Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Технология разработки нефтяного месторождения

Технология разработки нефтяного месторождения

Характеристика месторождения нефти, разрабатываемого НГДУ "Октябрьскнефть". Осложнения при эксплуатации скважин и методы борьбы с ними. Технология исследования скважин, применяемые программно-аппаратные комплексы. Подготовка скважинной продукции.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 13.12.2014
Размер файла 2,4 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Появление воды в нефти несколько ослабило интенсивность пара-финообразования, кроме того, появились эффективные методы борьбы с ним - тепловые, химические, механические. Дальнейшие работы по совершенствованию системы сбора были направлены на создание герметизированных групповых установок.

Внедрение однотрубной системы ускорило перевод скважин с фонтанного способа эксплуатации на механизированную добычу, т. к. у многих фонтанных скважин давление на устье стало недостаточным для транспортировки продукции на большие расстояния.

Рисунок 22 Схема однотрубной системы сбора нефти и газа

Переход на однотрубную систему сбора нефти и газа осуществлялся заменой групповых трапно-замерных установок блочными автоматизированными замерными установками (АГЗУ) типа "Спутник". Эта установка предназначена для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, контроля за их работой и защиты трубопроводных систем от повышения давления.

Рисунок 23 Принципиальная схема установки «Спутник Б-40» 1 - обратные клапаны; 2 - задвижки; 3 - переключатель; 4 - роторный переключатель скважин; 5 - замерная линия; 6 - общая линия; 7 - отсекатели; 8 - коллектор обводненной нефти; 9, 12 - задвижки (закрыты); 10, 11 - задвижки (открыты); 13 - гидроциклонный сепаратор; 14 - регулятор перепада давления; 15 - расходомер газа; 16 - золотники; 17 - поплавок; 18 - расходомер жидкости; 19 - поршневой клапан; 20 - влагомер; 21 - гидропривод; 22 - электродвигатель; 23 - коллектор безводной нефти; m - выкидные линии от скважины

По методам измерения «Спутники» делятся на объемные (А и Б), щелевые (установка Вес), весовые (В), массовые (ВМР). По режиму измерения: накопительные и импульсные. По устройствам переключения на замер: с многоходовым переключателем и с трехходовыми клапанами.

Установку А рекомендуют применять в системах внутрипромыслового сбора продукции скважин, не содержащих сероводород и других агрессивных компонентов. Установка Б отличается от А наличием в ней автоматического влагомера, счетчика газа и блока дозирования химических реагентов. «Спутник» состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока управления. Первый содержит многоходовой переключатель скважин, гидравлический привод, отсекатели потока, сепаратор, счетчик ТОР, запорную арматуру и соединительные трубопроводы. Второй блок содержит блок местной автоматики, блок питания и нагреватели.

Принцип работы: продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ. При помощи ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне. Управление переключением скважин осуществляется блоком управления по установленной программе или оператором. Наличие обводной линии (байпаса) и счетчика с устройством индикации позволяет производить замер дебита скважин в ручном режиме при неисправном ПСМ.

Следует отметить, что в "Туймазанефть" был осуществлен раздельный сбор девонской и угленосной нефти, позволивший без смешивания транспортировать жидкости, содержащие разные по физико-химическим свойствам нефти.

До настоящего времени угленосная и девонская нефти собираются и перерабатываются раздельно.

Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН установка по комплексной подготовке нефти.

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.

Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

· буферной емкости;

· сбора и откачки утечек нефти;

· насосного блока;

· свечи аварийного сброса газа.

Рисунок 24 Схема ДНС

В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат.

Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления.

Блок сбора и откачки утечек служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.

Принцип работы ДНС: нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе.

Установка предварительного сброса воды УПСВ предназначена для отделения от нефти воды и попутного газа. УПСВ состоит из следующих комплексов оборудования:

· Узел сепарации.

· Резервуарный парк.

· Насосный блок (УПСВ может быть оборудовано несколькими насосными блоками).

Узел сепарации может иметь несколько ступеней сепарации с применением различного типа оборудования (НГС, ГС, УБС, ОГ, РК, УСТН). Резервуарный парк состоит из одного или нескольких резервуаров, вместимостью от нескольких сотен до десятков тысяч м3 жидкости. В основном употребляются вертикальные стальные резервуары РВС.

После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.

Установки подготовки нефти УПН представляют собой блочно-комплексные автоматизированные установки и предназначены для эффективного нагрева, обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий и подготовки товарной нефти.

Технологический цикл подготовки нефти включает в себя следующие основные этапы: дегазации нефти, стабилизации нефти, подогрев, обезвоживание и обессоливание нефти.

