Оптимизация системы сбора и подготовки нефти, воды и газа на Спорышевском месторождении

7. Вибрация.

Основные рамы боксов под комплектными машинами, агрегатами выполнены так, чтобы исходящая от машин вибрация улавливалась, и усилия были безопасно отведены от фундаментов. Вследствие установки воздушных компрессоров и сооружений в виде бокса, по всей вероятности недопустимых вибраций ожидать не следует.

8. Производственный шум.

Уровень шума в насосных составляет максимально 90 - 100 дБ. Помещения внутри боксов не являются постоянно рабочим местом. Боксы своими стенами препятствуют выходу шума наружу. Контроль за нормальной работой агрегатов производится из операторной.

Химические факторы:

1. Вредные химические факторы, действующие через дыхательные пути.

2. Химические факторы, действующие через кожный покров.

На нефтегазодобывающих предприятиях из нефти и нефтяного газа выделяются опасные различные компоненты. При вдыхании их или попадании в желудочно-кишечный тракт может произойти отравление людей.

Первые признаки отравления парообразными углеводородами - недомогание и головокружение. Летальный исход может наступить от паралича, дыхания при явлениях нарастающей сердечной слабости. Углеводороды могут служить причиной хронического отравления.

Биологические факторы:

- бактерии и вирусы

- кровососущие насекомые и укусы животных

- психофизиологические факторы:

- физические перегрузки (статические и динамические нагрузки)

Нервно-эмоциональные нагрузки (переутомление, перенапряжение анализаторов (кожные, зрительные, слуховые и др.), монотонность труда).

Моделирование возможных чрезвычайных ситуаций и оценка их воздействий на рабочий персонал и оборудование. Расчет вероятных параметров ударной волны при взрыве газо-воздушной смеси. Произведем расчет вероятного взрыва резервуара, заполненного нефтью объемом 5000м³. При этом объем газо-воздушной смеси Q(T) принимается равным 100% от объема резервуара. При взрыве выделяют зону детонационной волны с радиусом R₁, где происходит полное разрушение. Избыточное давление в зоне детонационной волны ?Р_Ф1=900кПа. Радиус зоны детонационной волны определяется из уравнения

(5.1.)

где Q- количество газа, т.

Т.к. плотность нефти принята 822 кг/м³ , то Q=0,822•5000=4110т

Для данного случая объем газовоздушной смеси 5000м³, тогда радиус зоны детонационной волны равен

(5.2.)

Рис. 4.3 - Взрыв газо-воздушной смеси

Где: 1- зона детонационной волны радиусом R₁;

2- зона ударной волны радиусом R₂, м;

3- зона смертельного поражения людей радиусом R_спл, м;

4- зона безопасного удаления, где ?Р_Ф =5кПа;

5- зона предельно допустимой взрывобезопасной концентрации;

r₂ - расстояние от эпицентра взрыва до ближайшего элемента;

r₃ - расстояние от эпицентра взрыва до здания;

6- ближайший к эпицентру взрыва элемент;

7- здание.

Радиус зоны смертельного поражения людей определяется по формуле

(5.3.) Для данного случая

(5.4.)

При взрыве газа выделяют зону с радиусом безопасного удаления R_БУ , где ДР_Ф=5 кПа. В данном случае радиус безопасного удаления составляет 3555,6 м.

Давления, оказываемые взрывом на технологическое оборудование и здание АБК, являющуюся элементом с металлическим каркасом, будет составлять 900 и 99 кПа, соответственно. Для данных объектов степень разрушения оцениваются как «сильное». Таким образом, технологическое оборудование и здание АБК в дальнейшем непригодны к эксплуатации и требуют замены.

Определение глубины распространения ядовитых сильнодействующих веществ (СДЯВ) при разливе нефти с поражающей концентрацией. При расчете зон принимают: метеоусловия - изотермия, t=20⁰С, скорость ветра 1 м/с, направление ветра на предприятие; принимают, что разрушается одна наибольшая емкость или выливается наибольшее из возможных количество СДЯВ из трубопровода, системы. При свободном разливе толщина слоя СДЯВ принимается равной 0,05 м.

При разливе СДЯВ образуется первичное облако пара (мгновенное испарение) и вторичное облако пара (испарения слоя жидкости).

