CC BY
215
АСТРАХАНСКИЙ ВЕСТНИК ЭКОЛОГИЧЕСКОГО ОБРАЗОВАНИЯ
№ 4 (30) 2014. с.69-79. Охрана окружающей среды
ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ ПРИ ОСВОЕНИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЛАНЦЕВОГО ГАЗА: ОПЫТ США
Александр Александрович Соловьянов, профессор, директор Института экономики природопользования и экологической политики НИУ
«Высшая школа экономики», Москва
Сланцевый газ, экологические проблемы, США
Освоение месторождений сланцевого газа с использованием нынешней базовой технологии, а именно гидроразрыва пласта, связано в настоящее время с весьма значимыми экологическими рисками, которые проявляются в загрязнении природных сред, значительном водопотреблении, ухудшении здоровья населения, осложнении существования объектов животного мира.
ENVIRONMENTAL PROBLEMS IN THE PRODUCTION OF SHALE GAS: THE EXPERIENCE OF THE UNITED STATES A. Solovyanov Higher school of Economics, Moscow
Shale gas, environmental issues, United States
Development of shale gas, using the current underlying technology, namely, hydraulic fracturing, is currently with very significant environmental risks that are evident in the pollution of the natural environment, significant water use, deterioration of health, complications of subjects of the animal world.
Введение
К настоящему времени широкомасштабная добыча сланцевого газа ведется преимущественно в США, где доля этого газа в общей добыче метана уже заметно превышает 20%. Большие надежды с добычей сланцевого газа связывают Австралия и Китай. Определенный опыт по его добыче накоплен в Канаде и Великобритании. В государствах Европы (Германии, Венгрии, Румынии, Франции, Чехии и др.), Аргентине и Южноафриканской республике к проблеме освоения месторождений сланцевого газа относятся с достаточной осторожностью, поскольку ошибочная политика в этой области чревата серьезными негативными последствиями для окружающей природной среды и населения.
В 2011 году Международное энергетическое агентство (МЭА) выпустило очередной обзор, в котором, в частности, приводились оценки технически извлекаемых запасов сланцевого газа по всем регионам мира (Таблица 1). Основываясь на этих данных, уже сейчас можно понять, где рано или поздно государства по политическим или экономическим соображениям могут начать освоение месторождений сланцевого газа и столкнуться с экологическими проблемами, с которые в полной мере ощущают власти и население в США.
Таблица 1.
Технически извлекаемые запасы сланцевого газа (World Energy Outlook 2011)
Регион/страна Технически извлекаемые запасы сланцевого Регион/страна Технически извлекаемые запасы
газа, млрд. м3 сланцевого газа, млрд. м3
Европа Северная Америка
Франция 3.056 США 24.395
Германия 226 Канада 10.980
Нидерланды 481 Мексика 19.272
Норвегия 2.348 Азия
В еликобритания 566 Китай 36.082
Дания 651 Индия 1.782
Швеция 1.160 Пакистан 1.443
Польша 5.292 Австралия 11.206
Турция 425 Южная Америка
Украина 1.188 Венесуэла 311
Литва 113 Колумбия 537
Другие 537 Аргентина 21.904
Африка Бразилия 6.395
ЮАР 13.725 Чили 1.811
Ливия 8207 Уругвай 595
Тунис 509 Парагвай 1.754
Алжир 6537 Боливия 1.358
Марокко 311
Гидроразрыв пласта, воздействие на атмосферный воздух
Добыча углеводородного газа из сланцевых месторождений имеет специфические особенности. В силу высокой плотности и прочности газоносного сланца для высвобождения газа из пласта используется, в основном, разрушение газосодержащей породы с помощью закачки в нее под большим давлением водных растворов, содержащих различные вещества. Эта технология называется гидроразрывом пласта или гидрофрекингом. В настоящее время делаются попытки использовать для разрушения пласта растворы углеводородов, но эта технология пока не отработана.