Установка подготовки нефти может включать следующее технологическое оборудование:

-резервуары, дренажные и накопительные емкости;

-отстойники, теплообменники, электродегидраторы;

-блок коммерческого учета нефти;

-блок обезвоживания и обессоливания нефти, дозирования химреагентов, подготовки газа, гребенки;

-БКНС;

-нефтяные и газовые сепараторы;

-печи подогрева нефти;

-оборудование КИПиА, запорно-регулирующая арматура, АСУ, факельные установки.

На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50о и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде, и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.

Нефть с содержанием воды > 10% с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС подается на установки подготовки нефти (УПН - 1, 2) в печи-нагреватели ПТБ-10. В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента - деэмульгатора в количестве > 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45-50оС, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть, с содержанием воды до 1% и температурой 44-49оС поступает в сепараторы “горячей сепарации” для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары РВС.

Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти (УУН) на центральный товарный парк (ЦТП) или в магистральный нефтепровод. С ЦТП нефть подается для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

6. Методы повышения дебита

Если на первом этапе разработки месторождения прирост добычи-осуществлялся за счет увеличения фонда нефтяных скважин, то в дальнейшем этого оказалось недостаточно. Был разработан и осуществлен целый ряд геологических, технических и организационных мероприятий. Среди них: пуск скважин из бездействия, консервации, перевод с одного способа добычи на другой, увеличение производительности насосов, возврат на новые эксплуатационные горизонты, воздействие на призабойную зону скважин кислотами, теплом, взрывом, изоляционные работы.

Внедрение мероприятий носило систематический и планируемый характер и охватывало не только отдельные скважины, но и участки.

Преобладающими как в количественном, так и в качественном отношении являлись мероприятия по увеличению глубины подвески насосов. Они обеспечивали более высокую депрессию на пласт и, следовательно, большие отборы. Однако в условиях жесткой системы ППД, каким к этому времени стал режим разработки месторождения, невозможно стало поддерживать интенсивный отбор при рекомендованной по известным методикам величине погружения насоса под уровень. Стремление таким образом оптимизировать работу насосов натолкнулось на реально существующие на месторождении колебания динамических уровней, вызываемые остановкой объектов ППД -- кустовых насосных станций и нагнетательных скважин. Это приводило к выходу из строя насосов и потребовало внесения коррективов в методики их подбора к скважинам.

Комплексное и повсеместное внедрение мероприятий позволило на некоторое время замедлить темп падения добычи нефти по НГДУ в целом, что для обустроенного месторождения, обладающего значительными невыработанными запасами, свободными мощностями по подготовке нефти и высококвалифицированными кадрами, было весьма важно.

6.1 Гидравлический разрыв пласта

Сущность процесса ГРП состоит в нагнетании в скважину жидкости под высоким давлением, а результате чего в призабойной зоне пласта раскрываются существующие трещины или образуются новые. После разрыва пласта за счет продолжающейся закачки жидкости образовавшаяся трещина увеличивается в размерах, далее этой же жидкостью транспортируется в трещину расклинивающий агент, называемый проппантом. Он удерживает трещину в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.

Выбор скважин производится на основе следующих посылок:

- отсутствие подошвенной воды;

- низкий дебит - от 1 до 5 т/сут (это ограничение не имеет принципиального значения).

Перед ГРП производится дополнительная перфорация пласта в интервале от 20 до 150 выстрелов ПК-103 на 1м. В скважине, как правило, устанавливают пакер и якорь во избежание повреждения эксплуатационной колонны.

Рисунок 25 Схема гидравлического разрыва пласта

Жидкости, применяемые при ГРП: жидкость разрыва - это рабочая жидкость, при закачивании которой в пласт создается давление, достаточное для нарушения целостности пород. В качестве жидкости разрыва используется дегазированная девонская нефть, нефть с добавкой до 3% СНС, нефть с добавкой до 2% асфальтита, нефть с примесью до 0,2% ОП-7. Жидкость-песконоситель - это рабочая жидкость, используемая для транспортирования проппанта с поверхности до трещин и для их заполнения. Продавочная жидкость - должна быть с наименьшей вязкостью и плотностью, что снижает потери напора при прокачке и облегчает освоение скважины после ГРП. Жидкостью-песконосителем и продавочной жидкостью служит также дегазированная девонская или угленосная нефть и нефтемазутные смеси. В нагнетательных скважинах жидкостью разрыва были вода, загущенная соляная кислота, водные растворы сульфит-спиртовой барды (ССБ).

В качестве жидкости-песконосителя применяются водные растворы ССБ, нейтрализованный черный контакт.

