ 103, 64, 73.

1.2.2 Тектоника месторождения Зыбза Глубокий Яр

Антиклинальная складка Зыбза-Глубокий Яр приурочена к южному борту Западно-Кубанского прогиба, находящемуся на стыке двух крупных геоструктурных элементов: антиклинория Северо-Западного Кавказа и передового прогиба, которые претерпели в процессе своего развития подвижки противоположного знака. Подъем первого и глубокое погружение второго, начавшееся в предолигоценовое время и продолжавшееся до антропогена, оказали основное влияние на многообразие структур, осложняющих южный борт прогиба (рисунок 2).

Вдоль южного борта Западно-Кубанского прогиба с востока на запад простираются две антиклинальные зоны: Калужская и Азовская, разделенные синклиналью. В состав Калужской входят Калужская, Новодмитриевская, Восточно-Северская, Северо-Ахтырская, Северо-Крымская и другие антиклинальные складки. Азовская зона расположена южнее, начинается в бассейне р. Псекупс и простирается через Ставропольскую, Колинскую, Азовскую, Глубокоярскую, Ахтырско-Бугундырскую, Украинскую, Крымскую антиклинали.

Для Азовской антиклинальной зоны характерным является четкое выделение двух структурных этажей. Нижний охватывает комплекс пород от мезозоя до эоцена (местами нижний и средний майкоп) включительно. Он интенсивно дислоцирован. В течение среднего и верхнего эоцена поднятие отдельных складок было настолько продолжительным и динамичным, что временами они выступали на поверхность и размывались. Верхний этаж залегает моноклинально, часто с базальными конгломератами в основании. Представлен он отложениями майкопа, миоцена и более молодыми.

Изложенное выше полностью относится к складке Зыбза-Глубокий Яр. Здесь отложения мела, палеоцена, эоцена слагают опрокинутую в северном направлении антиклинальную складку. Антиклиналь, содержащая залежи УВ, это осложнения южного крыла складки, гребень, образовавшийся при опракидывании крупной складки. Длина складки по кумскому горизонту 13 км, ширина 3 км. Углы падения составляют 42–60. Свод размыт до отложений ильской свиты и поверхность его наклонена к северу. Миоцен залегает моноклинально с падением слоев на север. Наиболее продвинутыми на юг являются отложения плиоцена, затем в северном направлении появляются меотические, сарматские, караганские и чокракские. Вниз по разрезу углы падения увеличиваются от 6–8 до 20–30. В моноклинально залегающих отложениях неогена отмечаются угловые несогласия, вызванные трансгрессиями и перерывами в осадконакоплении.

Наибольшие мощности миоцена фиксируются в северной части месторождения. К югу, вверх по восстанию пластов, толщина отложений уменьшается вплоть до полного выклинивания сначала чокрака, затем карагана, сармата и меотиса, т.е. на юге находилась береговая линия, которая в процессе трансгрессии наступала. В центральной и южной частях участка Зыбза разрез миоцена по стандартному каротажу становился слабо или совсем недифференцированным, т.е. представлен монолитной толщей. Поэтому границы между горизонтами проводились условно. Полное или частичное отсутствие глинистых разделов между стратиграфическими подразделениями миоцена свидетельствуют о непрерывном накоплении отложений в одних и тех же условиях и о гидродинамической связи всех горизонтов. [8]

Общая картина распространения миоцена на участке Зыбза с непрерывным залеганием его подразделений нарушается на участках Горка, Кипячий, Новокипячий.

Общим с участком Зыбза является падение пород на север, а для отложений, залегающих плащом, увеличение мощности в северном направлении. Современное распространение отложений чокрака, карагана, сармата, меотиса и, особенно, продуктивных пачек, кроме караганской, является следствием существования нескольких уровней денудации.

В современном строении фиксируется многоуровневый рельеф, в котором в определенном отрезке времени положительными формами выступали породы кумского горизонта, майкопа и пачки С1. Пачка С3 на западе заполняет отрицательные формы рельефа, а на востоке является рельефообразующей.

Продуктивные пачки сармата, меотиса и пачка С3 залегают в отрицательных формах палеорельефа. Породы меотиса и сармата, залегающие выше продуктивных пачек, и пачка С3III ложатся плащом. Прерывистость пачки C3III на площади связана с предкараганским размывом.

В целом залегание миоценовых отложений на участке Южно-Карский аналогично участку Зыбза. Отличительной особенностью является заполнение неровностей в майкопском рельефе.

1.3 Геофизическая характеристика

В 1949 г. под руководством В.И. Прийма впервые были проведены сейсмические исследования МОВ в Абинском, Крымском и Северском районах Краснодарского края. В течение полевого сезона было выполнено 52 профиля общей протяженностью 331 пог.км. [3]

1.3.1 Геофизическая характеристика Абино-Украинского месторождения

На Абино-Украинской площади было выполнено 7 профилей, с общей длиной 63 пог.км. В результате было выявлено Украинское поднятие.