Низкая газонасыщенность пласта и быстрое падение добычи (в зависимости от геологических условий на 50-90% в год) вынуждает разрушать пласт многократно и в разных направлениях с использованием технологии веерного бурения. Именно гидроразрыв пласта и является той операцией, последствия которой в наибольшей степени неблагоприятны для окружающей среды. К этому надо прибавить, что гидроразрыв требует очень больших объемов воды, о чем речь пойдет далее.
Технологии, направленные на повышение газоотдачи пласта (гидроразрыв пласта, закачка в пласт воды и различных растворов и др.), могут приводить к значительным нарушениям в газоносных геологических структурах и во вмещающих породах. Кроме того в области воздействия на пласт появляются разнообразные органические и неорганические вещества, которые загрязняют подземные воды и даже (особенно при неглубоком залегании продуктивных пластов) выходят на поверхность. Еще одной проблемой является выброс на поверхность части жидкости (жидкость обратного притока), которая использовалась для гидроразрыва, причем дополнительно загрязненной растворенными или взвешенными веществами, извлеченными из разрушенной породы. Эту жидкость необходимо каким -то образом утилизировать, например, сбрасывать после очистки в поверхностные водоемы или же закачивать в пласт. Последний способ утилизации жидкости обратного притока весьма распространен в США, например, в штате Калифорния.
Как следует из оценок [1], один гидроразрыв для шести скважин требует от 54 до 174 тысяч м3 свежей (пресной) воды и от тысячи до 3,5 тысяч м3 специальных химикатов, или же приблизительно 10-30 тысяч м3 свежей воды 160 - 60 м3 химикатов на скважину. Поскольку на практике на каждой скважине для повышения газоотдачи в зависимости от месторождения могут проводить до 12 гидроразрывов, то общий объем потребленной свежей воды может достигать 0,4-0,5 млн м3.
Таблица 2
Оценка ресурсов, необходимых для запуска добычи на шести скважинах сланцевого месторождения при бурении на глубину 2 км и горизонтально на расстояние 1,2 км при одном
гидроразрыве пласта [1]
Деятельность Показатель Значение
нижний предел верхний предел
Сооружение скважин Площадь буровой площадки, га 1,5 2
Бурение Количество скважин на буровой площадке 6
Объем жидкости для бурения всех 3 скважин, м 827
Гидроразрыв Потребление свежей воды, м3 54.000 174.000
Объем химикатов для жидкости гидроразрыва (2%), м3 1.080 3.480
Объем жидкости обратного притока, м3 7.920 137.280
Объем химикатов в жидкости обратного притока (2%), м3 158 2.746
Производство на поверхности Продолжительность наземных операций до начала добычи, дни 500 1.500
Количество поездок транспортных средств 4.315 6.590
Основными компонентами жидкости для гидроразрыва пласта являются вода и проппант (песок), доля которых составляет не менее 98% общего объема. Кроме того в жидкость добавляют различные химические вещества, которые должны снизить вязкость раствора, уменьшить его корродирующую способность, предотвратить осаждение на стенках труб минеральных солей и т.д.
Перечень химических добавок составляет [1] не менее семисот наименований, причем многие из этих веществ обладают не только острым токсическим действием, но и являются также мутагенами и канцерогенами. В Таблице 3 приведена характеристика некоторых веществ, используемых в жидкостях для гидроразрыва пласта.
Таблица 3.
Некоторые вещества, используемые в жидкости для гидроразрыва сланцевого пласта [1]
Вещество Водная токсичность (хроническая или острая) Острая токсичность Канцерогенность *) Мутагенность *)
1,4-диоксан Carc 2
акриламид Да Carc 1B Muta 1B
бензол Carc 1A Muta 1B
окись этилена Да Carc 1B Muta 1B
формальдегид Да Carc 2
гидроксиламин Да Да Carc 2
гидрохлорид
растворитель нафта Carc 1B Muta 1B
нафталин Да Да Carc 2
углеводородное масло Carc 1B
тиомочевина Да Да Carc 2
Натриевая соль Да Carc 2
нитрилуксусной кислоты
*) Классификация по IARC
В газ, который добывается из сланцевых месторождений, в качестве основного компонента входит метан, ради которого, собственно, и идет разработка месторождений. Кроме метана в сланцевом газе можно обнаружить (Таблица 4) такие летучие углеводороды, как этан, пропан, а также негорючие газы (СО2 и N2). Как правило, доля метана в сланцевом газе составляет более 80%, но есть месторождения (например, Antrim в США), где его доля в отдельных участках не превышает 30%. Высокое содержание нейтральных газов резко снижает рентабельность производства сланцевого газа.