В качестве расклинивающих агентов используются зернистые материалы. Первым материалом, который использовался для удержания трещины в раскрытом состоянии, был хорошо окатанный однородный кварцевый песок размером от 0,25 до 1,6мм. Учитывая высокую плотность песка и недостаточную прочность на смятие, были созданы искусственные проппанты. Для предотвращения обратного выноса проппанта на последних стадиях применяется крупный проппант с полимерным покрытием. Концентрация расклинивающего материала в жидкости-песконосителе зависит от фильтруемости и удерживающей способности жидкости и изменяется в пределах 40-600кг на 1м3 жидкости.

Для ГРП применяется отечественные агрегаты АН-500, ЦА-320, АН-700, автоцистерны ЧЦР.

В настоящее время используются мобильные комплексы, в состав которого входят пескосмесительная установка (блендер), насосный агрегат, блок манифольда, песковоз, станция контроля, емкости для приготовления технических жидкостей.

Расстояние между технологическими емкостями не менее 1м, между агрегатами - не менее 1м, между агрегатами и скважиной - не менее 10м.

Рисунок 26 Схема расположения оборудования при ГРП 1 - устье скважины; 2 - агрегат насосный; 3 - автоцистерна; 4 - пескосмеситель; 5 - агрегат насосный; 6 - гибкие шланги; 7 - трубопровод

Процесс ГРП проводится в следующей последовательности.

1 Расстанавливается оборудование, согласно утвержденной схемы, насосные агрегаты через блок манифольда обвязываются с устьем скважины трубами с быстроразъемными соединениями. Блендер-пескосмеситель обвязываются с емкостями и по мере перемешивания технологической жидкости в емкости вводится гелеобразователь. После расстановки и обвязки оборудования производится опрессовка нагнетательных линий при закрытой устьевой задвижке на полуторакратное давление от максимального ожидаемого рабочего давления.

2 Насосные агрегаты подключаются к станции управления, где в процессе работы регистрируется давление, расход, обороты двигателя, и устанавливается предельное давление, при превышении которого происходит автоматическое отключение агрегатов.

3 В процессе проведения операции по ГРП управление насосными агрегатами осуществляется руководителями работ из станции управления, каждому агрегату присваивается свой номер и он подключается кабелем к соответствующему номеру пульта станции управления. Все кабели, идущие к станции, укладываются на подставки. Все параметры в процессе ГРП регистрируются, и распечатывается диаграмма на компьютере.

4 Непосредственно операция по ГРП включает в себя закачку жидкости разрыва для создания трещины, закачку жидкости-песконосителя с постепенным увеличением концентрации проппанта, продавку технологической жидкостью.

5 По окончании продавки закрывается устьевая задвижка, давление с линии манифольда стравливается, скважина оставляется на 48 часов для распада геля и стабилизации давления на устье.

Таблица 4

Результаты воздействия ЗГРП на призабойную зону пласта

Номер скважины

Дебит, т/ сут

Дополнительная добыча нефти, с начала воздействия на скважину, тонн

до ОПЗ

после ОПЗ

Qж

Qн

% воды

Qж

Qн

% воды

538

2.6

4.9

42.1

3.9

7

40.1

2010

2338

1.9

3.5

21

2.1

3.3

21

852

278

1.5

2.1

26.7

3.4

4,9

27.7

2093

1542

3,6

5.1

21

7.1

10.2

21.3

2130

6.2 Соляно-кислотные обработки пласта

Соляно-кислотные обработки ПЗП -- одно из эффективных мероприятий, направленных на увеличение проницаемости. Технология их проведения заключалась в следующем. После подъема подземного оборудования эксплуатационную колонну шаблонируют и промывают забой скважины методом обратной промывки. После этого трубы с шаблоном поднимают и в скважину на НКТ спускают пакер, после чего скважину промывают водой повторно.

Пакер устанавливают на 10-20м выше верхних отверстий интервала перфорации, ниже пакера спускают "хвост" из НКТ таким образом, чтобы концы труб находились на уровне нижних отверстий интервала перфорации. Пакер спрессовывается на полуторакратное давление, ожидаемое при закачке кислоты.

Соляно-кислотный, раствор представляет собой смесь соляной кислоты с пресной водой плотностью 1190 кг/м3 и концентрацией 12%. Раствор закачивают в скважину насосными агрегатами через НКТ при открытом затрубном пространстве и продавливают в пласт водой в объеме НКТ.

Скважину закрывают на 16 часов для реагирования. Объем закачиваемой кислоты берется из расчета 2м3 на 1м толщины пласта. После реагирования кислоты пакер разгерметизируют и скважину промывают водой с целью удаления продуктов реакции.