Определяем эквивалентное количество вещества Q_э1 по первичному облаку (по отношению к концентрированной соляной кислоте) по формуле:

Q_э1=К₁*К₃*Q₀,(тонн), (5.5)

где: К₁- коэффициент, зависящий от условий хранения СДЯВ, К₁=0

К₃- коэффициент, равный отношению пороговой токсодозы хлора к пороговой токсодозе другого СДЯВ, К₃=0,3

Q₀- количество разлитого при аварии вещества, Q₀=2 тонн

По формуле 5.5

Q_э1=0,3*2=0,6тонны (5.6)

Определяем эквивалентное количество вещества Q_э2 по вторичному облаку по формуле:

Q_э2=(1-К₁)*К₂^0,2*К₃*(Q₀/(h^0,2*d^0,2)),(тонн) (5.7)

где, К₂- коэффициент зависящий от свойств СДЯВ, К₂=0,021

d - плотность СДЯВ, d=1,198 т/м³

h - толщина слоя СДЯВ, h=0,05 м

Q_э2=(1-0)*0,021^0,2*0,3*(2/(0,05^0,2*1,198^0,2))=0,486тонны (5.8.)

Полная глубина зоны заражения Г (км) определяем по формуле:

Г=Г?+0,5Г??=3,2+0,5*3,1=4,75км (5.9)

Определение глубины распространения хлора при разливе приведено в таблице 5.1, при данной ситуации люди присутствующие на кустовой площадке должны быть обеспеченны противогазами, для людей же находящихся на территории близлежащего цеха выбросы загрязняющих веществ будут предельно-допустимыми.

Рис.4.4 - Распространение СДЯВ

где: 1 - грузовой автомобиль,

2 -групповая замерная установка.

Таблица 5.1 Глубины зон возможного заражения СДЯВ (км), при скорости ветра 1м/с

Qэ1,2	0.05	0,1	0,5	1	3	5	10	20	30	50	100
Г,Г	0.85	1,25	3,16	4,75	9,18	12,53	19,20	29,56	38,13	52,67	81,91

Учитывая все выше сказанное и все приведенные расчеты можно сделать следующие выводы:

- условия труда Спорышевского месторождения соответствуют санитарно - гигиеническим требованиям.

- меры электро и пожарной безопасности обеспечивают безопасные условия труда.

- фактические выбросы загрязняющих веществ являются предельно-

- допустимыми, поэтому плата за них рассчитывается как за нормативные выбросы;

- на предприятии предусматриваются мероприятия по предотвращению выбросов, по размещению отходов.

В целом, деятельность предприятия не наносит ущерба окружающей среде.

Возможные чрезвычайные ситуации на УПСВ. При работе УПСВ возможны чрезвычайные ситуации в результате разгерметизации технологических трубопроводов с последующим взрывом газо-воздушной смеси. Это возможно из-за превышения допустимого давления в технологической цепочки работы УПСВ, что приводит к разрушению технологического оборудования и разливе рабочей жидкости на земную поверхность, заражение этой поверхности.

Возгорание газонефтяной смеси может произойти в результате нарушения техники пожарной безопасности, либо при нарушении целостности оборудования при ударе металлических частей друг о друга, при котором в момент удара возникает искра.

Результатом газонефтяного выброса с возгоранием газонефтяной смеси может стать также повреждение техники и оборудования, разлив рабочей жидкости, заражение земной поверхности, а также возникновение пожара, возгорание техники, вследствие нахождения объектов в лесной зоне, возникновение лесных пожаров и загрязнение атмосферного воздуха продуктами горения.

Чрезвычайные ситуации, вызванные террористическими актами. Помимо чрезвычайных ситуаций, возникших естественным путем, возможны повреждения оборудования в результате террористических актов. Для предотвращения этих ситуаций въезд на все объекты (дожимные насосные станции, пункты подготовки и перекачки нефти, центральный товарный парк, кустовые насосные станции и др.) контролируется службой по безопасности предприятия и милицией. Проезд на месторождение закрыт и осуществляется только по пропускам службы по режиму предприятия ОАО «Газпромнефть-Ноябьскнефтегаз». На контрольно-пропускных постах осуществляется досмотр всего транспорта что способствует предотвращению террористических актов.

Чрезвычайные ситуации, вызванные природными явлениями. Для Спорышевского месторождения характерны следующие чрезвычайные ситуации природного характера:

- паводковые наводнения;

- сильные морозы (ниже -40°С);

- метели и снежные заносы.

Весной, в результате таяния снега, происходит подъем уровня воды в реках, озерах и болотах, которые занимают, практически, всю территорию, что приводит к затоплению промысловых дорог и размыванию тех дорог, которые не имеют асфальтового покрытия. Это затрудняет проезд транспорта по территории месторождения.

Сильные стойкие морозы, характерные для данного месторождения, длятся несколько недель, что приводит к обморожению рабочего персонала на объектах, и даже возможен отказ оборудования.