При бурении, гидроразрыве пласта, добыче газа, подготовке газа и т.д. часть этих газообразных веществ оказывается в атмосферном воздухе.
Анализ показывает [3], что в целом потери метана при добыче сланцевого газа могут составить от 3,6 до 7,9% от общего объема добычи, что заметно выше, чем при добыче природного газа из традиционных коллекторов. При этом в сравнении с добычей природного газа к наибольшим потерям ведет стадия подготовки к добыче, а, точнее, потери газа, который выходит после гидроразрыва пласта с жидкостью обратного притока.
Таблица 4.
Состав газа некоторых разрабатываемых месторождений сланцевого газа США [2]
№ скважины Состав газа, %
Метан Этан Пропан СО2 N2
Barnett
1 80,3 8,1 2,3 1,4 7,9
2 81,2 11,8 5,2 0,3 1,5
Marcellus
1 79,4 16,1 4,0 0,1 0,4
2 82,1 14,0 3,5 0,1 0,3
Antrim
1 27,5 3,5 1,0 3,0 65,0
2 57,3 4,9 1,9 0,0 35,9
Для некоторых скважин месторождения Haynesville за 10 дней обратного притока потери
3 3
метана достигали 6,8 млн м или в среднем по 680 тысяч м в день. Для других месторождений потери во время обратного притока были намного ниже. Однако в обоих случаях ежедневные потери были сравнимы с дебитом скважины при добыче метана на начальном этапе эксплуатации.
Аналогичные данные получены при рассмотрении жизненного цикла скважин месторождения Marcellus [4]. Чаще всего выбросы из скважин при обратном притоке варьируют в интервале 0,6-2,5 млн м , однако в отдельных случаях они могут достигать 13 млн м3. В среднем же выбросы составляют около 2 млн м3. Таким образом, речь идет о весьма значительном загрязнении атмосферного воздуха метаном (и сопутствующими ему газами) в районе освоения месторождений сланцевого газа.
Воды обратного притока являются причиной загрязнения атмосферного воздуха и другими веществами. В большинстве случаев эти воды, содержащие как исходные химикаты, используемые при гидроразрыве пласта, так и вещества, вымытые из вмещающих пород, поступают в специальные наземные хранилища. В результате летучие органические соединения, в число которых входят бензол, толуол, кумол, формальдегид, окись этилена и др., могут испаряться и поступать в атмосферный воздух. Кроме того, опасные летучие вещества могут поступать в атмосферный воздух и через оголовок скважинного оборудования.
В 2010 году Комиссия Техаса по качеству окружающей среды (Texas Commission on Environmental Quality - TCEQ) опубликовала [5] данные о загрязнении атмосферного воздуха вблизи одной из газовых скважины, расположенной на территории сланцевого месторождения Barnett. Всего было обнаружено 35 загрязняющих веществ, а максимально разовые
концентрации бензола достигали 15.000 ppb. Бензол был обнаружен также и в 64 точках в пределах буровой площадки, причем его концентрация достигала 180 ppb.
Следует отметить, что проблема «углеродного следа» при добыче сланцевого газа занимает очень многих исследователей, особенно в сравнении с «углеродным следом» при добыче других видов ископаемого топлива или их использования. При этом оценки достаточно сильно разнятся. Анализ, проведенный R.W. Howarth и др. [3], указывает на то, что в интервале 20 лет «углеродный след» сланцевого газа значительно превышает такой же показатель для природного газа, добываемого из традиционных коллекторов, угля и дизельного топлива. С другой стороны, в интервале 100 лет «углеродные следы» сланцевого и традиционного газа почти сравниваются, хотя по -прежнему вклад потерь сланцевого газа выше, чем вклад потерь традиционного газа.