Таблица 5

Результаты воздействия соляно-кислотной обработки ПЗП

Номер скважины

Дебит нефти т/ сут

Дополнительная добыча нефти, с начала воздей- ствия на сква- жину, тонн

До ОПЗ

После ОПЗ

Qн

Обвод- ненность,%

Qн

Обвод- ненность,%

119

1.2

27.5

2.3

28.2

2980

599

1.5

14.7

1.7

14.7

1852

458

0.3

23.5

1.2

23.9

1998

916

1.1

22

1.8

22

1093

Рисунок 27 Схема размещения и обвязки оборудования при кислотной обработке скважин 1 - устьевая арматура; 2- манометр; 3- затрубная задвижка; 4-кислотный раствор; 5- вода; 6- кислотовоз; 7- автоцистерна с кислотой; 8- насосный агрегат; 9- автоцистерна с водой; 10- обратный клапан; 11- ПЗП; 12 - пакер

6.3 Обработки растворами ПАВ

Обработка растворами ПАВ производится по следующей технологической схеме:

а) из скважины поднимают подземное оборудование, и эксплуатационную колонну шаблонируют;

б) тщательно промывают забой;

в) поднимают трубы с шаблоном;

г) на 15-30м выше верхних отверстий интервала перфорации спускают пакер и спрессовывают его, причем конец трубы под пакером должен находиться против нижних перфорационных отверстий;

д) приготовляют раствор ПАВ из расчета 0,1% на 8-10м3 воды;

е) готовый раствор, количество которого выбирают из расчета 5

си колорит выбирают из расчета S м' на один метр толщины пласта, закачивают в НКТ и продавливают в пласт водой. Объем продавочной воды берется равным объему НКТ;

ж) скважину оставляют под давлением на 24 часа, после чего производится снятие давления, разгерметизация пакера, промывка скважины, подъем пакера, спуск подземного оборудования и пуск скважины в эксплуатацию.

Рисунок 28 Технологическая схема размещения оборудования на скважине при обработке ПАВ 1 - автоцистерна с продавочной жидкостью; 2 - автоцистерна с раствором кислоты; 3, 4 - агрегат "АЗИНМАШ-ЗОА" с прицепной цистерной; 5 - обвязка; 6 - скважина; 7 - емкость для сбора продуктов реакции из пласта при промывке; 8 - агрегат промывочный

Таблица 6

Результаты воздействия ПАВ на ПЗП

Технология

Количество скважин обработок шт.

Дополнительная добыча т/сут

Обработка ПЗП СНПХ-9633

5

3426

Обработка ПЗП СНПХ-9010

1

523

Обработка ПЗП СНПХ-9030

1

538

Обработка ПЗП МДК+HCL

1

140

7. Охрана труда и окружающей среды

В работе на предприятиях нефтяной отрасли возможны следующие основные опасности:

-возникновение пожара и взрыва при разгерметизации технологического оборудования или трубопроводов, а также при нарушении правил их безопасной эксплуатации и ремонта;

-отравление работников вследствие токсичности многих нефтепродуктов и их паров;

-травмирование работников вращающимися и движущимися частями механизмов в случае отсутствия или неисправности ограждения;

-поражение электрическим током в случае нарушения изоляции токоведущих частей электрооборудования, неисправности заземления, неприменения средств индивидуальной защиты;

- повышенная или пониженная температура поверхности оборудования или воздуха рабочей зоны;

-повышенный уровень вибрации;

- недостаточная освещенность рабочей зоны;

- возможность падения при обслуживании оборудования, расположенного на высоте.

При обслуживании оборудования и проведении его ремонта запрещается: применение открытого огня для подогрева нефтепродуктов, отогревания арматуры и т. п.; эксплуатация неисправного оборудования; эксплуатация и ремонт оборудования, трубопроводов и арматуры с нарушением правил техники безопасности, при наличии утечек нефтепродуктов через неплотности в соединениях и уплотнениях или в результате износа металла; применение для открытия и закрытия запорной арматуры каких либо рычагов (ломов, труб и т. п.); ремонт электрооборудования, не отключенного от электросети; чистка оборудования и деталей машин горючими легковоспламеняющимися жидкостями; работа без соответствующих индивидуальных средств защиты и спецодежды.

Основное назначение средств индивидуальной защиты создавать барьер, защиту от попадания на одежду, кожу, вовнутрь организма бактериальных средств, отравляющих и радиоактивных веществ.