В 1950 г. сейсмические исследования были продолжены с целью детализации строения структурных форм, выявленных работами прошлых лет, и дальнейшего изучения глубинной тектоники и поисков погребенных структур. На Абино-Украинской площади было выполнено 13 профилей общей длиной 104,4 пог.км.

В результате камеральной обработки материалов были построены разрезы по сейсмическим профилям масштаба 1:10 000 и структурные карты масштаба 1:25 000.

С 1980 по 1993 гг. по редкой сети профилей выполнены региональные сейсмические исследования методом МОВ-ОГТ 2Д. Проведенные работы позволили уточнить геологическое строение и структурный план неоген-палеогеновых отложений. Основными результатами этого этапа исследований является отработка методики полевых сейсмических работ и изучение глубинного строения района.

В 2002 году, с целью изучения эоцен-палеоценовых и миоценовых отложений на северо-западном фланге Абино-Украинского месторождения (Новоукраинская площадь) силами ОАО «Краснодарнефтегеофизика» проведены сейсморазведочные работы МОВ ОГТ-3Д. Площадь съемки составила 35 км2.

По мере разбуривания площади Абино-Украинского месторождения уточнялось геологическое строение продуктивных объектов с корректировкой запасов углеводородов. В 1993, 1996, 2005 гг. в связи с тем, что накопленная добыча превышала извлекаемые запасы, оперативно были приращены балансовые и извлекаемые запасы нефти и растворенного газа. Последняя переоценка запасов нефти и растворенного газа проводилась в 2007 г.

1.3.2 Геофизическая характеристика месторождения Зыбза Глубокий Яр

На месторождении Зыбза-Глубокий Яр продуктивные миоценовые отложения вскрыты более чем 700 скважинами, из них подавляющее большинство пробурены в 1946–1950 гг.

Наибольшее число пробурено на участке Зыбза, здесь же наиболее полный ГИС и отбор керна.

Качество всех геофизических диаграмм на участке Зыбза удовлетворительное, за исключением диаграмм НГК, выполненных в обсаженных скважинах, и кривых БКЗ, зарегистрированных в конце 1940–х годов. Наблюдается в некоторых случаях систематическое занижение значений КС на диаграммах БКЗ, о причинах которого можно только догадываться.

Такое количество и качество проведенных геофизических исследований вызвало большие трудности для составления представительной характеристики коллекторов миоцена.

В 1989 г на участке Зыбза на основе информации по скважинам, пробуренным в 1985-1988 гг., проведена большая работа по определению типа коллектора, выделению продуктивных пластов, оценки пористости и нефтенасыщенности по ГИС.

На участке Горка и Кипячий проводился сокращенный ГИС, который был стандартом в 1946–1950 гг. Более поздние скважины, вступающие в эксплуатацию в 1970–1990 гг. и позже на участках Горка, Новокипячий, Кипячий, были транзитными, их проектным горизонтом был кумский, где проводился полный комплекс ГИС, миоцен проходился с сокращенным комплексом. Поэтому принципы выделения продуктивных пластов в скважинах на этих участках берутся по аналогии с участком Зыбза, а оценка пористости, нефтенасыщенности, пересчетный коэффициент принимается как средняя величина по участку Зыбза. [3]

На участке Южно-Карский (II и III залив) геофизические исследования ограничиваются в основном данными стандартного каротажа, а полный комплекс ГИС, как и на участках Горка, Кипячий, Новокипячий и Северо-Кипячий проводился по кумскому горизонту. Несмотря на скудный ГИС Брахиным Г.Б. были оценены коэффициенты пористости, нефтенасыщенности и проницаемости продуктивного горизонта миоцена. [4]

2 Геоэкология района нефтепровода Краснодар-Новороссийск

Трассы магистральных трубопроводов прокладываются в различных природно-климатических зонах, отличающихся геологией, геокриологией, гидрологией, географическим ландшафтом, освоенностью, чувствительность к антропогенным и техногенным воздействиям, характером и размером их последствий. При изыскании трасс, строительстве и эксплуатации трубопроводов на грунтовую среду, растительный покров, животный мир, подземные и поверхностные воды, приземной слой атмосферы оказывают влияние различные среды. [14]

Причем источниками воздействия могут быть транспорт и строительно-монтажная техника, перекачиваемый продукт (нефть, газ, нефтепродукты) или продукты его сгорания, тепло транспортируемой по трубопроводу среды, конструкция трубопровода и т. д.

Все воздействия можно подразделить на прямые и косвенные, длительные и кратковременные (импульсные). Они могут проявляться в виде механического разрушения, загрязнения, теплового влияния и т. п. Последствия от этих воздействий могут быть первичными и вторичными, обратимыми и необратимыми(нерегулируемыми).