Воздействие на недра, ландшафт, поверхностные и подземные воды
Месторождения сланцевого газа в США занимают очень большие площади (от 13 до 245 тысяч квадратных километров), располагаются на глубине от нескольких сотен до нескольких тысяч метров, а толщина пласта варьирует от нескольких метров до нескольких десятков метров. Даже однократный гидроразрыв пласта, который проводятся под давлением жидкости от 500 до 1500 атмосфер, разрушает породу вблизи продуктивной скважины на площади в несколько квадратных километров и по вертикали на несколько сотен метров. Сброс давления приводит к возникновению многочисленных микросейсмических явлений, эффект которых проявляется прежде всего вблизи продуктивной скважины. Количество этих микросейсмических явлений может составлять [6] несколько сотен, а величина варьировать от 1,6 до 3,6 баллов по шкале Рихтера.
Несмотря на то, что основные сейсмические явления обнаруживаются вблизи продуктивной скважины в сланцевом пласте, при определенных геологических условиях сейсмические волны могут достигать и поверхности Земли. Так в 2011 году при проведении (компанией Cuadrilla Resources) гидроразрыва пласта на месторождении Presse Hall, расположенном недалеко от города Блэкпул (Великобритания) были зарегистрированы два землетрясения, оцененные в 2,3 балла по шкале Рихтера. Специально проведенные исследования показали, что зафиксированные землетрясения были вызваны именно операциями гидроразрыва пласта.
Второй причиной сейсмических явлений, фиксируемых вблизи разрабатываемых месторождений сланцевого газа, может быть [7] закачка в геологические структуры жидкости обратного притока, что распространена, по крайней мере, в 17 штатах США. В качестве примера можно сослаться на ситуацию в регионе, лежащем от южной части штата Колорадо до северной части штата Нью -Мексико. До 1999 года он считался сейсмически неактивным. Начиная с 2001 года, когда начались масштабные буровые работы с использованием гидроразрыва пласта, там было зафиксировано 16 землетрясений магнитудой > 3,8 по шкале Рихтера (в том числе землетрясения силой 5,0 и 5,3 баллов). При этом, усиление сейсмической активности фиксируется только в радиусе 5 км от скважин, в которые закачивается использованный раствор («обратная закачка»).
Наиболее интенсивное землетрясение, величина которого достигала 5,7 баллов по шкале Рихтера, и которое было вызвано [7] «обратной закачкой», наблюдалось в ноябре 2011 года в штате Оклахома.
Разрушение геологических структур при гидроразрыве пласта приводит к появлению новых неплотностей в дополнение к уже существующим трещинам и каналам, позволяющим мигрировать по ним высвобожденного сланцевого газа (метана, этана, пропана и др.), а также химических веществ, которые были компонентами жидкости для гидроразрыва. При глубоком залегании сланцевых пластов вероятность достижения поверхности Земли остатками жидкости гидроразрыва крайне невелика, однако при неглубоком залегании пластов эта вероятность может возрасти.
В 2014 году впервые в США официально признали, что подземные воды в штате Калифорния значительно загрязнены компонентами растворов, которые использовались при освоении месторождений сланцевого газа. По данным правительства США в геологические пласты было закачано около 16 млн. кубометров использованных жидкостей, причем часть закачки осуществлялась нелегально, без специального разрешения.
Относительно инертные газообразные компоненты сланцевого газа, которые слабо взаимодействует с минералами земной коры, могут достичь подпочвенных вод и даже выйти на поверхность Земли. Полученные данные показывают [8], что вблизи газовых скважин в районах активной добычи сланцевого газа концентрация метана в подпочвенных водах значительно выше, чем в районах, где нет деятельности по бурению и гидроразрыву пласта. В пробах подпочвенных вод, взятых над месторождениями Marcellus и Utica, концентрация метана варьировала от 10 до 64 мг/л. В среднем концентрация метана в активной зоне составляла 19,2 мг/л, и была в 17 раз выше, чем в неактивной зоне (1,1 мг/л). При этом, содержание метана в ряде случае значительно превышала безопасный уровень, что было чревато взрывами в смеси с кислородом воздуха.
Помимо метана в подпочвенных водах были обнаружены также этан, пропан и другие углеводороды.