Все средства индивидуальной защиты можно разделить на:

- средства необходимые для защиты органов дыхания: противогазы (изолирующие и фильтрующие), респираторы, ватно-марлевые повязки и противопыльные тканевые маски (ПТМ - 1, ГП-7, ГП-5, ГП-5м и ГП-4у, ДП-6, ДП-6м, ПДФ-7, ПДФ-2Д, ПДФ-2Ш, КДЗ-6, ИП-4М, ИП-4МК, ИП-5, ИП-46, ИП-46м);

- средства защиты поверхности кожи: защитная одежда специальная изолирующая, защитная фильтрующая (ЗФО) одежда;

- медицинские средства защиты: доступные медпрепараты, позволяющие снизить уровень заряжения одежды и кожи (аптечка индивидуальная АИ-2; индивидуальные противохимические пакеты - ИПП-8, ИПП-10, ИПП-11; пакет перевязочный медицинский - ППМ).

Таблица 7

Показатели состояния безопасности производства

Показатели

Сопоставляемые годы

2009

2010

2011

Среднесписочная численность

2114

2178

2059

Общее количество несчастных случаев

4

3

2

Число нетрудоспособных дней

208

144

92

В том числе:

-со смертельным исходом

1

1

0

-с тяжелым исходом

-

-

-

Групповые (количество/число пострадавших)

-

-

-

Из общего числа пострадавших:

-в бурении

-

-

-

-в добыче

1

2

1

-на транспорте

2

1

2

-в подсобных хозяйствах

-

-

-

Всего электротравм, в том числе со смертельным исходом

1

-

-

Коэффициент частоты

1,892

1,377

0,971

Коэффициент тяжести

52

48

46

Коэффициент опасности

98,4

66

44,7

Число пострадавших ИТР, в том числе со смертель-ным исходом

1

-

-

Рисунок 29 Средства индивидуальной защиты

При разливе нефтепродуктов место разлива следует засыпать песком с последующим удалением его в безопасное место. При необходимости убрать загрязненный нефтепродуктами грунт. Курение на территории и в производственных помещениях предприятия запрещается за исключением специально отведенных для этого мест (по согласованию с пожарной охраной), где вывешиваются надписи "Место для курения". В зимнее время необходимо: очищать от снега и льда, посыпать песком, чтобы исключить скольжение: настилы, лестницы, переходы, тротуары, пешеходные дорожки и дороги; своевременно удалять сосульки и корки льда, образующиеся на оборудовании, крышах зданий, металлоконструкциях.

Вначале человек не задумывался о том, что таит в себе интенсивная добыча нефти и газа. Главным было выкачать их как можно больше. Так и поступали. Поначалу казалось, что нефть приносит людям только выгоду, но постепенно выяснилось, что использование ее имеет и оборотную сторону. Нефтяное загрязнение создает новую экологическую обстановку, что приводит к глубокому изменению их полной трансформации естественных ресурсов и их микрофлоры. Загрязнение почв нефтью приводит к резкому возрастанию величины соотношения углерод-азот. Это соотношение ухудшает азотный режим почв и нарушает корневое питание растений. Почва путем биологического разложения нефти самоочищается очень медленно. Из-за того некоторым организациям приходится производить рекультивацию почв.

Одним из наиболее перспективных путей ограждения среды от загрязнения является создание комплексной автоматизации процессов добычи, транспорта и хранения нефти. В районах обустройства, особенно при строительстве трубопроводов, временных дорог, линий электропередач, нарушается природное равновесие всех экосистем. Основными источниками загрязнения наземных и подземных вод в районах добычи нефти являются сброс промысловых сточных вод в поверхностные водоемы и водостоки. Также загрязнения происходят при разливах промысловых сточных вод, при порывах трубопроводов, при перетоках высокоминерализованных вод глубинных горизонтов в пресноводные из-за нарушения герметичности нагнетательных и добывающих скважин.

В нефтяной промышленности широко применяют различные химреагенты при различных технологических процессах. Все реагенты при попадании в окружающую среду оказывают отрицательное воздействие. Приказом по НГДУ создана специальная комиссия, в которую входят все ведущие специалисты, каждый из которых отвечает за определенную сферу деятельности по охране окружающей среды. Контроль за состоянием окружающей среды осуществляется группой специалистов по экологии, которые ежедневно обследуют водоемы в 14 пунктах, согласованных с зональным Комитетом охраны природы и санэпидстанций. Кроме того, осуществляется ежемесячный химический анализ. Контроль за состоянием земельных угодий осуществляется методом обхода на промыслах и в цехе подготовки нефти выездной бригадой.

Размещено на Allbest.ru

...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены