Разработка Восточно-Таркосалинского месторождения

Счетчики для замера расхода нефти, протекающей по трубопроводу относятся к группе приборов косвенного контроля и представляют собой одноструйные расходомеры. отличительной особенностью их является то, что поток жидкости поступает на горизонтальную вертушку одной струей, направленной параллельно оси вертушки, а счетный механизм изолирован от жидкости, расход которой измеряется.

Измерение основано натом, что жидкость, протекающая через прибор. вращает вертушку со скоростью, пропорциональной скорости потока и, следовательно, расходу протекающей жидкости.

Вращение вертушки через передаточную ось и редуктор передается счетному механизму, шкала котрого отградуирована в объемных единицах (м3).

Соотношение воды и нефти в продукции скважины определяется по их содержанию в пробе жидкости, отбираемой из выкидной линии. Для большей достоверности результатов пробы отбирают небольшими порциями через некоторый промежуток времени и получают среднюю пробу путем смешения этих порций.

Содержание воды в пробах определяется при помощи стандартного прибора Дина и Старка, в котором производится перегонка определенной части пробы, смешанной с чистым бензином. Это аппарат состоит из металлической колбы емкостью 0,5 л, стеклянной ловушки и стеклянного холодильника. Отводная трубка ловушки срезанным концом опущена в колбу на 15-20 мм.

Холодильник присоединяют к приемнику ловушки, при этом следует устанавливать нижний край косо срезанного конца трубки холодильника против середины отводной трубки. В металлическую колбу загружают взвешенную нефть и добавляют 100 мг бензина; смесь тщательно перемешивают. Вода из водопровода подается по резиновой трубке в нижнюю часть холодильника, а из верхней его части вода сливается вканализацию.

Металлическую колбу нагревают при помощи электроплитки или газовой горелки небольшим пламенем, при этом необходимо, чтобы испаряющаяся из нефти и охлаждаемая в холодильнике вода стекала с конца его трубки в ловушку со скоростью две-четыре капли в секунду.

Процесс перегонки воды из нефти считается законченным, когда увеличение объема воды в ловушке прекращается и находящийся над уровнем воды слой растворителя становится совершенно прозрачным. По делениям градуированной ловушки определяют объем воды в пробе по формуле

w вес = IV.100:G

где w вес - содержание воды; 5 вес.; v- объем воды в приемнике - ловушке, мл; G - навески нефти, взятая для определения,г.

Для замера расхода газа, протекающего по трубопроводу, применяют диафрагменные самопишущие манометры. Принцип действия такого манометра основан на следующем. Если на прямом участке трубы, по которой протекает какая-либо жидкость или газ, поставить диафрагму ( диск с отверстием посредине), то в резкультате сужения струи после диафрагмы создается разрежение, т.е. давление после диафрагмы будет несколько меньше, чем до диафрагмы. Затем на некотором расстоянии от диафрагмы давление снова восстанавливается.

Этот перепад давления называемый дифференциальным давлением, замеряется U-образным ртутным манометром.

Чем больше газа протекает по трубопроводу, т.е. чем больше его скорость, тем больше будет перепад давления у диафрагмы, т.е. дифференциальное давление (р1- р2 ).

Одновременно с замером дифференциального давления замеряется рабочее давление в газопроводе.

На наших промыслах газ замеряют в основном дифференциальными манометрами ДП-430. Основной частью этого прибора являются два сообщающихся сосуда, соединенных трубкой и заполненных ртутью.

Дифференциальный манометр соединяется с газопроводом двумя трубками - до диафрагмы и после нее: сосуд с поплавком ( плюсовый) соединяется с газопроводом до диафрагмы, второй сосуд (минусовый) присоединяется к газопроводу после диафрагмы. Минусовый сосуд, или камера, является сменным. Поплавок соединен передаточным механизмом с записывающим пером, которое вычерчивает кривую дифференциального давления на вращающейся диаграмме. На той же диаграмме другое перо записывает кривую рабочего давления в трубопроводе.

Бумажная картограмма, на которой записываются статистическое и дифференциальное давления, вращается часовым механизмом со скоростью одного оборота в сутки. Так какдифференциальное и статистическое давление вследствие некоторой пульсации скважины и непостоянства давления в магистрали колеблются, то кривые их записи имеют обычно неправильную форму.