Прямым воздействием на окружающую среду, например, при расчистке и планировке трассы будет нарушение микро- и макрорельефа, а косвенным—сокращение пастбищных площадей. Последствия прямых и косвенных воздействий будут соответственно первичными и вторичными.

В рассматриваемом случае первичные последствия — развитие эрозии, оврагов, термокарста, а вторичные — ухудшение условий питания животных и др.

Примером длительного воздействия на окружающую среду, в частности на грунт, может служить тепловое влияние трубо- и нефтепроводов на многолетнемерзлые грунты.

Загрязнение атмосферы в результате аварийного выброса газа или сжигания нефти характеризуется значительно меньшим периодом воздействия и его можно отнести к кратковременному или импульсному воздействию.

Обратимыми последствиями будем называть такие, которые могут быть ликвидированы, а окружающая среда при этом восстановлена до исходного состояния или близкого к нему. Например, растительный покров после окончания строительно-монтажных работ может быть восстановлен посевом аналогичных растений.

К необратимым последствиям следует отнести такие, которые приводят к качественному (трудно восстановимому) изменению окружающей среды, например термокарсты, оползни, деформация русла реки.

2.1 Геоэкология Абино-Украинского месторождения

По административному делению Абино-Украинское месторождение расположено в пределах Крымского и Абинского районов Краснодарского края, в 75 км к юго-западу от г. Краснодара. Ближайшими крупными населёнными пунктами на западе является г. Крымск, на востоке – г. Абинск. Месторождение пересекает железная дорога и шоссе Новороссийск-Краснодар.

Юго-восточнее, в 12 км от Абино-Украинского месторождения находятся Лёвкинское и Ахтырско-Бугундырское месторождения. Вблизи юго-западной границы расположено Украинское нефтяное месторождение.

Месторождение расположено в переходной зоне от предгорий Северо-Западного Кавказа к равнине Прикубанья. Рельеф представляет собой всхолмленную, расчлененную реками равнину. На юге месторождения высотные отметки рельефа достигают плюс 70 м, на севере – лишь плюс 20 м. С юга на север, образуя многочисленные меандры, протекают реки: Шибик, Куафо, Абин. Наиболее крупная из них – Абин. Сток рек образован, главным образом, атмосферными осадками, поэтому реки особенно водообильны в весеннее и осеннее время. [1,5]

Климат района континентальный. Лето жаркое, сухое, осень тёплая с периодическими дождями, зима сырая с небольшими снегопадами и морозами. В отдельные, довольно редкие годы, зима суровая с частыми похолоданиями, дождями и сильными ветрами. Преобладающее направление ветров – юго-западное, средняя скорость ветра 3,9 м/сек.

Средняя температура плюс 110 C. Летом температура достигает плюс 35 0C – плюс 40 0C , зимой снижается до минус 20 0C , а в редких случаях до минус 25 0C.

Почвы района представлены более чем двадцатью разновидностями. На предгорных территориях почвы тёмно-серые лесные, бурые лесные и перегнойно-карбонатные. На равнине – лугово-болотные, чернозёмы слитые и лесостепные.

Глубокое поисковое бурение на площади начато в 1955 г. с целью поисков залежей нефти в отложениях миоцена. В 1956 г. при опробовании скважины № 45 был получен промышленный приток нефти из сарматских отложений. Было открыто Абино-Украинское месторождение.

В 1957 г. выявлена промышленная нефтеносность караганских и чокракских отложений.

Непосредственное воздействие на недра в процессе разработки месторождения оказывают скважины всех типов, как в процессе строительства, так и после завершения строительства в процессе добычи нефти. Добывающие, нагнетательные, контрольные (наблюдательные и пьезометрические), специальные (водозаборные, поглощающие и другие скважины), законсервированные и ликвидированные скважины оказывают воздействие на недра в большей или меньшей степени.

Загрязнённый нефтепродуктами грунт на настоящий момент на территории месторождения отсутствует.

Несанкционированных мест хранения отходов бурения на территории месторождения нет.

При проведении работ в обязательном порядке необходимо руководствоваться «Правилами охраны недр» ПБ 07-601 – 03:

1 В соответствии со ст. 22 Закона РФ «О недрах» пользователь недр обязан обеспечить:

- соблюдение требований законодательства, а также утверждённых в установленном порядке стандартов (норм, правил) по технологии ведения работ, связанных с пользованием недрами;

- соблюдение требований технических проектов, планов и схем развития горных работ, недопущение сверхнормативных потерь, разубоживания и выборочной отработки полезных ископаемых;

- ведение геологической, маркшейдерской и иной документации в процессе всех видов пользования недрами и её сохранность;

- безопасное ведение работ, связанных с пользованием недрами;

- соблюдение утверждённых в установленном порядке стандартов (норм, правил), регламентирующих условия охраны недр, атмосферного воздуха, земель, лесов, вод, а также зданий и сооружений от вредного влияния работ, связанных с пользованием недрами;

- приведение участков земли и других природных объектов, нарушенных при пользовании недрами, в состояние, пригодное для их дальнейшего использования;

- сохранность разведочных горных выработок и буровых скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождений и/или в иных хозяйственных целях; ликвидацию в установленном порядке горных выработок и буровых скважин, не подлежащие использованию.

