Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Разработка Демьяновского месторождения

Разработка Демьяновского месторождения

Характеристика Демьяновского месторождения, нефтегазоносности, коллекторских свойств продуктивного пласта. Рекомендации по улучшению показателей разработки залежи. Анализ работы фонда скважин, описание оборудования для добычи нефти. Экономический эффект.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 10.05.2015
Размер файла 2,6 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:

Выводы

Для безопасного и безаварийного проведения работ необходимая максимальная механизация и автоматизация трудовых процессов, неукоснительное выполнение всех правил безопасности, инструкций по проведению работ. Необходимо выполнять требования пожарной, электро- и взрывобезопасности, применять электроприборы во взрывобезопасном исполнении (в соответствии с условиями работы). Необходим периодический контроль знаний персонала и обучение методам безопасного проведения работ. Для безаварийной работы оборудования необходим постоянный контроль над техническим состоянием, профилактический ремонт и организация технического освидетельствования и испытания оборудования.

6. ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Состав и структура природоохранных органов ТПП «Котовонефтегаз»

Главный инженер ТПП «Котовонефтегаз»

!

Руководитель группы экологического обеспечения и контроля

!

Лаборатория НИЛ

Права и обязанности каждой ступени.

Основной задачей и обязанностью главного инженера НГДУ в области охраны окружающей среды является:

- руководство и контроль за разработкой, внедрением мероприятий и проектов по охране и рациональному использованию водных и земельных ресурсов, атмосферного воздуха и недр;

- давать распоряжения по вопросам охраны природы каждого отдела, службы, подразделения в НГДУ;

- требовать от руководителей отделов, служб и подразделений НГДУ представлений информации по охране природы;

- останавливать работу объекта, где происходит любое нарушение в области охраны природы;

- привлекать к ответственности работников, допустивших нарушения в области охраны природы, поощрять работников за активное участие в разработке и внедрению мероприятий по охране природы.

Координацией деятельности функциональных отделов и служб НГДУ по вопросам охраны окружающей среды и рационального использования земельных, водных ресурсов и атмосферного воздуха, занимается заместитель главного инженера НГДУ по охране окружающей среды.

Заместитель главного инженера НГДУ по охране окружающей среды осуществляет свою деятельность, руководствуясь приказами, распоряжениями, инструкциями, положениями, постановлениями вышестоящих органов по вопросам охраны и рациональному использованию ресурсов.

Главной задачей заместителя главного инженера по охране окружающей среды является разработка и внедрение мероприятий, направленных на выполнение требований законодательства по охране природы, разработке перспективных и годовых планов по охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов.

Заместитель главного инженера по охране окружающей среды организует работы по выполнению всех плановых заданий в области охраны природы в установленные сроки. Занимается изучением информационного материала по вопросам охраны природы и борьбы с коррозией, контролирует выполнения предписаний по вопросам охраны природы контролирующих органов: санитарно-эпидемиологической станции и комитета по охране природы. Также в его обязанности входит организация необходимого учета и отчетности в области охраны окружающей среды, оформления и получение разрешений на спец. водоиспользование НГДУ и по строящимся объектам нефтедобычи, составление и использование, а также согласование экологического паспорта, паспорта по отходам, составление расчетов и осуществление платежей по нормативным и сверхнормативным сбросам, выбросам, размещением отходов вне территории предприятия.

Заместитель главного инженера по охране окружающей среды вправе требовать в установленном порядке от отделов и цехов НГДУ выполнения приказов, указаний, распоряжений и мероприятий по охране и рациональному использованию природных ресурсов и представления необходимой информации, приостановить проведение производственных работ, выполняемых с нарушением правил и норм по охране окружающей среды.

Заместитель главного инженера по охране окружающей среды несет ответственность за состояние охраны окружающей среды на территории деятельности НГДУ, за выполнение организационно-технических мероприятий по оздоровлению и охране окружающей среды, указаний, приказов, постановлений руководства НГДУ, вышестоящих и контролирующих органов. Также в непосредственном подчинении заместителя главного инженера по вопросам охраны окружающей среды находится НИЛ ЦНИПРа, предоставляющая полную информацию о состоянии окружающей среды.

Начальники отделов, служб, структурных подразделений НГДУ несет ответственность за выполнение порученных им мероприятий по охране окружающей среды, предоставляют всю необходимую информацию о состоянии окружающей среды на вверенным им участках, дают предложения о повышении эффективности мероприятий, наказывают и поощряют работников своих подразделений.