Зимой часты метели, забивающие снегом подготовленные дороги. Среднее количество дней в году с метелями - 40, средняя скорость ветра в течение года 4 м/с. Ледостав на реках начинается в октябре, а вскрытие их ото льда происходит в конце апреля - начале мая. Склоны оврагов, холмов и увалов подвержены глубоким размывам талыми водами и водами атмосферных осадков летом. В это же время постоянным размывам подвергаются дороги, прокладываемые лесозаготовителями.

По статистическим материалам или путем экспертных оценок определяются наиболее вероятные чрезвычайные ситуации на объекте, прогнозируются их последствия и разрабатываются мероприятия по их предотвращению.

5.3 Мероприятия по предупреждению и предотвращению чрезвычайных ситуаций техногенного и природного характера

Основными взрыво и пожароопасными, вредными и токсичными веществами, находящими в производстве являются: нефть с попутным нефтяным газом, химические реагенты.

Технологическая схема и комплектация основного оборудования гарантируют непрерывность производственного процесса за счет оснащения технологического оборудования системами автоматического регулирования, блокировки и сигнализации.

Технологическое оборудование по возможности размещено на открытых площадках, что уменьшает вероятность образования взрывоопасных смесей.

Система сбора и транспорта нефти полностью герметизирована. Вся аппаратура, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, оснащена предохранительными клапанами, которые выбраны с учетом требований "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением".

Объекты и сооружения размещены на безопасном расстоянии от смежных предприятий и при аварии, или взрыве или пожаре не могут для них представлять серьезной опасности. В целях предотвращения разлива нефти площадки наружных технологических установок имеют бордюрное ограждение.

Технологические аппараты перед остановкой на ремонт необходимо пропаривать до достижения в них концентрации вредных веществ, не превышающей предельно-допустимую норму.

Наиболее пожароопасными объектами являются:

- блок печей нагрева нефти;

- насосная перекачки нефти;

- резервуары РВС-5000;

- технологическая установка;

- установка ввода реагентов.

Пожарная безопасность обеспечивается степенью огнестойкости строительных конструкций, соответствующей категории производства котельной, автоматикой безопасности котлов по топливу, наличие пожарного водопровода и инвентарных средств пожаротушения.

В процессе эксплуатации УПСВ, следует осуществлять систематический контроль за осадкой фундаментов емкостей, насосов, трубопроводов, факела, основания резервуаров.

Профилактический осмотр оборудования станции должен производиться по графику, утвержденному главным инженером ТПДН.

Через каждый год работы необходимы зачистка и внутренний осмотр емкостей и резервуаров. Необходимо постоянно контролировать дозировку химических реагентов. Следует систематически следить за состоянием факела и факельного газопровода (даже неработающих - для чего не реже одного раза в 10 суток нужно продувать факельную систему газом из газопровода.

Территория установки и отдельных ее сооружений должна быть освещена по нормам техники безопасности и пожарной безопасности. Вентиляторы и вытяжные устройства должны быть в исправности. Должны быть надежными связь и аварийная сигнализация. Подъезды к установке должны быть исправными в любое время года. Все электрооборудование в пределах взрывоопасной зоны должно быть взрывозащищенным с уровнем взрывозащиты в соответствии с категорией и группой взрывоопасной смеси. УПСВ должна быть оснащена средствами пожаротушения по перечню, согласованному с местными органами пожарного надзора, укомплектована средствами индивидуальной защиты, спецодеждой и предохранительными приспособлениями в соответствии с действующими "Типовыми отраслевыми нормами бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и предохранительных приспособлений рабочим и служащим предприятий нефтяной и газовой промышленности".

На все основные трубопроводы должна быть нанесена отличительная окраска и направление потока рабочей среды по ГОСТ 14202.

Слесарный и такелажный инструмент, применяемый при ревизии и ремонте, должен исключать искрообразование.

К обслуживанию допускаются лица, ознакомленные с конструкцией, принципом действия и порядком работы УПСВ в целом.

Обслуживание может быть поручено лицам не моложе 18 лет, обученным и имеющим удостоверение, выданное квалификационной комиссией предприятия или организацией, проводившей обучение по программе, утвержденной в установленном порядке.

К работе по монтажу, проверке, настройке и обслуживанию первичных измерительных приборов должны допускаться лица, имеющие допуск не ниже 3 квалификационной группы по технике безопасности согласно "Правилам техники безопасности при эксплуатации электроустановок" (ПТБ) глава В1-Г "Требования к персоналу, обслуживающему электроустановки".

В операторной должен быть вахтенный журнал, куда записываются все неисправности, замеченные дежурным, а также основные параметры работы УПСВ.

При приеме дежурства необходимо ознакомиться с записями в вахтовом журнале, осмотреть станцию и убедиться в исправности технологического оборудования.