Для определения по картограмме расхода газа находят при помощи особого прибора - планиметра - средние значения дифференциального и статистического даавлений.

Расход газа подсчитывают по формуле

Vчас= С рДр,

где vчас - расход газа. приведенный к нормальным условиям, м3/ч; С- часовой расходный коэфициент, зависящий от диаметров диафрагмы и газовой линии; р - статическое давление; Др - перепад давлений.

По замерным дебитам нефти и газа определяют газовый фактор, т.е. количество извлеченного из скважины газа, приведенного к нормальным условиям, приходящегося на 1 т извлеченной нефти.

3.4 Предупреждение образования гидратов и их ликвидация

Для целенаправленной и эффективной борьбы с гидратами необходимо знать участки газопровода, на которых могут образоваться гидраты. Эти участки ( или зоны возможного образования гидратов) определяют графоаналитическим методом, заключающимся в построении на одном графике и последующем анализе кривых, характеризующих изменение по длине газопровода следующих параметров: давления газа ( кривую строят по нескольким точкам, вычисляя давления в этих точках по известной формуле или пользуясь данными замеров фактических давлений по трассе газопрвода);

температуры газа ( температуру газа в начальной части газопровода до выравнивания ее с температурой окружающей среды можно определить расчетным путем или по фактическим замерам, а на всем остальном протяжении газопровода она принимается равной температуре окружающей среды - грунта и воздуха, в зависимости от способа прокладки труб);

температуры точек росы газа по воде (при построении этой кривой пользуются графиками, определяя температуру точки росы газа в нескольких точках газопровода по известной влажности транспортируемого газа и давлению в соответствующей точке);

температуры начала образования гидратов (при этом пользуются графиками, определяя температуру начала образования гидратов в нескольких точках газопровода по известной относительной плотности транспортируемого газа и давлению в соответствующей точке).

Пусть, например, все указанные кривые построены. Кривая 1 характеризует изменение давления по длине газопровода, а кривые 2,3 и 4 - соответственно изменения температуры газа, температуры точек росы по воде и температуры начала образования гидратов.

На участке ОА температура точек росы газа по воде ниже температуры газа, поэтому вода в жидкой фазе на этом участке отсутствует и, следовательно,нет условия для образования гидратов. На участке АБ имеется вода в жидкой фазе, но температура газа выше температуры начала образования гидратов, поэтому и на участке АБ гидраты образоваться не могут. На участке БВ имеется вода в жидкой фазе, температура газа ниже температуры начала образования гидратов, т.е. на этом участке имеются все необходимые условия для образования гидратов. От точки В до конца газопровода темпреатура точек росы газа по воде ниже его фактической температуры, здесь вода из жидкой фазы вновь переходит в паровую,т.е. условия для образования гидратовотсутствуют.Таким образом, в данном примере возможны объектом для работ по ликвидации гидратов является участок газопровода от точки Б до точки В.

При изменении свойств транспортируемого газа, режима работы газопровода и внешних условий (например, температуры грунта, в котором проложен газопровод. времени года ) зоны возможного образования гидратов необходимо уточнять.

Практически для предупреждения образования гидратов проводят осушку газа и применяют ингибиторы, а для разрушения гидратов используют ингибиторы в сочетании со снижением давления и подогрнвом газа. ингибитором гидратообразования обычно служит метанол (метиловый спирт СН5ОН), а иногда- растворы этиленгликоля, диэтиленгликоля, триэтиленгликоля, хлористого кальция.

Метанол в газопровод подают с помощью метанольниц - сосудов высокого давления вместимостью 0,25-2 м3, которые могут быть стационарными или передвижными. Стационарные метанольницы применяют как для постоянной или периодической подачи небольших количеств метанола в газопровод с целью предупреждения образования гидратов, так и для аварийной заливки больших объемов метанола с целью разрушения гидратов. Передвижные метанольницы используют при разрушении гидратов; эти метанольницы можно подключать к газопроводу в любой его точке. Обычно на газопроводах в зонах возможного образования гидратов монтируют специальные штуцеры для быстрого подключения передвижных метанольниц ( можно использовать также штуцеры под манометры).