Воздействие на ландшафт при добыче сланцевого газа связано, прежде всего, с необходимостью размещения на определенной территории (буровой площадке) бурового и другого технического оборудования, транспортных средств, хранилищ (емкостей) химических веществ и проппанта. Значительное место могут занимать также емкости для воды, если вода непосредственно не забирается из поверхностных водоемов, а также хранилища жидкости обратного притока. Загрязнение территории может также происходить за счет протечек химикатов или жидкости обратного притока.
При разработке месторождений в Пенсильвании типичная буровая, на которой бурятся несколько скважин, имеет в среднем площадь от 16 до 20 тысяч м2. Завершение буровых работ и переход в стадию добычи приводит к уменьшению площадки до 4 - 12 тысяч м2.
Разработка месторождений сланцевого газа требует достаточно высокой плотности размещения буровых площадок на поверхности над месторождением [9], однако этот показатель зависит от требований соответствующего законодательства. В США на типичном месторождении одна площадка приходится приблизительно на 2,6 км2. На месторождении Barnett на 1 км приходится 1,5 скважины. В конце 2010 года на этом месторождении на общей площади 13 тысяч 2,6 км2 было пробурено почти 15 тысяч скважин, то есть на 1 км2 приходилось приблизительно 1,15 скважины.
На территории месторождения находится также большое количество прудов для сбора жидкости обратного притока, которая в дальнейшем по трубопроводам или с помощью транспортных средств поступают на объекты по ее очистке. Как правило, площадь таких прудов для месторождений типа Marcellus может составлять до 1 га (при глубине до 5 м).
Наконец, определенную территорию занимают объекты, используемые для подготовки (в частности компрессорные станции), хранения и транспортировки добытого сланцевого газа. В случае небольших дебитов газовых скважин газ накапливается в емкостях, из которых далее периодически вывозится транспортными средствами. В случае больших дебетов может строиться система транспортных газопроводов.
Воздействие промышленности, связанной с добычей сланцевого газа, на поверхностные водоемы проявляется в двух направлениях. С одной стороны, это забор из водоемов или других источников водоснабжения больших объемов воды, а, с другой стороны, это загрязнение поверхностных вод веществами, содержащимися в жидкости обратного притока, даже если эта жидкость подвергается предварительной очистке. Основное ее количество оказывается на поверхности в течение 7-10 дней и зависит от условий залегания пласта. Однако и после этого срока жидкость продолжает поступать на поверхность. В зависимости от месторождения возврат составляет от 25 до 70% закаченного объема воды (Таблица 5).
Таблица 5.
Выход вод обратного притока после гидроразрыва пласта на различных месторождениях США [11]
Месторождение сланцевого газа США Объем вод обратного притока в первые десять дней после гидроразрыва, галлоны в расчете на одну скважину
Barnett 500.000 - 600.000
Fayettevüle 500.000 - 600.000
Marcellus 500.000 - 600.000
Haynesville 250.000
Во время закачки жидкости в пласт и гидроразрыва пласта происходит разрушение горных пород и вымывание из них различных веществ. Как исходные компоненты жидкости гидроразрыва, так и растворенные и взвешенные вещества оказываются на поверхности (Таблица 6). Большая часть жидкости обратного притока рано или поздно откачивается с места разработки и направляется на очистку. Однако возможны проливы этой жидкости при перекачке или при транспортировке по трубопроводам, что влечет за собой загрязнение почвы или поверхностных водоемов.
Таблица 6.