6.2 оценка воздействия разработки месторождения на окружающую среду

6.2.1 Общая характеристика существующей техногенной нагрузки на окружающую природную среду

Факторами антропогенной нагрузки на окружающую природную среду характеризуемой площади являются:

территории населенных пунктов - с. Верхняя Добринка, с. Бородачи (жизнедеятельность населения);

разнообразные транспортные коммуникации: автодороги с покрытием, без покрытия, грунтовые полевые дороги; линии электропередач; нефтепроводы (выкидные линии, нефтесборные коллектора, межпромысловые нефтепроводы), газопроводы,

техногенные объекты собственно Демьяновского месторождения (эксплуатационные скважины, замерная установка), расположенных в трех и более км к СВ Памятно-Сасовского нефтепромысла, в 1,5 км к ЮЗ Петровского месторождения и в 6,5 км к ЮЗ Овражного промысла: скважины различной глубины и назначения (эксплуатационные, контрольные, нагнетательные, водозаборные), замерные установки, оборудование СП «Овражное», СП «Макаровский» и ДНС «Памятная», в т.ч. факельные системы; насосы, сероочистная установка, путевые подогреватели нефти и другое.

Видовой состав и плотность существующей техногенной нагрузки на ОПС района расположения Демьяновского месторождения разнообразны и отличаются в различных частях площади.

6.2.2 Оценка воздействия на атмосферный воздух

Негативное воздействие на приземный слой атмосферы (его загрязнение выделяемыми оборудованием веществами) происходит в процессе разнообразных технологических операций: замеров объемов добытой продукции, её сепарации, транспорта, а также от ДВС технологического и спецтранспорта, передвижных сварочных агрегатов в периоды ремонтных работ и проведения исследований на скважинах, при покраске оборудования.

Оценка воздействия (количество выбросов вредных веществ) объектов на атмосферный воздух и его состояния на отдельно взятые моменты времени может быть осуществлена на основе действующих воздухоохранных документов и прямых инструментальных замеров. Находящиеся на выделенной согласно расчетной промплощадке источники выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, количество выбрасываемых веществ по наименованиям и параметры выбросов приведены в таблице 6.1. Приведенные валовые выбросы предлагается принять в качестве нормативных на период действия проекта В случае ввода новых объектов, производящих выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, проект нормативного ПДВ подлежит незамедлительной переработке.

Установленная в соответствии с СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03] для Демьяновского месторождения санитарно-защитная зона составляет 300 м от источников загрязнения По результатам проведенного моделирования загрязнения атмосферы, выполненного с учетом фоновых концентраций ЗВ в атмосфере для летнего и зимнего режимов движения воздушных масс, расчетные максимальные концентрации УГВ фр. С1-С5 в контрольных точках на границе регламентированной санитарно-защитной зоны находятся в пределах санитарных норм, составляя различные доли ПДК. Регулирование выбросов при неблагоприятных метеорологических условиях для рассматриваемых производственных объектов не требуется. Согласно план-графика контроля нормативов ПДВ на источниках выбросов периодичность проводимого расчетно-балансовым методом контроля УГВ фр. С1-С5 составляет один раз в пять лет.

В целом состояние воздушного бассейна на территории месторождения оценивается как экологически благополучное, допускающее по этому фактору дальнейшую его разработку.

Плата за выбросы УГВ фр. С1-С5 при штатном режиме работы оборудования с учетом норматива платы, коэффициентов индексации и экологической ситуации составляет 6,48 руб.

Валовый выброс загрязняющих веществ в приземную атмосферу

Таблица 6,1

Код в-ва

Наименование ингредиента

ПДК м.р ПДКс.с ОБУВ, мг/м3

Класс опасности

Максимально-разовый выброс

Валовой выброс ингредиента за цикл строительства скважины, т

0123

Оксид железа

0,040

3

0,0358611

0,003579

0143

Марганец и его соединения

0,010

2

0,0012368

0,000313

0301

Диоксид азота

0,200

3

0,9969006

12,206561

0304

Оксид азота

0,400

3

0,0145244

0,086000

0328

Сажа

0,150

3

0,0772305

0,762383

0330

Сернистый ангидрид

0,500

3

0,2563828

2,308064

0337

Оксид углерода

5,000

4

0,7132766

8,405265

0342

Фтористые соединения газообразные

0,020

2

0,0004960

0,000091

0344

Плохораств. фториды

0,200

2

0,0021825

0,000399

0415

Углеводороды С1-С5

50,000

1,3477500

0,128820

0416

Углеводороды С6-С10

30,000

0,4984800

0,004565

0602

Бензол

1,500

2

0,0065100

0,000044

0616

Ксилол

0,200

3

0,0020460

0,000014

0621

Толуол

0,600

3

0,0040920

0,000028

0703

Бенз(а)пирен

0,000001

1

0,0000017

0,0000167

1325

Формальдегид

0,035

2

0,0113440

0,145000

2732

Керосин

1,200

0,2741470

3,496099

2735

Масло минеральное нефтяное

0,050

0,0007200

0,000240

2754

Углеводороды С12-С19

1,000

4

0,0321000

0,002424

2902

Взвешенные вещества

0,500

3

1,0573000

0,196224

2904

Мазутная зола

0,002

2

0,0025690

0,015200

2908

Пыль неорганическая (20<SiO2<70%)

0,300

3

0,0009259

0,000169

Всего веществ:

22

5,3360769

27,7614967

В том числе твердых:

7

1,1773058

0,9782670

Жидких/газообразных:

15

4,1587711

26,7832297

Группы веществ, обладающих эффектом суммации:

6006

( 4) 301 304 330 2904

6009

( 2) 301 330

6039

( 2) 330 342

Расчет платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу производится по формулам:

ПнIАТМ = СIАТМ х МIАТМ, при МIАТМ < МнIАТМ,

где i - вид загрязняющего вещества;

ПнIАТМ - плата за выбросы, не превышающие ПДК, руб.;

СIАТМ - ставка платы за 1 т выбросов, руб.;

МIАТМ - фактический выброс загрязняющего вещества;

МнIАТМ - предельно-допустимый выброс вещества.