Место образования гидратной пробки можно определить по резкому изменению давлений в точках газопровода до и после пробки .

Разрушают гидратные пробки следующим образом:

1. В газопровод через штуцер заливают метанол с таки расчетом, чтобы он сконцентрировался втрубе, в месте образования пробки ( т.е. учитывают направление движения газа и рельеф местности). Обычно метанол заливают самотеком после выравнивания давлений в газопроводе и метанольнице.

2. Участок газопровода, на котором образовалась гидратная пробка, отключают и выпускают из него газ с таким расчетом, чтобы остаточное избыточное давление в нем было не менее 200 Па во избежание проникновения внутрь газопровода атмосферного воздуха и образования взрывоопасной смеси.

3.В необходимых случаях для ускорения разрушения пробки подземный газопровод в месте над пробкой вскрывают (роют траншею до полного освобождения трубы от земли ) и подогревают паром или горячей водой. Применение для подогрева газопровода открытого огня не допускается.

Иногда заливку метанола, снижение давления и подогрев газопровода повторяют несколько раз до полного разрушения пробки.

Разрушенную гидратную пробку выдувают из газопровода через свечу потоком газа.

После удаления пробки принимают меры по предупреждению ее повторного образования ( например, устраняют нарушения работы установки осушки газа или организуют дозированную подачу метанола в газопровод) и восстанавливают нормальный режим работы газопровода.

3.5 Работа с метанолом

1. Метанол - ядовитая и легковоспламеняющаяся бесцветная жидкость по вкусу и запаху напоминает этиловый спирт. Небольшое количество метанола ( 10-15 г) при попадании в организм человека вызывает тяжелые отраваления, ведущие к слепоте и даже смерти. Большое количество метанола неизбежно приводит к смертельному исходу.

2. К работе с метанолом допускаются только лица. прошедшие специальный инструктаж и проверку знаний правил его получения, хранения, отпуска, перевозки и заливки в газопроводы.

3. При работе с метанолом необходимо соблюдать требования Правил по перевозке, хранению и применению метанола. Общих санитарных правил по хранению и перемещению метанола и Инструкции о порчдке получения от поставщиков, перевозки, хранения и применения метанола на газовых промыслах, магистральных газопроводах и станциях подземного хранения газа.

4. На каждом предприятии, применяющем метанол, специальным приказомназначается лицо, ответственное за хранение, отпуск, применение метанола и правильную организацию работ с ним, проведение инструктажа со всеми работниками, привлеваемыми к работе с метанолом, и контроль за ежегодным прохождением этими работниками медицинских осмотров.

5. На все цистерны, предназначенные для перевозки метанола, и на емкости для его хранения должны наноситься несмываемой яркой краской предупредительные надписи "Яд", "Огнеопасно".

6. Емкости для хранения метанола должны располагаться на огражденной площадке под навесом или в складах, оборудоваться дыхательными и гидравлическими клапанами и опломбироваться.

7. Сливать метанол из цистерны разрешается только в герметически закрывающиеся емкости с помощью насосов или самотеком и стаким расчетом, чтобы цыстерна и сливные трубопроводы были полностью опорожнены ( для этого трубопроводы монтируют с уклоном). Цистерны и емкости, а также шланги и трубопроводы после слива метанола должны немедленно промываться большим количеством воды.

8. Метанолницы нельзя заполнять метанолом посредством ведер и других аналогичных сосудов. при заполнении метанольницы давление вней должно равняться атмосферному.

9. Перед ремонтом насосов по перекачке метанола необходимо промыть их водой, а во время ремонта соблюдать меры предосторожности против попадания метанола на тело. Работать надо в спецодежде, защитных очках и резиновых перчатках.

4. Охрана труда и противопожарная защита

4.1 Охрана труда

В задачи охраны труда на нефтегазодобывающих предприятиях входит выявление ослаблений и устранение производственных опасностей и профессиональных вредностей, ликвидация причин производственных несчастных случаев и профессиональных заболеваний работающих, оздоровление условий труда, предупреждение аварий, взрывов и пожаров, обеспечение охраны природы, защита соседних населенных пунктов и предприятий от неблагоприятных и опасных влияний. Исходя из этого комплекса задач, различают следующие разделы охраны труда:

1. Правовую охрану труда - трудовое законодательство.