Некоторые компоненты в жидкости обратного притока [11]
Измеряемый параметр Среднее значение, мкг/л
pH 6,2
ХПК 5.500.000
Взвешенные вещества (сумма) 146.000
Растворенные твердые вещества (сумма) 93.200.000
1.4-Дихлорбутан 198
Ацетон 681
Бромоформ 36,65
Бензол 479,5
Этилбензол 53,6
Тетр ахлорэтилен 5,01
Фенол 459
Толуол 833
Ксилолы 487
Для оценки влияния разработки месторождений сланцевого газа на поверхностные водоемы в течение 2000-2011 гг. на территории месторождения Marcellus было исследовано [11] более 20000 проб воды, взятых из различных речных систем. Основное внимание было обращено на содержание в воде хлоридов щелочных металлов и взвешенных частиц. В результате было установлено, что при сбросе сточных вод, прошедших обработку на муниципальных предприятиях по очистке сточных вод, в речном стоке возрастает концентрация хлорид-ионов, а концентрация взвешенных частиц остается без изменения. При этом, чем больше предприятий задействовано для обработки жидкости обратного притока, тем выше содержания в воде хлорид -иона - в среднем каждые 1,5 предприятия увеличивают концентрацию хлорид -иона на 10-11%. Следствием роста концентрации хлорид -иона может быть деградация водных экосистем и высвобождение из донных осадков фосфатов и тяжелых металлов.
Что касается концентрации взвешенных частиц в речном стоке, то оказалось, что ее повышение зависело от присутствия в водосборной площади газовых скважин. При этом было установлено [12], что на каждые 18 буровых площадок приходится повышение концентрации взвешенных частиц на 5%. Взвесь состояла из неорганических и органических частиц, которые имели явно антропогенное происхождение.
Как было показано ранее, освоение месторождений сланцевого газа связано с потреблением больших объемов пресной воды. Далеко не все страны, имеющие значительные месторождения сланцевого газа, могут позволить себе широкомасштабную его добычу из-за
проблем с водными ресурсами. В Таблице 7 дается оценка [13] перспектив добычи сланцевого газа в двадцати странах, имеющих наибольшие оцененные технически извлекаемые его запасы, исходя из достаточности для этого водных ресурсов.
Таблица 7.
Оценка вероятности ограничения освоения месторождений сланцевого газа по причине недостатка водных
ресурсов [13]
Страна Объем технически Вероятность ограничения освоения
извлекаемого сланцевого газа, месторождений сланцевого газа по
трлн. куб. фут. причине недостатка водных ресурсов
Китай 1.115 Высокая
Аргентина 802 От низкой до средней
Алжир 707 Вероятно очень высокая (засухи и низкий уровень потребления воды)
Канада 573 От низкой до средней
США 567 От средней до высокой
Мексика 545 Высокая
Австралия 437 Низкая
Южная Африка 390 Высокая
Россия 287 Низкая
Бразилия 245 Низкая
Венесуэла 167 Низкая
Польша 148 От низкой до средней
Франция 137 От низкой до средней
Украина 128 От низкой до средней
Ливия 122 Вероятно очень высокая (засухи и низкий уровень потребления воды)
Пакистан 105 Очень высокая
Египет 100 Вероятно очень высокая (засухи и низкий уровень потребления воды)
Индия 96 Высокая
Парагвай 75 От средней до высокой
Колумбия 55 Низкая
Природоохранное регулирование в США, связанное с добычей сланцевого газа
США имеют весьма развитое и совершенное природоохранное законодательство, которое позволяет и федеральному правительству и правительству штатов достаточно эффективно регулировать деятельность природопользователей, в том числе компании которые занимаются освоением месторождений сланцевого газа. В Таблице 8 приведен перечень законодательных актов, которые в настоящее время регулируют все стадии разработки месторождений, от подготовки производственной инфраструктуры для бурения, собственно буровых операций, гидроразрыва пласта и ликвидации его последствий и, наконец, обращения с добытыми углеводородами. В ряде случаев законодательство штатов может перекрывать федеральное законодательство и выпускать свои более жесткие акты в интересах сохранения окружающей среды. Тем не менее, это законодательство не позволяет в полной мере устранить все негативные последствия разработки сланцевых месторождений, поскольку оно не должно мешать реализации государственной энергетической политики.
Таблица 8.