СнIАТМ = НдАТМ х КэАТМ,

где НдАТМ - норматив платы за выброс 1т, не превышающий ПДВ, руб.;

Кэ.с - коэффициент экологической ситуации района расположения

предприятия. Для Волгоградской области Кэ.с. = 1,9.

Кэ.з - коэффициент экологической значимости К = 0.

КэIАТМ = 1,9

Нормативы платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу приняты в соответствии с Приложением 1 Постановления Правительства РФ № 344 от 12.06.03 и Постановлением Правительства РФ от 1.07.2005 № 410 «О внесении изменений в приложение 1 к постановлению Правительства РФ от 12.06.03 № 344»). 5).

Степень воздействия строительства скважины на состояние воздушного бассейна района работ можно оценить как удовлетворительную. По результатам построения моделей полей рассеивания ЗВ в атмосфере, выполненных с учетом фонового загрязнения и выделений постоянно действующих на месторождении источников выбросов, ПДК веществ, дающих наибольший вклад в загрязнение (азота диоксид), достигается на расстоянии 800 м от скважины.

6.2.3 Оценка воздействия на земельные ресурсы и почвенный покров

Для эксплуатации разнообразных объектов, оборудования и коммуникаций, построенных для разработки Демьяновского месторождения с учетом расчетных размеров и существующих нормативов, ТПП «Котовонефтегаз» заключаются договора аренды земельных участков сельскохозяйственного назначения с СПК «Восток». Общий земельный отвод под семь эксплуатационных скважин, замерную установку, подъездную дорогу, ВЛ 10,04 кВ, крановые узлы, опознавательные знаки на трубопроводах и прочее составляет 5,11 га.

На находящейся в долгосрочном пользовании территории помимо оказываемого на грунты механического и теплового воздействия при движении автотранспорта и спецтехники в процессе эксплуатации и ремонта оборудования и коммуникаций, может произойти химическое загрязнение почвогрунтов. Основной причиной подобного загрязнения являются проводимые на скважинах ремонты и исследовательские работы, в процессе которых вероятны утечки нефтепродуктов от технологического транспорта, проливы нефти и минерализованных вод при подъеме внутрискважинного оборудования, а также поступление нефти в окружающую среду через неплотности фланцевых соединений и коррозионные свищи нефтяных шлейфов. При определенных метеорологических условиях фактором химического загрязнения почвогрунтов являются выхлопные газы ДВС. Несмотря на организационно-технические и специальные природоохранные мероприятия по предупреждению загрязнений, избежать их удается не всегда. Грунты в этом случае являются транзитной средой для распространения загрязняющих веществ с инфильтрирующимися осадками.

После проведения строительных работ, а также по мере вывода из эксплуатации и демонтажа оборудования, будет проводиться рекультивация нарушенных земель в соответствии с «Технологическим регламентом…» [46] «Типовым проектом…». Технический этап рекультивации включает очистку территории от мусора, планировку минерального грунта (в том числе взятого из обваловки рабочих площадок), нанесение плодородного слоя послойно с уплотнением спецкатками. После проведения технического этапа рекультивации проводят биологический ее этап (как правило, выполняется собственником земель за счет средств предприятия - арендатора), включающий комплекс агротехнических и фитомелиоративных мероприятий. После завершения всех видов рекультивационных работ земли по акту возвращают основному землепользователю. Маркшейдерская служба предприятия постоянно контролирует количество отведенных по разнообразное оборудование земель с целью возврата освобождающихся после их рекультивации в сельскохозяйственный оборот либо использования по другому назначению.

Контроль за состоянием почвогрунтов осуществляется в режиме мониторинга. Методикой экологического мониторинга пунктами отбора проб почв и грунтов определены рабочие площадки эксплуатационных скважин и участки трасс внутрипромысловых нефтепроводов после капитального ремонта и по визуальным признакам экологического неблагополучия, то есть изначально выбираются наиболее «грязные участки». Визуально ареалы распространения имеют площадь от долей квадратного метра до 4 м2. Последние пробы почвогрунтов на территории Демьяновского месторождения отбирались 12.08. и 15.09 2003 г. на рабочих площадках скважин 11,40,41,13 и в 50 м за обвалованием скважины 13. Во всех пробах содержание нефти/нефтепродуктов меньше нормативного значения (колеблется в пределах 0,027-0,670 г/кг почвы при минимальных значениях за обвалованием), рН водной вытяжки характеризует среду как щелочную (изменяется от 7,8 до 8,65), то есть признаков техногенного закисления почв не установлено. Показатель плотного остатка (0,10-0,57 %) и содержание хлоридов (0,051-0,741 г/кг) также свидетельствуют о незначительной степени загрязнения грунтов. В последующие годы при проведении мониторинга отмечалось, что рабочие площадки находятся в экологически благополучном состоянии: обвалование не нарушено, повсеместно в их пределах грунт замещенный, визуально признаков загрязнения не установлено, поэтому пробы почвогрунтов на химико-аналитический анализ не отбирались.