На территории установки запрещается применение открытого огня. При отсутствии электроосвещения разрешается пользоваться только взрывобезопасными переносными источниками освещения.

Отбор проб нефти через неисправные пробоотборники не допускается. Не допускается скопления разлитой нефти на территории. Запрещается производить какие-либо ремонтные работы на технологических емкостях и трубопроводах, находящихся под давлением. Запрещается использовать в работе неисправное оборудование и инструмент.

В случае образования ледяной пробки в трубопроводах, находящихся под давлением, необходимо отключить замороженный участок от общей системы, разогреть снаружи паром или горячей водой.

Обслуживающий персонал должен следить за чистотой оборудования и прилегающей территории.

При ведении ремонтных работ внутри технологической емкости необходимо отключить ее на линиях входа и выхода продукта, слить остатки через дренажную линию, пропарить и провентилировать емкость, отглушить стандартными заглушками. На проведение ремонтных работ должен быть оформлен документ в установленном порядке.

При эксплуатации факела следует соблюдать требования "Правила устройства и безопасной эксплуатации факельных систем". ПУ и БЭФ-91, ПБ 09-12-92. Госгортехнадзор России, 21.04.92 г.

Сброс газа в атмосферу от рабочих предохранительных клапанов осуществляется через стояк на высоте 5м от наиболее высокой площадки обслуживания аппаратов.

При непрерывной работе рабочих предохранительных клапанов более 5 мин. необходимо выявить и устранить причины повышения давления. При невозможности устранения следует остановить установку до выяснения причин.

В период выброса газа в атмосферу с предохранительных клапанов должны быть приостановлены строительно-монтажные и другие работы на площадке, заглушены двигатели. Работы возобновляются после прекращения выбросов и проверки территории с помощью газоанализаторов.

Содержание газа в воздухе не должно превышать 20% от нижнего предела взрываемости.

Курение разрешается только в специально отведенных местах, согласованных с пожнадзором.

Источником производственного и противопожарного водоснабжения УПСВ являются артезианские скважины.

Подготовка хозяйственно-питьевой воды осуществляется на станции обезжелезивания. На площадке УПСВ находится операторная, в которой смонтированы вторичные приборы контроля производства и ключи управления электрозадвижками. В операторной смонтированы щиты управления системой пожаротушения.

На УПСВ смонтированы три раздельные системы пожаротушения:

- пенотушение,

- противопожарный водовод,

- азототушение.

На площадке УПСВ смонтирована установка автоматического пенопожаротушения, включающая в себя:

- емкости для хранения 6% раствора пенообразователя, V=10 м³ - 2 шт

- емкости для хранения пенораствора V=100 м³ - 2 шт;

- насосная пожаротушения с насосными агрегатами 4Д 200-90-2 шт; К 65-30-2 шт;

- резервуары противопожарного запаса воды V=1000 м³ - 2 шт.;

- система трубопроводов пенного пожаротушения;

- станция управления противопожарной автоматики

- генераторы пены ГПСС-2000 - 6 шт.;

- генераторы пены ГПС-600 - 20 шт.

Система пенопожаротушения предназначена для подачи раствора пенообразователя к стационарно- установленным генераторам пены ГПСС-2000, расположенными на РВС-5000, ГПС-600 и всех помещениях с категорией производства «А».

В качестве огнетушащего средства принимается пена средней кратности, получаемая из 6 % -ного водного раствора пенообразователя.

Пенная установка состоит из насосной пожаротушения, двух резервуаров (V=100 м³) для хранения готового раствора пенообразователя, емкости (V=10 м³) для пенообразователя, растворопроводов сухотрубов, узлов задвижек и генераторов пены.

Производительность пенной установки принята из расчета тушения пожара на одном из РВС-5000. Расчетное время тушения пожара - 10 минут, запас раствора пенообразователя в емкостях V=100 м³ обеспечивает действие установки в течение трехкратного расчетного времени тушения одного пожара (30 минут). В емкости V=10 м³ хранится 100 % -ный резервный запас пенообразователя.

Подача раствора пенообразователя от емкостей V=100 м³ к пеногенераторам осуществляется насосом 1Д 200-90 через узлы задвижек, которые расположены в насосной станции. Всасывающие и напорные трубопроводы до узлов задвижек заполнены раствором пенообразователя, при этом напорные находятся под давлением, поддерживаемым с помощью водовоздушного бака V= 4 м³, заполненного раствором (не менее 1/2 от объема) и сжатым воздухом (Р до 0,6 МПа), подаваемого в бак с помощью компрессора СО-7Б.