Регулирование в США на федеральном уровне и на уровне штатов операций по освоению месторождений _сланцевого газа [14]_
Формирование дорожной сети, строительство буровой площадки, подготовка оборудования для бурения Бурение вертикальной и горизонтальной скважин Завершение строительства скважины, гидроразрыв Сбор, хранение и обработка жидкости обратного притока Сбор, хранение и транспорт газа
60 дней 15-60 дней 15-30 дней 20 дней 5 - 40 лет
Регулирование на федеральном уровне
Федеральный закон об охране окружающей среды (National Environmental Policy Act - NEPA) содержит требования о тщательном анализе проектов по разведке и добыче полезных ископаемых с точки зрения их воздействия на окружающую среду. Земельный департамент США (U.S. Department of Interior Bureau of Land Management -BLM) отвечает за выдачу разрешений на гидроразрыв на федеральных землях Федеральный закон о чистой воде (Clean Water Act - CWA) регулирует поверхностный сброс сточных вод через процедуру разрешений Национальной системы предотвращения сброса загрязняющих веществ (National Pollutant Discharge Elimination System - NPDES)
В соответствии с Законом о чистом воздухе (Clean Air Act - CAA) для ограничения выбросов токсичных загрязняющих веществ используются Национальные стандарты по эмиссии опасных загрязняющих веществ (National emission standards for hazardous air pollutants - NESHAP). Опасные химические вещества должны быть зарегистрированы и информация о них должна быть представлена в случае событий, устанавливаемых Федеральным законом о планировании в случае чрезвычайных ситуаций и извещения общественности о них (Emergency Planning and Community Right to Know Act) CWA устанавливает стандарты для промышленных сточных вод и стандарты качества вод для загрязняющих веществ в поверхностных водоемах.
В соответствии с CAA правила NESHAP для двигателей регулируют использование реконструированных двигателей Федеральный закон о транспортировке опасных веществ (Hazardous Materials Transportation Act) регулирует транспортировку опасных веществ Федеральный закон о загрязнении нефтью (Oil Pollution Act - OPA) устанавливает более жесткие требования по предотвращению разливов и системе оповещения
The Агентство по охране окружающей среды США (US Environmental Protection Agency - EPA) разработало новые стандарты для выбросов токсичных веществ при добычи нефти и газа EPA рекомендует, чтобы буровики использовали для завершения эксплуатации «зеленые технологии», снижающие выбросы летучих органических веществ из скважин. Такие технологии должны использоваться в штатах Колорадо и Вайоминг.
EPA использует большинство федеральных законов Федеральный закон о компенсации ущерба окружающей среде (Comprehensive Environmental Response, Compensation and Liability
Act - CERLA) обязывает федеральное правительство реагировать на внесение в окружающую среду опасных веществ, которые угрожают здоровью населения и объектам живой природы
Регулирование на уровне штатов
Штаты могут применять федеральное законодательство Перевозки воды, песка и химических добавок регулируются законами штата Федеральный закон о питьевой воде (Safe Drinking Water Act - SDWA) исключает гидроразрыв из Программы контроля закачки в подземные горизонты (Underground Injection Control - UIC). Вместо этого EPA и штаты реализуют UIC для защиты источников подземных вод.
Для всех штатов обязательны разрешения на бурение и другие операции на скважинах Раскрытие состава химических веществ, используемых при гидроразрыве, регулируется на уровне штата, но жесткость требований различна для разных штатов Защита подземных вод чаще осуществляется через разрешения Систем штатов по предотвращению сброса загрязняющих веществ (State Polluant Discharge Elimination System - SPDES), а не через разрешения NPDES.
Все штаты имеют свое законодательство в отношении бурения скважин и вывода их из эксплуатации В дополнение к законодательству штатов водные законы выпускают также Комиссия бассейна реки Делавэр (Delaware River Basin Commission) и Комиссия бассейна реки Саскуэханна (Susquehanna River Basin Commission)
Штаты регулируют строительство обсадных колонн и цементирования скважин Штаты регулируют обращение с опасными отходами штатов и внедряют процедуры по обращению с отходами, которые являются исключениями из Федерального закона о сохранении и восстановлении ресурсов (Resource Conservation and Recovery Act).
Заключение
Дефицит углеводородного сырья и стремление к называемой энергетической безопасности будут, безусловно, толкать страны в различных регионах мира к освоению собственных месторождений сланцевого газа. И вряд ли этот процесс удастся остановить. Тем не менее, следует надеяться, что при принятии решений по освоению месторождений, особенно в странах густонаселенной Европы, будут учитываться следующие важные обстоятельства.