- Плата за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу за цикл строительства скважины

Таблица 6.2

Код ЗВ

Наименование загрязняющего вещества

Количество загрязняющего вещества, т

Норматив платы за выброс, руб/т (2003 г.)

Коэффициент экологической ситуации

Коэффициент индексации

Размер платы за выбросы загрязняющих веществ, руб.

Всего

в том числе

ПДВ

ВСВ

ПДВ

ВСВ

ПДВ

ВСВ

Всего

123

Железа оксид

0,003579

0,003579

0

52

260

1,9

1,08

0,38

0

0,38

143

Соединения марганца

0,000313

0,000313

0

2050

10250

1,9

1,3

1,58

0

1,58

301

Диоксид азота

12,206561

12,206561

0

52

260

1,9

1,3

1567.81

0

1567.81

304

Оксид азота

0,086

0, 086

0

35

175

1,9

1,3

7,43

0

7,43

328

Сажа

0,762383

0,762383

0

80

400

1,9

1,08

125,15

0

125,15

330

Сернистый ангидрид

2,308064

2,308064

0

21

105

1,9

1,08

99,46

0

99,46

337

Оксид углерода

8,405265

8,405265

0

0,6

3

1,9

1,3

12,46

0

12,46

342

Фтористые соед. газообр.

0,000091

0,000091

0

410

2050

1,9

1,3

0,09

0

0,09

344

Фториды плохораствор.

0,000399

0,000399

0

68

340

1,9

1,3

0,07

0

0,07

0415

Углеводороды С1-С5

0,128820

0,128820

0

5

25

1,9

1,08

1,32

0

1,32

0416

Углеводороды С6-С10

0,004565

0,004565

0

5

25

1,9

1,08

0,05

0

0,05

0602

Бензол

0,000044

0,000044

0

21

105

1,9

1,3

0

0

0,

0616

Ксилол

0,000014

0,000014

0

11,2

56

1,9

1,3

0

0

0

0621

Толуол

0,000028

0,000028

0

3,7

18,5

1,9

1,3

0

0

0

703

Бенз(а)пирен

1,67E-05

1,67E-05

0

2049801

10249005

1,9

1,3

84,55

0

84,55

1325

Формальдегид

0,145000

0,145000

0

683

3415

1,9

1,3

413,32

0

413,32

2732

Керосин

3,496099

3,496099

0

2,5

12,5

1,9

1,3

21,59

0

21,59

2735

Масло минеральное

0,000240

0,000240

0

137

685

1,9

1,3

0,08

0

0,08

2754

Углеводороды С12-С19

0,002424

0,002424

0

5

25

1,9

1,08

0,02

0

0,02

2902

Взвешенные вещества

0,196224

0,196224

0

13,7

68,5

1,9

1,3

6,64

0

6,64

2904

Мазутная зола

0,015200

0,015200

0

103

515

1,9

1,3

3,87

0

3,87

2908

Пыль неорганическая 20 < SiO2 < 70%

0,000169

0,000169

0

21

105

1,9

1,3

0,01

0

0,01

ИТОГО

2345,88

6.2.4 Оценка воздействия на поверхностные воды

Отбор поверхностных вод для производственных целей (технологических, вспомогательных, хозяйственно-бытовых) на месторождении не проводится и настоящим проектом не планируется. Сброс каких-либо отходов или сточных вод в водоемы и водотоки не производится и в период реализации проектных решений не предусматривается.

Негативное воздействие на поверхностные воды может выражаться в их химическом и тепловом загрязнении нефтью и нефтепродуктами при утечках из внутри- и межпромысловых нефтепроводов (из последних совместно с нефтью в окружающую природную среду могут поступать высокоминерализованные пластовые воды, транспортируемые с территории Памятно-Сасовского месторождения), с поверхностным либо подземным стоком от нефтезагрязненных площадок с последующим транзитом через разгружающиеся в понижениях местности подземные воды. Водные объекты могут быть загрязнены также нефтепродуктами технически неисправных транспортных средств различной принадлежности при стоянке в береговой зоне. В меньшей степени вероятно транзитное через воздух химическое загрязнение поверхностных вод.