2. Санитарно - гигиеническую охрану труда - производственную санитарию, гигиену, физиологию, психологию труда.

3. Техническую охрану труда - технику безопасности, эргономику, техническую эстетику, инженерную психологию, промышленную вентиляцию, кондиционирование воздуха, водоснабжение, канализацию и др.

4. Пожарную профилактику - взрыво- и пожаробезопасность, защиту от атмосферного и статического электричества, противопожарную технику, предупреждение и ликвидацию открытых нефтяных и газовых фонтанов.

Ответственность за обеспечение охраны труда на нефтяных промыслах возложена на дирекцию НГДУ ( директор, главный инженер), руководителей участков и подразделений. Безопасность работ в цехе обязан обеспечить начальник цеха, который отвечает за правильную организацию труда, трудовую дисциплину, обучение рабочих и ИТР правилам безопасности и соблюдение их всеми работающими. Он так же обязан следить за безопасностью транспортных и пешеходных путей, зданий и сооружений, должен зарегистрировать контролируемые Госгортехнадзором установки, своевременно расследовать и регистрировать несчастные случаи, аварии и пожары.

Главные механики и энергетики отвечают за исправное состояние и своевременное испытание паровых котлов, аппаратов, работающих под давлением, ацетиленовых, кислородных, вентиляционных, электрических, компрессорных, насосных и газовых установок, грузоподъемных машин, ограничительных устройств. Начальник транспортного цеха отвечает за правильное содержание и безопасную эксплуатацию транспортных средств, за безопасность погрузо - разгрузочных работ.

Мастер производственного участка обязан организовать проведение всех работ в точном соответствии с требованиями технологии и правил безопасности, проводить в установленные сроки инструктаж рабочих по безопасным методам работы, осуществлять контроль за исправностью и правильной эксплуатацией оборудования, инструмента, приспособлений, оградительных и предохранительных устройств, за выполнением работающими правил и инструкции по безопасности труда, пожарной безопасности, по внутреннему трудовому распорядку. Он должен так же следить за тем, чтобы работающие пользовались спецодеждой и защитными приспособлениями, за работой санитарно - бытовых и противопожарных устройств, за чистотой и порядком. Участвовать в расследовании причин каждого несчастного случая и острого профотравления, а так же в разработке мероприятий по их предупреждению.

Под оперативным руководством главного инженера НГДУ работает отдел, группа или инженер по технике безопасности. Их работа регламентируется «Типовым положением о службе по технике безопасности».

Основные задачи службы безопасности НГДУ: руководство проектной, конструкторской и строительной работой по вопросам инженерной охраны труда; проверка безопасности действующего оборудования, качество его ремонта; обеспечение технической информацией, инструктаж, пропаганда и проверка знаний по охране труда.

На инженеров по технике безопасности возложена следующая организационная работа по охране труда: контроль за обеспечением охраны труда, в необходимых случаях оказание конкретной помощи в повышении уровня безопасности труда; организация обучения и инструктажа рабочих по технике безопасности; организация занятий с ИТР и участие в проверке их знаний; разработка планов мероприятий и номенклатурных ассигнований по технике безопасности и контроль за их выполнением; составление отчетности по охране труда, анализ причин травматизма, профзаболеваний, пожаров и аварий; обеспечение связи с органами государственного надзора и контроля за выполнением их предписаний; повышение эффективности работы общественных инспекторов по охране труда, анализ причин травматизма.

Овладение технологией и техникой добычи нефти включает серьезное изучение вопросов охраны труда и развитие навыков безопасной работы. Повышение производственной квалификации персонала сопровождается возрастанием умения работать с соблюдением правил безопасности, углублением знаний опасных моментов при работе и необходимых предупредительных мер.

При всех видах профессионального обучения ( курсы, семинары, училища, техникумы, институты) изучается курс охраны труда по утвержденным программам, которые содержат общие и специальные разделы. Усвоение знаний проверяется на экзаменах и зачетах. Навыки безопасной работы изучаются и закрепляются на учебных и производственных практиках.