2 В соответствии со ст. 26 указанного Закона к основным требованиям по рациональному использованию и охране недр относится:

- обеспечение полноты геологического изучения, рациональной комплексного использования и охраны недр;

- проведение опережающего геологического изучения недр, обеспечивающего достоверную оценку запасов полезных ископаемых или свойств участка недр, предоставленного в пользование в целях не связанных с добычей полезных ископаемых;

- обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов;

- достоверный учёт извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов при разработке месторождений полезных ископаемых;

- охрана месторождений полезных ископаемых от затопления обводнения, пожаров и других факторов, снижающих качество полезных ископаемых и промышленную ценность месторождение или осложняющих их разработку;

- предотвращение загрязнения недр при проведении работ, связанных с пользованием недрами, особенно при подземном хранении нефти, газа или иных веществ и материалов, захоронении вредных веществ и отходов производства, сбросе сточных вод;

- предупреждение самовольной застройки площадей залегание полезных ископаемых и соблюдение установленного порядка использования этих площадей в иных целях.

3 В соответствии со ст. 23-3 указанного Закона пользователи недр, осуществляющие первичную переработку получаемого ими из недр минерального сырья, обязаны обеспечить:

- строгое соблюдение технологических схем переработки минерального сырья, обеспечивающих рациональное, комплексное извлечение содержащихся в нем полезных компонентов;

- учёт и контроль распределение полезных компонентов на различных стадиях переработки и степени их извлечения из минерального сырья;

- дальнейшее изучение технологических свойств и состава минерального сырья, проведение попутных технологических испытаний в целях совершенствования технологий переработки минерального сырья.

4 В соответствии со ст. 24 указанного Закона к основным требованиям по обеспечению безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами относятся:

- проведение комплекса геологических, маркшейдерских и иных наблюдений, достаточных для обеспечения нормального технологического цикла работ и прогнозирования опасных эксплуатаций, своевременное определение и нанесение на планы горных работ опасных зон;

- осуществление специальных мероприятий по прогнозированию и предупреждению внезапных выбросов газов, прорывов воды, полезных ископаемых и пород, а также горных ударов;

- управление деформационными процессами горного массива, обеспечивающее безопасное нахождение людей в горных выработках;

- разработка и проведение мероприятий, обеспечивающих охрану работников предприятий, ведущих работы, связанные с пользованием недрами, и населения в зоне влияния указанных работ и вредного влияния этих работ в их нормальном режиме и при возникновении аварийных ситуаций. [1]

Проектом на бурение скважины обосновывается качественное вскрытие продуктивных пластов, крепление и надёжность скважины, выполнение проектных решений, выбор параметров бурового раствора, технологические параметры и режимы геофизических исследований, позволяющие обеспечить качественное вскрытие продуктивного пласта.

Состав и свойства буровых растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пластов, должны удовлетворять следующим требованиям:

* жидкая основа растворов должна быть маловязкой и имеет небольшое поверхностное натяжение на границе с горными породами;

* концентрация глинистых частиц в твёрдой фазе раствора должна быть минимальной, а средневзвешенное по объёму значение плотности твёрдой фазы – максимальным;

* буровые растворы должны быть недиспергирующимися под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах и иметь стабильные показатели;

* буровые растворы должны быть химически нейтральными по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их диспергирование и набухание;

* буровые растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, наполнители и добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях;

* смазочные добавки должны составлять не менее 10 %;

* фильтрат бурового и цементного раствора должен быть таким, чтобы при проникновении в ПЗП не происходило глинистого материала, соле- и пенообразования в пористой среде горных пород;

* гранулометрический состав твёрдой фазы бурового и цементного растворов должен соответствовать структуре порового пространства, т. . для предотвращения глубокой кольматации содержание частиц диаметром большим на 30 % размера поровых каналов или трещин должны быть менее 5 % от общего объёма твёрдой фазы промывочного агента;

* поверхностное натяжение на границе раздела фильтрат – пластовый флюид должно быть минимальным.

При вскрытии продуктивного пласта при бурении обеспечивается максимально возможное естественное состояние призабойной зоны, предотвращающее её загрязнение.

Конструкция обсадных эксплуатационных скважин выбирается исходя из обеспечения монтажа, демонтажа и длительной эксплуатации скважинного оборудования, установки клапанов - отсекателей, пакерующих и других устройств. Не допускается уменьшение внутреннего диаметра эксплуатационной колонны снизу вверх.