Во-первых, освоение месторождений сланцевого газа с использованием нынешней базовой технологии, а именно гидроразрыва пласта (иногда ее называют фрекингом), связано в настоящее время с весьма значимыми экологическими рисками, которые проявляются в загрязнении природных сред, значительном водопотреблении, ухудшении здоровья населения, осложнении существования объектов животного мира. Возможно ситуация в будущем измениться к лучшему, поскольку технологии добычи сланцевого газа постоянно совершенствуются - снижается время на подготовку пласта к добыче, внедряются методы, уменьшающие потребление воды, отрабатывается техника безводного гидроразрыва,
осуществляется подбор более безопасных химикатов для гидроразрыва пласта. Поэтому можно ожидать, что в когда -то экологические риски удастся снизить до более приемлемого уровня.
Во-вторых, при освоении месторождений воздействие на окружающую среду может распространяться на достаточно большие территории, и могут затрагиваться интересы соседних государств - например, могут загрязняться трансграничные подземные и поверхностные водоемы, а также нарушаться их водный баланс, могут возникать также и помехи в местах обитания или миграции объектов животного мира. Поэтому, решения об освоении собственных месторождений сланцевого газа вблизи границ должны проходить обязательное согласование с соседями.
В-третьих, надо иметь в виду мнение МЭА, что с точки зрения условий залегания и газонасыщенности месторождения сланцевого газа на территории США уникальны и экономически более выгодны к освоению. Если в настоящее время себестоимость добычи 1000 кубометров газа в США составляет 60-100$, то в других местах, включая Европейские государства, она может по разным причинам вырасти до 120-410 $.
Литература
i.Shale gas: a provisional assessment of climate change and environmental impacts, Tyndall Centre for Climate Change Research, 2011
2.K. A. Bullin, P. E. Krouskop, Compositional variety complicates processing plans for US shale gas, Oil&Gas Journal, 2009, №10
3.R.W. Howarth, R. Santoro, A. Ingraffea. Methane and the greenhouse-gas footprint of natural gas from shale formations, Climatic Change, DOI 10.1007/s10584-011-0061-5
4.I. J. Laurenzi, G. R. Jersey. Life Cycle Greenhouse Gas Emissions and Freshwater Consumption of Marcellus Shale Gas, Environmental Science & Technology, April 2013
5.Monitoring and control of fugitive methane from unconventional gas operations, Environment Agency, Bristol, UK, 2012.
6.M. Zoback, S. Kitasei, B. Copithorne, «Addressing the Environmental Risks from Shale Gas Development», Natural Gas and Sustainable Energy Initiative, Worldwatch Institute, 2010
7.K. M. Keranen, H. M. Savage, G. A. Abers, E. S. Cochran, Potentially induced earthquakes in Oklahoma, USA: Links between wastewater injection and the 2011 Mw 5.7 earthquake sequence
8.S.G. Osborn, A.Vengosh, N.R. Warner, R/B. Jackson, Methane contamination of drinking water accompanying gas-well drilling and hydraulic fracturing, Proc. Natl. Acad. Sci. USA, 2011, v. 108 (20), pp. 8172-8176
9. Impacts of shale gas and shale oil extraction on the environment and on human health, ENVI, 2011)
10. J.Veil. «Trends in Flowback Water Management in Shale Gas Plays», 2012
11.Supplemental generic environmental impact statement on the oil, gas and solution mining regulatory program, New York State Department of Environmental Conservation Division of Mineral Resources, 2009
12.S.M. Olmstead, L.A. Muehlenbachs, J.-S. Shih, Z. Chu, A.J. Krupnick, Shale gas development impacts on surface water quality in Pennsylvania Proc. Natl. Acad. Sci. USA, 2013, vol. 110 (13), pp. 4962-4967
13. P. Reig, T. Luo, J. N. Proctor, Global Shale Gas Development: Water Availability and Business Risks, World Resources Institute, 2014
14.Water and Shale Gas Development. Leveraging the US experience in new shale developments. 2012, Accenture