Автоматическое пенопожаротушение применяется для тушения пожаров на РВС-5000 №№ 1, 2, 3. При поступлении сигнала от пожарных извещателей, установленных на РВС-5000, на включение насосов подачи раствора пенообразователя автоматически открываются электрифицированные задвижки: по направлению - на сухотрубе и на напорном трубопроводе - на выходе насоса.

Время для приведение в действие пенной установки с момента обнаружения пожара до момента подачи раствора в очаг горения не должно превышать 3 минут.

Проектом предусмотрен дистанционный пуск насоса от кнопочных выключателей в операторной и местный (ручной) пуск насоса и задвижек из помещения насосной.

Для приготовления и периодического перемешивания раствора предусмотрены насосы К65-50-160 (один рабочий, второй резервный). Возможно перемешивание раствора и основными насосами.

Для тушения пожара в помещениях насосных, блоках качества, ПТБ-10 предусмотрен растворопровод Д-100 мм с пеногенераторами ГПС-600, оборудованный двумя соединительными головками ГМ-80 (расположенными вне помещения насосных) для присоединения передвижной пожарной техники.

Резервуары для хранения 6 % раствора пенообразователя и резервуар для хранения пенообразователя оборудованы:

- перфорированными трубопроводами ДУ-80 мм, проложенному по периметру резервуаров на 0,1 м ниже расчетного уровня пенообразователя в нем;

- подводящими трубопроводами водопровода Ду-100 мм, оборудованными обратными и поплавковыми клапанами;

- соединительными головками ГМ-80 для подключения пожарной техники;

- указателями максимального и минимального уровней, температурными датчиками;

- наружными подогревателями для поддержания температуры от +5 ^оС до +20 ^оС.

В пониженных местах предусмотрены спускники для слива раствора после окончания работы.

Время восстановления запаса раствора пенообразователя - 96 часов.

По степени обеспечения надежности электроснабжения оборудование насосной относится к I категории. Формирование командного импульса автоматического пуска установки предусматривается от пожарных извещателей.

Растворопроводы до защищаемых объектов прокладываются надземно на эстакаде, с теплоспутниками и в тепловой изоляции - полуцилиндрами из минваты на синтетическом связующем (толщина 80 мм) ГОСТ 23208-83. Антикоррозийное покрытие - лак битумный БТ-577 ГОСТ 5631-79* в два слоя по слою грунта ГФ-021 ГОСТ 25129-82. Покровный слой - лист алюминиевый (толщина 0,8 мм).

Пенораствор из емкостей с раствором пенообразователя насосом 4 Д 200-90 подается на узел лучей, давление в котором при тушении пожара должно быть не выше 0,4 МПа. При падении давления до 0,4 МПа происходит автоматическое включение резерва, т.е. автоматически включается второй насосный агрегат. Узел лучей предназначен для распределения потоков пенораствора при тушении пожара. При поступлении сигнала от датчиков извещателей, расположенных в насосных НПВ, НППВ, НВО, на РВС 5000 №1,2,3 открывается электроприводная задвижка по одному из направлений:

- в НПВ задвижка № 671,

- в НППВ задвижка № 671,

- в НВО задвижка № 674,

- на РВС-5000 №1 задвижка № 677,

- на РВС-5000 №2 задвижка № 680,

- на РВС-5000 №3 задвижка № 683.

Пенораствор преобразуется пеногенераторами в устойчивую пену и заполняет свободное пространство над горящей жидкостью.

Пеногенераторы установлены на следующих объектах:

- в насосной пластовой воды ГПС-600 - 2 шт,

-в насосной подрезки пластовой воды ГПС-600- 2 шт,

- в насосной внешней откачки ГПС-600 -4 шт,

- на РВС-5000 №№1,2,3 ГПСС-2000 -по 2 шт. на каждом.

Работа автоматической системы пожаротушения происходит следующим образом:

-при повышении температуры воздуха выше 70⁰С срабатывает датчик пожарного извещателя или группа датчиков, установленных в контролируемых местах, размыкается цепь противопожарной системы сигнализации, выдаются звуковой и световой сигналы.

Разрыв цепи датчика вызывает срабатывание сигнала «Пожар» на приборе «ESA» в операторной. При поступлении сигнала «Пожар» формируется командный импульс на включение установки пенного пожаротушения.

Автоматически включается насос 4Д 200-90, открывается электроприводная задвижка на напорном трубопроводе насоса и на одном из направлений подачи пенораствора. При падении давления пенораствора в пенокольце до 0,4 МПа автоматически включается резервный насос 4Д 200-90.

Отключение насосов происходит от кнопки «Стоп» в помещении насосной и на щите в операторной (после ликвидации пожара) и при минимальных уровнях в емкостях с раствором пенообразователя.