При цементировании обсадных колонн обеспечиваются:

- надёжное разобщение нефтяных, газовых и водяных пластов, исключающее циркуляцию нефти, газа и воды в заколонном пространстве;

- проектная высота подъёма тампонажного раствора;

- надёжность цементного камня за обсадными трубами, его устойчивость к разрушающему воздействию пластовых жидкостей, механических и температурных нагрузок;

- создание проектных депрессий и регрессий на пласт без нарушения целостности цементного камня;

- предотвращение проникновения твёрдой и жидкой фаз цементного раствора в продуктивный пласт.

Качество цементирования колонны проверяется геофизическими исследованиями и испытанием на герметичность.

Освоение скважины включает вызов притока жидкости (газа) из пласта или опробование закачкой в него рабочего агента в соответствии с ожидаемой продуктивностью (приёмистостью) пласта.

Основным мероприятием по охране недр при переводе скважины с одного горизонта на другой горизонт является выбор технологии, качественное выполнение работ, строгое выполнение требований данного проекта.

Конструкция скважины позволяет использовать её на период опережающей эксплуатации продуктивного горизонта.
При вскрытии горизонтов устанавливается их нефтегазонасыщенность путём отбора проб и определения процентного содержания флюида и газа и их качественного содержания.
При испытании горизонта устанавливаются начальные Р, Т и положения контактов газ-нефть-вода; продуктивные и геолого-физические характеристики коллектора; состав и физико-химические свойства пластовых флюидов.
Качество цементирования каждой обсадной колонны, в т. ч. эксплуатационной, контролируется геофизическими методами и опрессовкой обсадных колонн.
Проведение комплекса геофизических, лабораторных исследований: петрофизические; литолого-петрофизическое описание пород; палеонтологические определения; полные анализы нефти, газа и воды.

Дострел фильтра в скважине производится при обеспечивании условий:

- высота подъёма цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи соответствуют ПБ НГП;

- эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;

- устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утверждённой схемой;

- отсутствуют межколонные давления.

Вскрытие пластов с высоким давлением, угрожающим выбросами или открытыми фонтами, проводится при установленном на устье скважин противовыбросовым оборудовании с применением бурового раствора с плотностью, предотвращающей возникновение нефтеводороявлений, а также поглощений. Плотность бурового раствора выбирается из условия создания столбом раствора гидростатического давления на забой превышающим пластовые давления не менее 5 % или не более 30 кгс/см3 .

Для предотвращения снижения проницаемости призабойной зоны в результате длительного воздействия воды или глинистого раствора после окончания перфорации колонны испытание скважин производится незамедлительно без простоев на обустройство площади.

В соответствии с постановлением Правительства от 21.08.2000 г. № 613 время локализации разлива нефти и нефтепродуктов не должно превышать четырёх часов при разливе в акватории и шести часов – при разливе на почве.

После обнаружения разлива нефти немедленно предпринимаются меры к ограничению (прекращению) утечки путём проведения аварийной останови технологического процесса, отсечения задвижками аварийного оборудования (участка трубопровода), герметизации аварийного оборудования, перекачки нефти из повреждённого оборудования в аварийную ёмкость.

При возникновении аварийных ситуаций на месторождении необходимо провести следующие мероприятия: 1) ликвидировать (заглушить, перекрыть) источник разрыва нефти; 2) оценить объём происшедшего разлива и оптимальный способ его ликвидации; 3) локализовать нефтяной разлив и предотвратить его дальнейшее распространение; 4) собрать и вывести собранную с почвы, болотной и водной поверхности нефть в товарный парк или пункт утилизации; 5) по окончании работ произвести оценку полноты проведённых работ и рекультивацию загрязнённых почв. [5]

Аварийные разливы на скважинах, выкидных линиях, технологическом оборудовании должны локализовываться в пределах обвалованных площадок.

Объём обвалованного пространства кустовой площадки должен составлять не менее 100 м3, что во много раз превышает проектируемые суточные дебиты скважин.

При авариях вне обустроенных площадок действия по локализации аварийных разливов зависит от величины вылива и местоположения источника:

• при малых разливах участок оконтуривается плугами с глубиной погружения лемеха в почву на 20…25 см.

• при средних разливах сооружаются барьеры земли с устройством защитных экранов, предотвращающих интенсивную пропитку барьера нефтью, кроме того, устанавливаются заграждения типа «Уж»;

• при больших разливах проводят локализацию с помощью траншей с последующей подачей нефтяного разлива в дренажные кюветы или нефтеловушки в виде котлованов. Для отведения воды из котлованов устанавливается труба с оголовком. Сбор нефти осуществляется при помощи вакуумной техники в ёмкость с последующим вывозом.

Для более полного сбора нефти наряду с механическими средствами могут быть использованы сорбенты различных типов, рекомендуется сорбент-собиратель «ДН75».