Оценка современного состояния и вероятного воздействия на поверхностные воды района расположения Демьяновского месторождения может быть выполнена по результатам последнего этапа проводимого сектором мониторинга природной среды ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть» режимного опробования водных объектов согласно «Программы производственного экологического мониторинга и производственного экологического контроля разработки месторождений нефти и газа ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть на 2006-2008 г.г.» По приведенным в таблице 10.5 данным видно, что даже в меженный период концентрация нефти/нефтепродуктов в поверхностных водах (в первую очередь - речных) незначительна (0,012 - 0,072 мг/дм3), исключением является проба воды из пруда Петрова, в которой содержание нефти/нефтепродуктов достигает 2,90 мг/дм3 (на порядок выше ПДК) и указывает на техногенное загрязнение. Об этом же свидетельствуют и аномально высокое содержание водорастворенного метана (2,152 % об. на фоне 0,0052-0,3424 % об.) и аномально низкое содержание водорастворенного кислорода - 0,18 % об. Концентрация СПАВ повышена только в речной воде (0,785 мг/дм3), в воде прудов определена в целом невысокими значениями (0,032 - 0,177 мг/дм3). Содержание железа общего незначительно лишь в речной воде (0,22 мг/дм3), в воде прудов за счет испарительной обстановки в условиях слабой гидродинамики поверхностных вод оно возрастает до 1,85 - 6,51 мг/дм3. Реакция среды во всех пробах в различной степени щелочная: рН колеблется от 7,45 до 8,9. Минерализация и гидрохимический состав воды определяется местоположением гидропоста относительно водораздела, минерализацией и составом разгружающихся в поверхностные водные объекты грунтовых вод, сезоном опробования, видом и интенсивностью техногенного воздействия (либо отсутствием такового), рядом других факторов. В реке Добринке при смешанном хлоридно-гидрокарбонатно-сульфатном магний-натрий-кальциевом составе сухой остаток составляет 1420 мг/дм3, в прудах Заярный и Петров сухой остаток равен 186 мг/дм3 при гидрокарбонатном натрий-кальциевом и кальций-натриевом составе, в пруду Свиной-Бородачевский сухой остаток равен 580 мг/дм3 при сульфатно-натриевом составе. Необходимо отметить, что техногенные объекты Демьяновского месторождения удалены от пруда Петрова на значительное расстояние и разобщены с ним развитой овражно-балочной сетью.

Таким образом, зафиксированное загрязнение скорее всего обусловлено стоянкой транспорта в береговой зоне. В целом современное состояние поверхностных вод на контролируемых их участках по техногенно формируемым параметрам качества оценивается как удовлетворительное, позволяющее реализацию проектных решений.

- Химический и газовый состав поверхностных вод в районе Демьяновского месторождения

Таблица 6.3

Местоположение пункта отбора проб

Дата отбора проб

Общ. щел.

Общ. жестк

С.О.

Cl-

SO42-

Ca2+

Mg2+

Fe

ПАВ

K+

Na+

HCO3-

н/п

CH4

CO2

O2

N2

рН

ммоль/дм3

мг/дм3

% объемный

Река Добринка возле моста по дороге на село Бородачи

05.09.07

7,1

12,0

1420,0

175,0

334,6

144,29

58,37

0,22

0,785

5,94

148,5

415,7

0,014

0,0052

4,20

15,76

77,83

8,9

Пруд Заярный

11.08.07

1,9

1,2

186,0

3,1

0,7

19,2

2,9

1,85

0,138

6,9

11,5

115,9

0,072

0,1686

18,48

отс.

78,45

8,0

Пруд Петров

11.08.07

1,5

0,7

186,0

4,1

4,0

8,8

3,4

6,51

0,177

6,3

16,7

91,5

2,900

2,1520

25,15

0,18

70,52

7,7

Пруд Свиной-Бородачевский

11.08.07

0,4

0,4

580,0

6,2

180,9

5,6

1,5

2,85

0,032

7,5

83,2

24,4

0,012

0,3424

4,93

11,42

81,60

8,6

6.2.5 Оценка воздействия на подземные воды

Наиболее актуальным в экологическом отношении является контроль за состоянием пресных вод зоны активного водообмена в области влияния характеризуемого производства, которые могут быть использованы местным населением для удовлетворения хозяйственно-питьевых нужд, являются важным компонентом жизнеобеспечения флоры и фауны. Защищенность грунтовых вод от воздействия с поверхности непосредственно на территории месторождения оценена средней категорией. Каптированные колодцы и родники, дренирующие грунтовые воды в зоне стока от объектов месторождения до мест разгрузки, отсутствуют. В зоне влияния производства действующих водозаборных скважин нет.

В процессе разработки месторождения на подземные воды различных горизонтов и комплексов, залегающих ниже регионального юрского водоупора, будет осуществляться разнообразное техногенное воздействие:

изъятие высокоминерализованных пластовых вод попутно с добываемой нефтью;

отбор слабоминерализованных вод из пермско-верхнекаменноугольного водоносного комплекса с целью технического водоснабжения процесса строительства проектной скважины;

термобарическое и химическое воздействие на верхнедевонский водоносный комплекс в процессе проведения закачки, соляно-кислотных обработок призабойной

зоны пласта, ремонтных операций и геолого-технических мероприятий с целью оптимизации процесса разработки нефтяной залежи.

