Подземная добыча • 1. на больших глубинах (до 2000 м и более) • 2. средних глубинах (100600 м) • 3. на малых глубинах (20100 м)
Последствия шахтной добычи • 1. проседание поверхности • 2. образование техногенных озер • 3. смыв с терриконов • 4. горение терриконов • 5. пыль терриконов 1 м проходки – 150 куб. м породы
Терриконы
На 1 тонну добытого угля: 2 -5 куб м метана При обогащении: Химреактивы флотации 0, 01 т потерь угля 0, 82 т концентрата, помпродукта и шлама 4 тонны шахтных вод 3 тонны твердых отходов Зола+Hg+Pb+Cd+ редкоземельные металлы Минеральная угольная пыль из труб-сушилок
Геологические последствия • оседания поверхности, в т. ч. провалы, нарушения почвенного и растительного слоев, • вторичная трещиноватость, • осушение (дренаж) массива пород, связанное с горными работами, и как следствие – • внезапные обрушения, • эндогенные пожары, • развитие вредных биохимических процессов • газоотдача выработанного пространства, поскольку при этом выделяются метан, углеводороды, углекислый газ и др. • шумовое загрязнение
Геоэкологические проблемы угледобычи • изменение водного баланса, химического и минерального состава земной поверхности • понижение уровня подземных вод приводящее к уничтожение почвеннорастительного покрова • комплексное загрязнение всех природных компонентов
Экологические проблемы добычи угля в Карагандинском угольном бассейне • неполная утилизация метана угольных пластов • растущий сброс минерализованных шахтных вод на рельеф местности • неэффективность функционирования существующих очистных сооружений • большие объемы складируемых отходов производства • отсутствие планов полной рекультивации земель, нарушенных угледобычей
Добыча нефти
Последствия нефтедобычи
Атмосферные выбросы происходят на всех стадиях освоения и эксплуатации месторождений 1. Наиболее распространенными источниками выбросов является постоянное или периодическое сжигание попутного газа А) в факелах Б) в зажигательных устройствах низкого давления для отвода газа от резервуаров-хранилищ и систем сброса давления, 2. Выбросы от дегазации буровых растворов 3) Выбросы технологических реагентов и извлекаемых углеводородов при различных операциях по добыче, обработке, 4) Выбросы при транспортировке 5) Выбросы при хранении.
Объем добычи ПНГ в России, его утилизация 60 50 Сжигание 40 млрд. м 3 30 20 Утилизация 10 0 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006*
Как считают объемы сжигания нормативно Спутниковый мониторинг Россия официальная статистика и оценки со спутников Млрд. куб метров в год 70 60 50 40 30 20 10 0 1994 1996 Из 561 факельной установки в ХМАО – Югры оснащено замерными устройствами 391, процент оснащенности – 70 % 1998 2000 2002 Официальные данные 2004 2006 Спутниковые оценки (не включают сжигание низконапорного газа)
Организованные и неорганизованные источники выбросов
География сжигания ПНГ космические снимки за 2006 г Источник: Defense Meteorological Satellite Program (DMSR)
В чем вред от сжигания ПНГ? • Экология I. Загрязнении атмосферы 1. Вредные выбросы в атмосферу при сжигании 20 млрд. м 3 ПНГ, млн. Тонн около 6 млн. тонн загрязняющих веществ 1 -4 классов экологической опасности: оксиды углерода и азота, метан, сажа, бензапирен. 1 т сгоревшего ПНГ – 50 -70 кг вредных веществ 2. парниковые газы_ метан, углекислый газ. NOx- 0, 04 Углеводороды- 1, 11 CO; 4, 41 Сажа- 0, 53
Упрощенный процесс горения метана (до 98 % наличия в попутном нефтяном газе) без учета целого ряда предельных углеводородов описывается химической реакцией: СН 4 + 2 СО 2 = СО 2 + 2 Н 2 О + Q. сгорание 1 кг газа сопровождается: • выделением тепла • 2. 75 кг углекислого газа • 2. 25 кг воды. • На факелах округа в 2003 г. было сожжено 4 230. 716 млн. м 3 ПНГ, что на 169. 4 млн. м 3 (на 4 % ) больше по сравнению с 2002 г. метан и/или (СН 4), этан меркаптаны (С 2 Н 6) пропан (С 3 Н 8) Н 2 S СО 2 азот (N 2) ПНГ бутан (С 4 Н 10) пентан (С 5 Н 12) гептан гексан (С 7 Н 16) (С 6 Н 14)