Экологичность проекта. Компанией «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» проводится разработка и добыча нефти на 17 месторождениях. Лицензии на добычу нефти получены на 28 лицензионных участков, поисково-оценочные работы выполняются на 20 лицензионных участках. Всего за время производственной деятельности ОАО “ Газпромнефть -Ноябрьскнефтегаз” под обустройство месторождений было отведено земель площадью 39580 га, в том числе в постоянное пользование 10525 га, во временное пользование 29055 га. Отработано, рекультивировано и возвращено прежнему землепользователю 21283 га. В настоящее время за ОАО “ Газпромнефть -Ноябрьскнефтегаз” числится земель всего 18297 га, из них в постоянном пользовании 10525 га, во временном 7772 га.

Все производственные объекты ОАО “ Газпромнефть -Ноябрьскнефтегаз” расположены в малонаселённых, слабоосвоенных, заболоченных и слабопокрытых лесами зонах тундры и лесотундры. Значительная географическая рассредоточенность производственных объектов, относительно высокая степень устойчивости экосистем, находящихся под воздействием этих объектов, значительно ослабляет негативное техногенное влияние на природную среду и, что особенно важно, несущественно влияет на здоровье человека.

По возможности к решению экологических проблем, стоящих перед ОАО “ Газпромнефть -Ноябрьскнефтегаз”, проводят комплексно, по различным направлениям в широком диапазоне с охватом разных этапов и видов основной деятельности.

В целях соблюдения природоохранного законодательства, рационального использования природных ресурсов при аппарате ОАО “ Газпромнефть -Ноябрьскнефтегаз” создано Управление экологической безопасности и рационального природопользования, возглавляемая начальником Управления. Служба объединяет такие жизненно важные для нашего предприятия направления как: экология, землеустройство, маркшейдерскую службу и геодезия, работа с коренным населением, лицензирование недр. Созданы новые и укреплены квалифицированными кадрами, оргтехникой и программными продуктами уже существующие отделы экологии в структурных подразделениях.

Отдел экологии ОАО “ Газпромнефть -Ноябрьскнефтегаз” выполняет контроль и методическое руководство природоохранной деятельностью структурных подразделений, планирует и согласовывает мероприятия по охране окружающей среды в целом по предприятию. В настоящее время отдел экологии работает над созданием чёткой организации природоохранной деятельности предприятия.

Основными источниками загрязнения атмосферы в процессе строительства всех нефтегазопромысловых объектов являются строительные машины, оснащенные двигателями внутреннего сгорания. В процессе разработки месторождения - эксплуатационные скважины, ДНС, КНС, узлы сбора конденсата и автомобильные дороги (устье скважин, замерные установки, котлоагрегаты, технологические аппараты, емкости, котельная, факел, свеча рассеивания). Кроме того загрязнения атмосферного воздуха возможны при авариях на нефтепроводах и газопроводах, негерметичность различных соединений, технологические выбросы газа на факел при ремонтных работах.

Фоновая концентрация основных загрязнителей по данным государственного комитета гидрометеорологии (ГОСКОМГИДРОМЕТа) составляет: СО - 0,75 мг/м³ , NO₂ - 0,013 мг/м³, сернистый ангидрид -0,075 мг/м³, взвешенные частицы- 0,075 мг/м³.

В целом по месторождению предполагается выброс следующих ингредиентов: углеводороды, окись углерода, окислы азота, окислы серы, сажи и другое. Полный компонентный состав выбросов включает вещества с I по IV класс опасности.

Охрана атмосферного воздуха при строительстве скважин осуществляется, в основном, за счет технических мероприятий (выбора противовыбросового оборудования, устройство герметизации устья) и организационных мероприятий по предупреждению и ликвидации выбросов, технологического контроля режимов бурения, которые исключают или снижают выделения углеводородов в атмосферу. Тип и техническая характеристика противовыбросового оборудования, устройства герметизации устья скважин даются в рабочем проекте на строительство скважин.

Кроме того, для исключения потерь легких фракций углеводородов при проектировании рекомендуется предусмотреть полную герметизацию системы сбора, подготовки и транспорта нефти; комплексную автоматизацию основных технологических процессов, позволяющую своевременно принять меры при возможных неисправностях на объектах. Следует так же предусмотреть антикоррозийную защиту трубопроводов и оборудования и контроль качества стыков трубопроводов физическими методами.

В целях поддержания благоприятного гидрогеологического режима, сохранения санитарного состояния, рационального использования водных ресурсов на территории месторождения установлены границы водо-охранных зон. Ширина зоны для реки Янга-Яха составляет 200 м, для притоков и реки Хана-Яха - по 100 м. Для полотна железной дороги и трасс продуктопроводов предусмотрены охранные зоны соответственно 100 и 1000 метров. В дальнейшем при проектировании следует исключить размещение кустов скважин и других объектов в пределах охранных зон.