Учитывая конструкцию эксплуатационных и водозаборных скважин, качественные испытания на герметичность после проведения затрубного цементажа, незначительное снижение напора воды каптируемого комплекса на участках действующих водозаборных скважин, можно предположить отсутствие влияния работы этих скважин на пресные воды верхней гидродинамически активной зоны.

В будущем по мере обводнения продукции количество попутно извлекаемой пластовой воды будет увеличиваться, по мере вывода из эксплуатации скважин площадь и интенсивность воздействия будут снижаться.

6.2.6 Оценка объемов образования отходов производства и потребления

Функционирование нефтепромысла сопровождается образованием производственных отходов различного класса опасности, вида, физико-химических свойств, агрегатного состояния. Характеристика отходов производства, условия временного хранения, периодичность вывоза и объекты размещения приводятся в соответствии с действующим в настоящее время документом по управлению в таблице 10.6 (при семи эксплуатационных скважинах).

Из приведенных данных видно, что лишь 2,86 % образующихся отходов вывозятся для размещения на санкционированной свалке, остальные направляются на ведомственный накопитель технологических отходов и подлежат переработке. Рекомендованные [48] природоохранные мероприятия, направленные на снижение отрицательного воздействия образующихся отходов на окружающую среду, заключаются в:

регулярном обучении специалистов предприятия на курсах экологического образования для повышения уровня экологических знаний в сфере обращения с отходами (совершенствование системы управления качеством окружающей среды на предприятии),

своевременном заключении договоров на вывоз и размещение образующихся отходов со специализированными предприятиями, что исключает несанкционированное распространение отходов в окружающей природной среде, нарушение периодичности удаления отходов из мест их временного накопления, угрозу возникновения неблагополучных санитарно-эпидемиологических ситуаций,

своевременном получении (обновлении) разрешительных документов на размещение отходов в уполномоченных государственных природоохранительных органах,

прилежном ведении первичной отчетной документации (журналов) по всем операциям образования, накопления, хранения, утилизации и размещение отходов.

При экономической оценке ущерба, наносимого природной среде образующимися отходами производства, согласно Постановления Правительства РФ от 01.07 2005 г .№ 410 «О внесении изменений в приложение № 1 к Постановлению Правительства РФ от 12.06.2003 г.№ 344» принято, что если размещаемые отходы подлежат утилизации в течении 3 лет (отходы, направляемые на шламонакопитель), в расчете платы применяется коэффициент «0». Плата за вывозимые на специализированный полигон ТБО отходы V класса опасности в соответствии с указанными в Постановлении РФ .№ 344 от 12.06.2003 г. нормативами платы, учетом коэффициентов инфляции согласно Федеральному закону «О федеральном бюджете на 2006 г.» и коэффициента экологической ситуации для Волгоградской области составляет 1,15 руб./год.

6.3 Природоохранные мероприятия

Комплекс реализованных и предусматриваемых природоохранных мероприятий направлен на сохранение и рациональное использование природных ресурсов и на предотвращение отрицательного воздействия на окружающую среду и недра на период разработки Демьяновского месторождения.

С учетом приведенных выше факторов и условий снижение уровня негативного воздействия на ОПС достигается за счет следующих ПОМ:

обучение и инструктаж персонала на всех этапах разработки по вопросам соблюдения правил техники безопасности, охраны труда и охраны окружающей природной среды;

функционирование системы постоянного контроля за всем ходом технологического процесса добычи и транспортировки флюида;

контроль за состоянием недр, включая замеры дебитов, давления, динамического и статического уровней, отбор проб на обводненность продукции скважин и полный химический анализ;

обеспечение полной герметизации систем сбора, хранения и транспортировки добываемых углеводородов;

ввод ингибитора коррозии для защиты трубопроводов от внутренней коррозии;

применение узлов контроля коррозии трубопроводов;

контроль за возможным появлением протечек нефти на объектах добычи, технологических линиях сбора и транспорта нефти (выкидные линии, нефтесборный коллектор);

замена участков нефтепроводов, выкидных трубопроводов согласно их техническому состоянию;

сбор отходов, образующихся в случае проведения ремонтных работ, в специально оборудованные емкости и периодический вывоз на полигон, а затем в места захоронения, утилизации или переработки по договору со специализированной организацией;

сокращение объемов отходов, предотвращение разливов технологических жидкостей на поверхность земли;

вся запорная арматура должна быть пронумерована согласно технологической схеме. На всей запорной арматуре трубопроводов, должны быть указатели, показывающие направление их вращения: «Открыто», «Закрыто»;

разработка и материально-техническое обеспечение мероприятий по предупреждению и ликвидации аварийных ситуаций;

профилактика и быстрое реагирование на аварийные ситуации;

при аварийных ситуациях на скважинах и нефтепроводе природоохранные мероприятия будут заключаться в локализации участка разлива нефти и пластовых вод, сборе разлившейся нефти нефтесборщиками и вручную, зачистке загрязненного грунта и почв и вывозе их в накопитель технологических отходов , обработке остатков загрязненной почвы биопрепаратами и сорбентами;