Сорбент представляет собой биоразлагаемую композицию синтетических поверхностно-активных веществ двойного действия. Средство обладает высокой собирающей и удерживающей способностью при начальной толщине плёнки до 1 мм.

После сбора нефти с поверхности необходимо провести рекультивацию замазученных земель. Загрязнённые почвогрунты рекомендуется вывозить на территории выработанных карьеров, где их разравнивают слоем 15…20 см с последующей (1 раз в год) перепашкой для увеличения доступа кислорода.

Через несколько лет в силу естественной биодеструкции нефтяных углеводородов происходит восстановление растительного слоя. Для интенсификации процесса рекомендуется внесение удобрений, периодическое рыхление поверхности и залуживание семенами злаков. Загрязнённые участки могут обрабатываться биопрепаратами, прошедшими опытную проверку.

В местах, в которых нефть невозможно собрать при помощи техники, работы по их очистке ведутся вручную. Ручной сбор может включать соскребание или протирание сорбирующими материалами («Нефтесорб», «Униполимер»).

Загрязненные материалы помещаются в пластиковые мешки, бочки или другие ёмкости для перевозки.

В процессе сбора нефти с грунтов необходимо проводить санитарную очистку деревьев, кустарников, пней и травы от нефтезагрязнений с помощью воды (температурой 50…60 0С) или паром. Таким образом, смывают нефть только после свежего разлива.

При невозможности очистки кустарников и растительности производят их срез. Траву после санитарной очистки скашивают косой и затем убирают граблями.

Реабилитация загрязненных территорий осуществляется последовательно в несколько этапов и включает: -1- обследование территорий после проведения ликвидации аварийных разливов на наличие необходимости проведения рекультивационных работ; -2- задание на составлении проектно-сметной документации на рекультивацию земель; -3- разработка проектно-сметной документации на проведение рекультивационных работ; -4- заключение договоров со специализированными организациями, производящими работы по рекультивации территорий; -5- технический этап рекультивации; -6- биологический этап рекультивации; -7- материально-техническое обеспечение; -8- контроль качества рекультивации; -9- порядок передачи рекультивированных территорий местным органам власти.

Вероятность (частота реализации) возможных аварий.

Риск или степень риска – это мера опасности, характеризующая возможность возникновения аварии на опасном производственном объекте и тяжесть её последствий. Для оценки степени риска аварий необходимо оценить частоту их реализации и последствия аварий.

Для определения частот возникновения инициирующих и всех нежелательных событий использовались статистические данные «Методики по оценке пожарного риска для промышленных предприятий» М., ВНИИПО, 2007 г. [10]

Проектируемые опасные производственные объекты включают в себя основные типы оборудования: резервуары (ёмкости) трубопроводы (промысловые нефтегазосборные трубопроводы).

На основании анализа имеющейся статистической информации, а также на основании использования логических схем возникновения крупных аварий из системы «некритических» промежуточных событий (построение «деревьев отказов») в таблице представлены данные, обобщающие результаты работ.

Таблица 1 - Обобщённые данные по ожидаемым частотам инициирования аварий

Тип оборудования	Подтип оборудования	Инициирующее событие, случаев/год
		все утечки	разрушение
Трубопроводы	Промысловые нефтегазосборные трубопроводы	0,126	0,0126
Запорно-регулирующая арматура	--	0,000025	--
Резервуар	Резервуары и ёмкости	0,0001	0,00001

При этом для аппаратов под давлением 10 % случаев – выброс содержимого через отверстия диаметром менее 25 мм (коррозионный свищ) до тех пор, пока утечка не будет остановлена и 90 % случаев – всё содержимое выбрасывается мгновенно.

Для технологических трубопроводов 90 % – утечка через отверстие менее 25 мм, 10 % – выброс через полный диаметр в течение времени, необходимого для перекрытия или опорожнения трубопровода, для загрузочных шлангов – 100 % – выброс через полный диаметр шланга при загрузке/разгрузке до остановки потока.

Таблица 2 - Результаты расчётов частоты реализации возможных аварий на месторождении

Наименование оборудования	Коли-чество, км, шт.	Удельная частота аварий, год-1 на единицу оборудо-вания, км	Частота возникновения аварий, год-1	Итого аварий с критическими послед-ствиями, год-1	Итого аварий с некритическими послед-ствиями, год-1
			мгновенное разру-ше-ние	постепенная утечка	итого
дренажные ёмкости	3	0,0001	0,00003	0,00027	0,0003	0,0000816	0,000218
выкидной трубопровод	0,084	0,126	0,00106	0,00953	0,0106	0,00847	0,00213
запорно-регулирующая арматура	1	0,000025	0,0000016	0,0000149	0,000025	0,00002	0,000005

2.2 Геоэкология месторождения Зыбза Глубокий Яр

Основной целью охраны окружающей среды, недр и рационального использования ресурсов является экономное потребление пресных вод, предотвращение их загрязнения, соблюдение чистоты атмосферного воздуха и плодородного слоя почвы.