В связи с выше изложенным водоохранные мероприятия, включенные в проект пробной эксплуатации, должны рассматриваться в тесной увязке с фактической технологической обстановкой на территории Спорышевского месторождения.

Существуют способы защиты подземных вод от нефтяных загрязнений, делятся на три группы: эскавация загрязненных пород водоносного горизонта, мероприятия по изоляции загрязнения и гидродинамические способы защиты.

Экскавация загрязненных пород рекомендуется в случае, если нефтепродукт не достиг уровня грунтовых вод и предполагает выемку грунта и перезахоронение его в безопасном месте.

Гидродинамические способы заключаются в стягивании нефтяной линзы с поверхности грунтовых вод, извлечении нефтепродуктов на поверхность, перехвата загрязненного потока подземных вод и очистки водоносного горизонта от нефти.

Наиболее приемлемым способом гидродинамической защиты при больших глубинах залегания уровня грунтовых вод является использование сети дренажных скважин, которые могут так же служить для систематического наблюдения за качеством и уровнем подземных вод.

Все нефтегазопромысловые сооружения в результате постоянного дожимная насосная станция (ДНС), кустовая насосная станция (КНС) могут оказывать косвенные влияния на почву прилегающих к этим сооружениям территорий. Это влияние появляется как за счет изменения поверхностного стока, так и связанного с этим водно-теплового режима вечномерзлых грунтов. При авариях на нефтепроводах и водопроводов, скважинах, ДНС, КНС возможны загрязнения почв нефтепродуктами, солями и химреагентами. Немаловажную роль в данном случае на почву оказывают капитальные ремонты, проводимые на скважинах.

В связи с этим в данном разделе рассмотрены основные решения, исключающие воздействие на природные среды, а так же мероприятия, направленные на уменьшение окружающей среде от воздействий, которые по конструктивным или технологическим причинам исключить полностью невозможно.

Отвод земельных участков под строительство объектов должно осуществляться в порядке, предусмотренном законодательством РФ, согласно действующим нормам и строгого выполнения природоохранного законодательства.

Все нефтепромысловые нефтегазовые сооружения и технологические объекты следует размещать строго в пределах земельного отвода вне охранных зон рек, озер, зон распространения кедровых лесонасаждений, за пределами тектонических зон и зон распространения многолетнемерзлых пород. По возможности объекты следует размещать в экосистемах, наиболее устойчивых к воздействию нефтепромысловых объектов, а также ландшафтах, обладающих меньшей чувствительностью (большей буферностью) к изменению гидрологического и гидрогеологического режимов территорий.

Заключение

Основным назначением установки предварительного сброса воды (УПСВ) является как следует из названия отделение от нефти поступающей из скважины и дожимных насосных станций попутного газа, пластовой воды и транспортирование их по разным направлениям - нефть на ЦПС, пластовые воды на кустовые насосные станции, газ - на компрессорную станцию.

Технико-экономический анализ - это комплексное изучение различных сторон производственно-хозяйственной деятельности с целью выявления и количественного измерения внутрипроизводственных резервов, а также разработки мер по их правильному использованию. При научной организации производственных процессов, возможно, изыскивать новые источники роста объемов производства, повышения производительности труда, снижение себестоимости работ и продукции, повышение рентабельности предприятия.

Основная задача - выявление и мобилизация имеющихся на предприятии резервов снижения затрат на производство и реализацию продукции.

Непосредственно на УПСВ при изменении внутренней обвязки резервуаров для использования их в технологическом процессе позволяет готовить практически безводную товарную нефть, что дает возможность снизить мощности насосных агрегатов, перекачивающих нефть на ЦПС, снизить коррозийный износ напорного трубопровода, экономить реагент-деэмульгатор.

Использование тепла дымовых газов подогревателей нефти для нагрева воды, обеспечивающий теплом все здания, сооружения и трубопроводы, что позволит сэкономить большие материальные ресурсы на строительстве котельной и высвободить обслуживающий персонал. Использование более эффективных деэмульгаторов позволяет экономить реагенты.

Модернизация оборудования по обезвоживанию нефти (замена центробежных насосов марки ЦНС 300-360 на марку Д 630-90) дает 2,15 рубля прибыли с учетом дисконтирования и затрат.

Все эти мероприятия позволили бы уменьшить себестоимость 1 тонны обезвоживания нефти.