учет аварий и инцидентов (отказов, неполадок оборудования и систем, нарушений технологического регламента и др.) на объекте в соответствии с законодательством Российской Федерации;

обеспечивать проведение экспертизы промышленной безопасности, проводить диагностику, испытание, освидетельствование сооружений и технических устройств в установленном порядке;

при проведении испытаний должны быть предусмотрены места для безопасного удаления жидкости из трубопровода и ее утилизации;

систематическая проверка герметизации фланцевых соединений, работы клапанов;

неработающие (выключенные из технологической схемы) трубопроводы должны быть отглушены;

поддержание обвалования скважин в исправном состоянии;

строительство и ремонт противоэрозионных сооружений: крепление оврагов и промоин;

обеспечение мер по снижению факторов беспокойства объектов животного мира (шума, вибрации, ударных волн и других);

контроль за составом и количеством выбросов загрязняющих веществ;

в зимний период при обнаружении обледененных проводов линии электропередач (потенциальной угрозе нарушения энергоснабжения объекта после перевода двух скважин в 2009 году на мехдобычу) проводятся технические мероприятия, называемые плавкой гололеда;

ликвидация бездействующих скважин;

контроль за состоянием устья ликвидированных скважин.

рекультивация нарушенных (в т. ч. нефтезагрязненных) земель, включающая технический и биологический этапы;

мониторинг состояния компонентов окружающей природной среды.

6.4 Расчет экологического ущерба от аварии на нефтепроводе в месте подводного перехода через реку Добринку

Расчет произведен согласно «Методики определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах», 1995 г.

Расчет количества нефти, вылившейся при порыве

Размер порыва: разрыв трубопровода в форме эллипса длиной 60 мм, шириной 1 мм.

Трубопровод: D 219 х 8 мм.

Давление: Р = 1,0 МПа

Обводненность: 5%

Объем перекачки: 731 м3/сут. или 627 т/сут. или 26 т/час

Скорость течения реки - 0,3 м/сек

Ширина реки в месте порыва - 60,0 м

Определяем площадь разрыва. Согласно приложения 2 «Методики определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах»:

F = 0,785 х Dd = 0,785 х 60 х 1 = 47,1 мм2 = 0,0000471 м2

Определяем объем нефти, вытекшей из нефтепровода с момента возникновения аварии и до момента остановки перекачки: V = Q1, х t, где:

t - время от возникновения порыва до остановки перекачки;

Q1 - расход нефти через место повреждения.

Q1 = µ щ кс v2gh ,

где:

µ = 0,592 + 5,5 / vRe

Re = dэкв х v2gh /х

х = 8,1 сСт = 0,0000081 м2/с

dэкв = v(4 Ч 0,0000471/3,14) = 0,00775 м2

h = P/(сg) - Яx - hт

hт = 1,0 м

Яx = 25,3 м

с = 860 кг/с2

g = 9,8 м/с2

P = 1000000 Па

h = 1000000/(9,8 Ч 860) - 25,3 - 1,0 = 92,3 м

Re = 0,00775 х v(2 Ч 9,8 Ч 92,3)/0,000081 = 40695

Кс = 0,2

µ = 0,592 + 5,5/v40695 = 0,619

Q1 = 0,619 х 0,0000471 х 0,2 х v(2 Ч 9,8 Ч 92,3) = 0,000248 м3/с = 0,89 м3/час

Итого объем нефти, вытекшей из нефтепровода с момента возникновения аварии и до момента остановки перекачки составит:

V = 0,89 х 1,5 = 1,34 м3 флюида, нефти 1,27 м3 или 1,09 т.

Расчет количества нефти, при сливе нефтепровода после закрытия задвижки на коллекторе

После отключения поврежденного трубопровода отсекающими задвижками и перевода работы УПС-1 на запасной трубопровод, из поврежденного трубопровода и из кожуха было произведено выдавливание пресной водой нефти в емкость. Слив нефти из поврежденного участка кожуха происходил 20 мин с участка длиной 30 м от места порыва. Диаметр кожуха:

D = 426 х 9 мм.

Vсл =рDвн2/4 х 30 х 0,3 = 3,14 х (0,4082/4) х 30 х 0,3 = 1,18 м3 флюида, нефти 1,12м3 или 0,96 т.

Объем вылившегося флюида составляет 1,34 + 1,18 = 2,52 м3 Объем вылившейся нефти составляет 1,09 + 0,96 = 2,05 т

Расчет платы за загрязнение земель нефтью

В соответствии с п. 3.1. « Порядка определения размеров ущерба от загрязнения земель химическими веществами», утвержденного Минприродой РФ от 18.11.93 года, размеры ущерба рассчитываются по формуле:

Уз = Нс х Кп х Fгр х Кз х Кэ х Кг ,

где:

Уз - размер платы за загрязнение земель нефтью;

Нс - норматив стоимости сельскохозяйственных земель

Кп - коэффициент пересчета в зависимости от продолжительности периода по восстановлению загрязненных земель.