В разделе даны рекомендации по охране и рациональному использованию земельных ресурсов, охране недр, воздушного бассейна, поверхностных и подземных вод, растительности и животного мира месторождения Зыбза-Глубокий Яр. Выполнены расчеты ожидаемых выбросов ЗВ в атмосферу от системы сбора продукции скважин. Приведен ориентировочный прогноз изменения состояния окружающей среды от воздействия объекта при разработке месторождения в расчетном варианте с наибольшей добычей (с наибольшими поступлениями углеводородов в атмосферу).

Проектом предусмотрено достижение максимальной добычи нефти (108150 тонн) в 2012 году при фонде добывающих скважин на конец года - 313 и обводненности продукции скважин 80,6 %. Добыча нефтяного газа в 2012 году прогнозируется на уровне 11,6 млн.мЗ. Нефть и газ не содержат сероводорода. [5]

Геолого-разведочные работы на нефтяных и газовых месторождениях, а также перспективных площадях должны осуществляться с соблюдением мер и требований нормативных и законодательных документов по охране недр и окружающей среды.

К числу таких документов относятся: “Основы законодательства РФ о недрах”, “Основы водного кодекса РФ”, “Положение о Госгортехнадзоре РФ”, ”Закон РФ об охране атмосферного воздуха”, “Правила охраны поверхностных вод и рыбных запасов”.

В соответствии с Федеральным законом «О недрах», все недра подлежат охране. Основными требованиями в области охраны недр являются:

обеспечение полного и комплексного геологического изучения недр;
соблюдение установленного порядка предоставления недр в пользование и недопущению самовольного пользования недрами;
наиболее полное извлечение из недр и рациональное использование запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых;
недопущение вредного влияния работ, связанных с пользованием недрами, на сохранность запасов полезных ископаемых;
охрана месторождений полезных ископаемых от затопления, обводнения, пожаров и других факторов, снижающих качество полезных ископаемых;
предотвращение вредного влияния работ, связанных с пользованием недрами на сохранность эксплуатируемых и находящихся в консервации буровых скважин, а также подземных сооружений
и другие.

При необходимости выполнения расчетов рассеивания для определения приземных концентраций ЗВ в жилой зоне, фоновые концентрации ЗВ для н/пл. Зыбза (пос. Черноморский, пос. Октябрьский):

Взвешенные вещества (код 2902) -0,203 мг/м3;

Азота диоксид (код 0301) -0,039 мг/м3;

Серы диоксид (код 0330) -0,012 мг/м3;

Углерода оксид (код 0337) -1,7 мг/м3;

На данном этапе проектной проработки необходимость в учете фоновых концентраций загрязняющих веществ (ЗВ) в атмосферном воздухе не является определяющей.

Основными источниками загрязнения атмосферы являются промышленные выбросы, содержащими большое количество углеводородов, а также оксидов азота, диоксида серы, оксида углерода, сажи, частиц пыли и др.

В период эксплуатационного бурения источниками выбросов загрязняющих веществ в атмосферу являются:

- выхлопная труба дизельного привода;

- емкости хранения ГСМ;

- емкости хранения продуктов испытания;

- сварочные работы;

- спецтехника.

В период эксплуатации месторождения источниками выбросов загрязняющих веществ являются:

На площадках групп скважин и одиночных скважин:

- фонтанная арматура, установленная на устье скважин;

На линейных нефте- и газопроводе:

- запорно-регулирующая арматура (ЗРА).

Источниками выбросов в процессе всего комплекса работ, связанных с эксплуатацией скважин, являются трубы котельных и факельные стояки, система сбора продукции скважин, резервуары групповых установок (ГУ), резервуары пунктов сбора, подготовки и хранения нефти. Загрязняющие вещества - предельные углеводороды С1-С5, предельные углеводороды С6-С10, ароматические углеводороды (бензол, ксилолы, толуол);

При проведении работ по капитальному ремонту скважин или зарезке вторых стволов воздействие объекта на атмосферный воздух проявится, главным образом, в выбросах выхлопных газов от двигателей спецавтотракторной техники (работы по подготовке площадок, выемке и перемещению грунта, завозу оборудования, труб, цемента и др материалов, бурения и крепления вторых стволов и т.п.).

Таблица 3 - Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу.

№№	Наименование ЗВ	Код	Класс оп.	ПДКм.р., мг/м3
1	Метан	410	4	50 (ОБУВ)
2	Пред. УВ С1С5	415	4	50 (ОБУВ)
3	Пред. УВ С6-С10	416	4	30 (ОБУВ)
4	Бензол	602	2	1,5
5	Ксилолы	616	3	0,2
6	Толуол	621	3	0,6

Комплекс водоохранных мероприятий направлен на обеспечение рационального использования водных ресурсов и минимизацию риска загрязнения поверхностных и подземных вод.