По объёму выбросов факелы можно условно разделить на средней мощности (при ДНС) и большой мощности. Зона воздействия факела сильно колеблется в зависимости от количества и качества сжигаемого газа, наличия в нём жидких примесей, высоты, диаметра факельной трубы и от расположения факельного ствола. В радиусе 10 -15 м возле факелов средней и в радиусе до 20 м факелов большой мощности наблюдается термическое разрушение почвенного покрова. Грунт прокалён и представляет собой пылеватый бесструктурный песок или спёкшийся суглинок, местами, потрескавшийся и с металлическим блеском. Встречаются белёсые пятна солей. В радиусе 200 -250 м от горящего факела полностью уничтожается растительность, а в пределах 3 км – деревья поражены и сбрасывают листву. Радиус прямого термического повреждения растительности определяется уже в первые два года. Дальнейшее расширение зоны воздействия происходит в основном из-за возникающих лесных пожаров. Факелы рассчитаны на сжигание газообразных углеводородов, в их выбросах должны содержаться только газообразные окиси и сажа. Однако периодически в факелы попадают жидкие фракции нефти при выбросах большой мощности, когда поступающие на факел вещества не успевают сгорать и в виде капель оседают на прилегающей территории, что вызывает замазучивание прилегающего участка. Для предотвращения этого в границах технологической установки необходимо устанавливать сепараторы[1].
В радиусе 10 -15 м возле факелов средней и в радиусе до 20 м факелов большой мощности наблюдается термическое разрушение почвенного покрова. Грунт прокалён и представляет собой пылеватый бесструктурный песок или спёкшийся суглинок, местами, потрескавшийся и с металлическим блеском. Встречаются белёсые пятна солей. В радиусе 200 -250 м от горящего факела полностью уничтожается растительность в пределах 3 км – деревья поражены и сбрасывают листву Дальнейшее расширение зоны воздействия происходит в основном из-за возникающих лесных пожаров.
периодически в факелы попадают жидкие фракции нефти при выбросах большой мощности, когда поступающие на факел вещества не успевают сгорать и в виде капель оседают на прилегающей территории, что вызывает замазучивание прилегающего участка.
Экономика • Если бы попутный газ не сжигался, страна бы ежегодно получала: • Метанола – 16, 7 млн. Тонн • Синтетической нефти – 12, 5 млн. Тонн • Дизельного топлива – 8, 75 млн. Тонн • Электроэнергии – 70 000 Гвт • Олефинов – 5, 5 млн. Тонн • Общий объем потерь составляет около 5 млрд. долларов США в год
История вопроса Вопрос об использовании ресурсов попутного газа стал острым еще во времена СССР, причем острота эта в условиях плановой экономики была в значительной мере обусловлена ведомственными барьерами – ресурсы ПНГ формировались у организаций Миннефтепрома, для которых добыча/производство газа не были основной профильной деятельностью. Потребовались государственная координация и выделение огромных государственных финансовых средств и материально-технических ресурсов для начала решения этой проблемы. 1. 2. 3. Несоответствие географии размещения инфраструктурных объектов изменению географии сырьевой базы Ориентация ранее созданной инфраструктуры на извлечение основных целевых компонентов – нефти и природного газа Ограниченные возможности учета сезонного характера использования природного газа
Варианты утилизации попутного нефтяного газа Закачка в пласт Попутный нефтяной газ Сепаратор ПР: повышение нефтеотдачи газлифтным способом Топливо для промыслового энергоцентра Переработка на месторождении ПР: технологии GTL Фракционирование и продажа газа, отельных фракций «Газпрому» , «СИБУРу»