Frp - площадь загрязненного грунта;

Кэ - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости территории.

Кг - коэффициент пересчета в зависимости от глубины загрязнения.

Кз коэффициент пересчета в зависимости от степени загрязнения земель нефтью.

Нс = 112 тыс. руб./ га;

Кв = 0,9;

Frp = 0,015 га;

Кэ=1,9;

Кг=1;

К3=1,5.

Итого размер платы за загрязнение земель нефтью составит:

Уз = 112000 х 0,015 х 0,9 х 1,9 х 1 х 1,5 = 4309,20 руб.

Расчет платы за загрязнение нефтью водных объектов

Ув = 5 х Ки х Кэв х Нбв х Мв,

где:

Ув - размер платы за загрязнение нефтью водных объектов;

К и - коэффициент индексации;

Кэв - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояния водного объекта;

Нбв - базовый норматив платы за сброс одной тонны нефти в водный объект в пределах установленного лимита, руб. /т;

Мв - масса нефти, попавшей в водный объект.

Ки=1,1

Кэв =1,32

Нбв = 5510 руб./т

Мв = 2,05 т

Итого размер платы за загрязнение нефтью водных объектов составит:

Ув = 5 х 1,1 х 1,32 х 5510 х 2,05 = 82005,33 руб.

Общая плата за загрязнение окружающей природной среды

П = Уз + Ув

где:

Уз - плата за загрязнение земель нефтью

Ув - плата за загрязнение нефтью водных объектов

Общая плата за загрязнение окружающей природной среды составит:

П = 4309,20 + 82005,33 = 86314,53руб.

6.5 Отчет о выполнении программы экологической и радиационной безопасности по ТПП «Котовонефтегаз» за 2007 год

Таблица 6.4.

Наименование мероприятий

Затраты, тыс. руб.

Ед. изм.

2007

Примечание

План

Факт

Раздел 1. Охрана атмосферного воздуха

Утилизация попутного газа

%крес

93

96

Капитальный ремонт сырьевых и технологических РВС

1656,5

шт

3

3

Ликвидация и сокращение площадей старых шламонакопителей

1787,1

м3

1305

6271,5

Раздел 2. Охрана водных ресурсов

Строительство и ремонт земляных обвалов в местах уклона н/пр-ов и в/вод-ов к речным долинам, оврагам и др. водоемам

км

5,3

5,3

Сокращение закачки подземных пресных вод с целью ППД

13540

тыс. м3

171

171

Демонтаж дюкерных переходов через р. Медведица

2653,2

шт

5

5

Использование попутной пластовой воды для целей ППД

62486

тыс. м3

2606

2612,5

Обустройство родников

шт

2

2

Раздел 3. Охрана земельных ресурсов

Строительство площадок с твердым покрытием для хранения металлолома

шт

2

2

Строительство и ремонт обвалований эксплутационных, нагнетательных и поглощающих скважин, ЗУ, АГЗУ, РВС

шт

133

135

Изготовление и установка ящиков для сбора бытового мусора и отходов

шт

7

7

Строительство и ремонт площадок для хранения оборудования

шт

1

1

Строительство и ремонт солевых площадок

шт

3

3

Возвращение с/х владельцам использованных для производственных нужд земляных участков по истечению сроков аренды

102,6

га

22,1

22,1

Ликвидация нефтяных загрязнений промышленных земель с применением цементной пыли

4

скв

30

30

1

2

3

4

5

6

Строительство антикоррозионных трубопроводов: полиэтиленовых армированных

10373

м

6200

6110

Согласно договора с ЗАО «Композит-нефть»ЗАО «Уникорд»

Стеклопластиковых

6860,7

м

8100

7795

Раздел 4. Охрана недр

Проверка герметичности эксплуатационных колонн, нагнетательных и поглощающих скважин

шт

8

8

Ремонт эксплуатационных колонн (ликвидация порывов)

шт

1

1

Раздел 5. Радиационная безопасность

Обучение специалиста ЛНИиПР Коробковского НГДУ по программе «Дозиметрист»

чел

1

1

Приобретение индивидуальных дозиметров РМ 1203

шт

5

5

6.6 План природоохранительных мероприятий по ТПП «Котовонефтегаз» на 2008 год

Таблица 6,5

№ п/п

Наименование мероприятия

Ед. изм

Всего

Экологический эффект

1

2

3

4

5

1. Охрана атмосферного воздуха

11.1.

Замена фильтрующих элементов на ФКЦ-4 (ЦИКСИ)

объект

1

Сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу

11.2.

Ввод в эксплуатацию факела бессажевого горения на СП «Алексеевская»

шт

1

Сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу

11.3

Монтаж автоматического запального устройства на СП «Антиповка»

шт

1

Сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу

11.4.

Ремонт оголовника рабочего факела ЦППН

шт

1

Сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу

11.5.

Переоборудование карбюраторных двигателей на экологическое топливо - сжиженный газ

шт

10

Сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу

11.6.

Утилизация попутного газа

% к ресурсам

84,2

Сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу

2. Охрана водных ресурсов

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