Загрязнение поверхностных и подземных вод возможно при нарушениях требований к охране окружающей среды в производстве работ по обслуживанию промысловых объектов, а также капитальному ремонту скважин, в результате чего может иметь место попадание, буровых растворов (БР), отработанных буровых растворов (ОБР), буровых сточных вод (БСВ), продуктов испытания скважин на рельеф.

Для предотвращения загрязнения водной среды отдельным проектом капитального ремонта скважин должно предусматриваться:

- предотвращение заколонных и межколонных перетоков, приводящих к утечкам газа и минерализованных вод в атмосферу и в горизонты, залегающие над эксплуатационными объектами;

- предотвращение аварийного фонтанирования;

- предотвращение образования грифонов;

- предотвращение смятия колонн и др.;

- надежная гидроизоляция технологической площадки для исключения попадания вредных веществ в поверхностные и подземные водоемы;

- планировка площадки буровой с созданием уклона к временному амбару (если проектом предусматривается его устройство) для стока раствора;

- гидроизоляция и обваловывание мест размещения емкостей для хранения ГСМ, бурового раствора, сточных вод и шлама;

- устройство двойных задвижек на емкостях, поддонов и т.п. для предотвращения разлива ГСМ;

- для сбора шлама, отработанных буровых растворов и сточных вод должны сооружаться амбары с обязательной гидроизоляцией от грунтовых вод;

- применение замкнутой циркуляционной системы водоснабжения для рационального использования воды и снижения объема сточных вод;

- запрет сброса неочищенных буровых сточных вод на рельеф, в поверхностные водотоки и подземные горизонты.

Водоохранные зоны. Водоохранной зоной является территория, прилегающая к акватории рек, озер, на которой устанавливается специальный режим в целях предотвращения загрязнения, засорения, истощения вод и заиления водных объектов.

Водоохранная зона создается как составная часть природоохранных мер, а также мероприятий по улучшению гидрологического режима и технического состояния, благоустройству рек и их прибрежных территорий.

Для озер, площадью 1-2 км2, и озер, площадью менее 1 км2, имеющих рыбохозяйственное значение для местного населения, минимальная ширина водоохранной зоны 300 м, для озер, площадью более 2 км2 - 500 м.

На территории водоохранных зон вдоль берегов по обеим сторонам русла выделяются прибрежные защитные полосы, основным назначением которых являются санитарно-защитные функции.

При соблюдении указанных рекомендаций в проекте строительства скважин загрязнение поверхностных и подземных вод при эксплуатации месторождения по настоящему проекту его доразработки не изменится по сравнению с существующим положением.

Растительность. На территории - травянисто-кустариковый растительный покров.

Животный мир представлен, в основном, разными видами домашнего скота и птицы. Из диких животных встречаются заяц, лиса. Из птиц - ворона, галка, грач, сова и др.

С целью охраны растительного и животного мира проведение работ по разработке месторождения должно сопровождаться минимальным нарушением травяного и кустарникового покрова вне пределов площадок промысловых объектов, прокладкой подъездов к площадкам с минимальным использованием земельных площадей.

Перемещение техники к площадкам следует производить по существующим дорогам, а также по вновь прокладываемым (по необходимости) насыпным гравийным дорогам, что должно быть предусмотрено проектом зарезки вторых стволов скважин.

Проведение работ не сопровождается изменением:

- гидрологического режима водных объектов;

- рельефа за пределам площадки отвода;

- параметров поверхностного стока;

- флористического разнообразия растительности;

- структуры растительного и почвенного покрова в зоне воздействия объекта;

- фаунистического состава животного мира и ихтиофауны.

Отходы производства. В процессе разработки и эксплуатации месторождения Зыбза-Глубокий Яр образуется несколько видов производственных нефтесодержащих отходов:

- отходы бурения;

- нефтешламы, образующиеся при зачистке резервуаров отстойников, трубопроводов и шламонакопителей;

- нефтесодержащий грунт (снег) с мест аварий и разливов нефти.

Нефтесодержащие отходы, образующиеся в процессе эксплуатации промысловых объектов и оборудования скважин, по токсичности в соответствии с ГОСТ 12.1.007-76 относятся, в основном, к III классу опасности; отходы бурения в зависимости от применяемых химреагентов относятся к II, III и IV классам опасности.

Нефтешламы. На технологических площадках при зачистке резервуаров, оборудования и трубопроводов образуются нефтесодержащие отходы, относящиеся к группе нефтешламов. Кроме того, к этой же группе отходов относятся грунты, загрязненные в результате аварийных разливов при добыче и транспорте нефти.

Твердые бытовые и нетоксичные промышленные отходы. К одной из важнейших проблем охраны окружающей среды относится сбор, удаление, утилизация и обезвреживание нетоксичных промышленных и твердых бытовых (ТБО) отходов.