Утилизация ПНГ различными способами • Использование ПНГ в ХМАО в 2007 г. Общий объем 36, 2 млрд м 3 УНИВЕРСАЛЬНОГО РЕШЕНИЯ — НЕТ. Разный масштаб: На долю крупных, средних и малых месторождений приходится практически равный объем неутилизируемого попутного нефтяного газа (30 - 35% или 6, 5 – 8, 0 млрд. м 3/год) Различная география и ЭГП: близость и наличие транспортной инфраструктуры, ее загруженность, наличие перерабатывающих мощностей НО: ТОЛЬКО ДОСТУП К ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИМ МОЩНОСТЯМ ПОЗВОЛИТ ГЛУБОКУЮ ПЕРЕРАБОТКУ РАЗЛИЧНЫХ ФРАКЦИЙ ПНГ, А ТАКЖЕ ОБЕСПЕЧИТ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЗНАЧИТЕЛЬНОЙ ДОЛИ СЖИГАЕМОГО ГАЗА
Проблемы утилизации: мнение НК • • • Высокие затраты на добычу и отделение от нефти ПНГ (по сравнению с добычей природного газа). Себестоимость производства (по данным НК) выше оптовой цены по приказу МЭРТ от 2002 года № 117, которая составляет в среднем 235 рублей за 1000 куб. м Высокие инвестиционные затраты на создание инфраструктуры по доставке ПНГ к объектам газопереработки. Длинные сроки окупаемости таких проектов. Отсутствие возможности перерабатывать ПНГ на условиях процессинга на существующих ГПК. Порядок доступа к производственным мощностям ГПК отсутствует. Отсутствие мощностей либо ограниченные мощности ГПК в зоне добычи ПНГ. Значительные капиталовложения по строительству ГПК и необходимой инфраструктуры, длинные сроки их окупаемости. Непрозрачный механизм доступа к ГТС «Газпрома» для транспортировки сухого отбензиненного газа
Почему так? 1. 2. 3. 4. Закрепление исходной (до 1990 года) организационной в процессе формирования вертикально-интегрированных компаний Наличие компании-собственника ГТС Доминирующее положение на рынке покупателей продуктов утилизации ПНГ Проблема доступа на рынок эффективных покупателей Необходима эффективная система регулирования, учитывающая отмеченные выше особенности инфраструктуры рынка ПНГ в России
Не кнут и пряник, а реальные возможности Необходимые условия реализации крупных проектов: 1)целевое резервирование мощностей в системе магистральных нефте- и газопроводов и электросетях; 2)гарантирование равного доступа производителей попутного газа к системам топливно-энергетических магистралей (на квотной или иной основе). • • КАК? Ранжирование источников газа 1)Сухой отбензиненный газ нефтяных месторождений • • 2)Сухой отбензиненный газоконденсатных месторождений 3)Сухой природный газ, добываемый предприятиями ОАО «Газпром» и другими производителями 4)Прочие •
Утилизация попутного газа с целью получения электроэнергии на месторождении связана с техническими проблемами • в зимнее время года сильно затрудняется перекачка попутного газа по газопроводам, так как нефтяной газ содержит водяные пары, которые конденсируются, замерзают и препятствуют транспортировке. (осушать газ, строить соответствующие установки, оборудовать газопроводы путевыми конденсатосборниками, и т. п. ) • технологические ограничения - значительное изменение объема добычи ПНГ по времени разработки месторождений. В начале эксплуатации объем добычи газа невелик, с выходом месторождения на запланированный уровень добычи нефти и количество добываемого попутного газа возрастает в десятки раз, а затем снова снижается. Это не позволяет обеспечивать полную загрузку объектов утилизации, рассчитанных на определенную макс. производительность. • монополия на транспортные сети на перерабатывающие нефтяной газ мощности. • Экономические стимулы использования нефтяного газа для добывающих его предприятий на сегодняшний день не сформированы. Платежи за загрязнение окружающей среды от выбросов попутного газа не превышают 0. 8 -1. 2 % от стоимости реализуемой нефти.
Удельный выброс загрязняющих веществ при сжигании попутного нефтяного газа, кг/кг вещества Удельный выброс, Кг/кг Оксид углерода 0, 25 Оксиды азота 0, 002 Сажа 0, 03 Бенз(а)пирен 8*10 метан 0, 0935 (-11)
Скачать презентацию Подземная добыча 1 на больших глубинах до
7 Добывающая промышленность1 часть.ppt