Необходимость в осуществлении процесса обезвоживания нефти на промыслах диктуется следующими обстоятельствами. За счет разности удельных весов нефти в пластовой воды в резервуарах, нефтепроводах происходит отложение густой массы эмульсии. Возникают проблемы сбора и утилизации донных осадков. Перекачка обводненной нефти на заводы, особенно на дальние расстояния, приводит к затратам энергии, средств на перекачку воды. В то время, как непосредственно на месторождении удаление сточных вод решается проще. Необходимая хорошая организация подготовки нефти на промыслах обеспечит очистку нефти от минеральных примесей с меньшими затратами средств. Обработка нефти одного месторождения позволяет более легко подобрать режим технологического процесса, наиболее эффективный для данной нефти деэмульгатор, концентратор и расход, чем для целого ряда нефтей.

Рассмотрен ряд мероприятий по усовершенствованию системы сбора и подготовки скважинной продукции, а также установке дополнительного технологического оборудования.

Приведены основные требования безопасного ведения технологического процесса, мероприятия по обеспечению противопажарной защиты.

Представлены технологические схемы сбора и подготовки нефти.

Для эффективной работы УПСВ можно порекомендовать следующее:

Использовать в процессе подготовки нефти реагент-деэмульгатор с высокой эффективностью разделения.

Вести тщательный контроль за качеством подготавливаемой нефти, т.к. увеличение содержания пластовой воды в нефти приводит к дополнительным затратам при перекачки нефти, а так же к более быстрому коррозионному износу оборудования.

Вести тщательный контроль за качеством разделения водонефтяной эмульсии, уменьшая процент выноса нефтяных капель с подтоварной водой в нагнетательные горизонты.

Список ЛИТЕРАТУРы

1. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. - М.: Недра, 1973. - 63с.

2. Иващенко А. Е., Полещук Л. П., Кадырова Л.С., Майоров В.В.. Подсчет запасов нефти, газа и конденсата Восточно-Таркосалинского месторождения Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области по состоянию на 1.01.1993г, г. Тюмень,1993г.

3. Кабиров М.М. Сбор и подготовка нефти и газа. - Уфа: 1981г -280с.

4. Коршунов Е.С., Едигаров С.Г. Промысловый транспорт нефти и газа. - М.: Недра, 1975. - 296с.

5. Конституция Российской Федерации. М,1993г.

6. Литологическая интерпретация геофизических материалов при поисках нефти и газа/В. А. Бабадаглы, Т. С. Изотова, И. В. Карпенко, Е. В. Кучерук. - М.: Недра, 1988г.

7. Методические указания к практической работе: «Оценка физической устойчивости промышленного предприятия к поражающим факторам чрезвычайных ситуаций мирного времени». Тюмень,1998г.

8. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа. Л. Недра,1984 г.

9. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна/М. Я.Рудкевич, Л. С. Озеранская, Н. Ф. Чистякова и др. - М.: Недра, 1988.

10. Особенности разведки и разработки газовых месторождений Западной Сибири/О. Ф. Андреев, К. С. Басниев, Л. Б. Берман и др. М.: Недра, 1984г.

11. Отчет о научно-исследовательской работе. Дополнительная записка к проекту разработки северо-восточной части объекта АС1 Спорышевского нефтяного месторождения. т.1, Тюмень: 2000 г.

12. Отчет производственно-технологического отдела НГДУ “Холмогорнефть”. - Ноябрьск: 2002 г.

13. Персиянцев М.Н. Совершенствование процессов сепарации нефти от газа в промысловых условиях. - М.: Недра, 1999. - 283с.

14. Рысев В.В., Киселев А.М., Теплоухов В.М., Монастырев Б.В., Кульков И.Н., Леонтьев И.Ю.и др. Разработка детальной геологической модели Восточно-Таркосалинского месторождения. СибНАЦ, 1998г.

15. Сейсмическая стратиграфия. / Под ред. Ч. Пейтона. Пер. с англ. - М.: Мир, 1982.

16. Соседков В.С., Четвертных В.П., Сурков Ю.Н. и др. Уточнение структурных карт и схем по отложениям чехла северной части Западно-Сибирской низменности на основе обобщения дополнительной геофизической информации. Отчет о результатах работ тематической партии 103/87-88 по теме ХI Г.1.8./101(12)-95-4/1040. ПГО “Ямалгеофизика, г. Лабытнанги, 1988г.

17. Технологический расчет нефтегазосепараторов и газосепараторов. - Уфа: 1986 г.

18. Технологический регламент по эксплуатации трубопроводов на Спорышевском месторождении. - Ноябрьск: 2000 г.

19. Технологический регламент установки предварительного сброса воды. - Ноябрьск: 2001 г.

20. Трудовой кодекс РФ.Москва,2001г.

21. Шерифф Р., Гелдарт Л. Сейсморазведка. Пер. с англ. - М.: Мир, 1987г.

Размещено на Allbest.ru

...