Рабочие, поступающие на работу, а так же переводимые на работу по новой профессии, проходят обязательный инструктаж - вводный и на рабочем месте в объеме не менее 10 часов со сроком стажировки под руководством опытного работника в течении 1 - 5 рабочих смен. Инструктаж проводят инженеры по технике безопасности, специалисты из здравпункта, пожарной охраны, горноспасательной части, мастера, начальники участков.

Для работающих на нефтегазодобывающих предприятиях предусмотрены дополнительные виды инструктажа: текущий (повседневный), оперативный ( при выдаче заданий на работы с повышенной опасностью ), внеочередной ( после возникновения аварий. Травм, пожаров), периодический ( для рабочих - ежегодно, для ИТР - через 3 года).

Инструктаж проводится по утвержденным инструкциям и действующим правилам безопасности в нефтегазодобывающей промышленности. Для лучшего усвоения содержания этих официальных документов рекомендуется дополнительно использовать лекции, наглядные пособия 9стенды, макеты ), печатные издания ( плакаты, листовки, брошюры, альбомы), диафильмы, кинофильмы, беседы, изучение передового производственного опыта. Рекомендуется применять современные технические средства обучения и проверки знаний ( обучающие и экзаменующую машины). При стажировке должны быть показаны безопасные приемы работы и проверено их усвоение.

После инструктажа и стажировки рабочие допускаются к самостоятельной работе только после проверки их знаний специальной комиссией. Знания ИТР по правилам безопасности так же проверяются комиссией через каждые три года. Сведения об инструктаже, стажировке и проверке знаний заносятся в индивидуальные карточки для рабочих и учетные журналы для ИТР, лаборантов.

4.2 Противопожарная защита

Нефть и попутный нефтяной газ являются горючими и взрывоопасными веществами. Их взрыво - и пожароопасные свойства характеризуются пределами воспламенения (определяются по ГОСТ 13919 - 68 и ГОСТ 13922 - 68 ), температурой вспышки ( ГОСТ 13921 - 68 ), и температурой самовоспламенения ( ГОСТ 13920 - 68 ). По этим характеристикам они относятся к весьма взрывоопасным ( нижний концентрационный предел взрываемости менее 10% по объему в воздухе) и легко воспламеняющимся ( температура вспышки до 45 градусов С) веществами. В связи с этим требуется строгое соблюдение мер пожарной безопасности.

Взрыв или пожар могут возникнуть при следующих необходимых условиях: наличие горючего в определенном соотношении с воздухом ( в пределах взрывоопасных концентраций), появление источника или импульса воспламенения с достаточной для зажигания энергией. Отсутствие хотя бы одного из этих условий исключает возможность горения - быстрого пламенного окисления с большим выделением тепла и продуктов сгорания ( газы, пары, сажа, дым).

Причинами воспламенения могут быть открытый огонь, сильный нагрев, искры от электрооборудования, ударов, трения, разрядов статистического и атмосферного электричества, самовозгорание пирофоров ( отложение сернистого железа, промасленная ветошь, сажа, уголь и др.).

При проектировании в соответствии с требованиями СНиП и ПТУСП выполняется комплекс строительных противопожарных мероприятий, направленных на исключение возможности загораний ( выбор несгораемых строительных материалов и др.), на локализацию пожаров ( соблюдение противопожарных разрывов, устройство брандмауеров,обвалований и др.) и на быстрое и эффективное тушение пожаров ( противопожарные устройства и др.).

Между отдельными объектами в пределах каждой зоны должны быть выдержаны противопожарные разрывы. Например, от устья нефтяной скважины до групповых сепарационных установок котельных, сливо - наливных эстакадах, нефтесборных резервуаров, нефтеносных, водоносных и электростанций должно быть рассточ=яние не менее 40 метров; до компрессорных - 60 метров; до товарных резервуаров, свечей высотой до 30 метров для сжигания газа - 100 метров; до жилых общественных зданий - 500 метров. На территории должна быть сеть дорог для проезда пожарных машин ко всем объектам.

Электрооборудование для взрывоопасных объектов должно быть взрывозащищенным. Допускаются следующие разновидности его исполнения: Н - повышенной надежности против взрыва, И - искробезопасное, М - маслонаполненное, П - продуваемое, В - взрывонепроницаемое, С - специальное. Это оборудование предназначено для эксплуатации в среде взрывоопасных паров и газов различных категорий ( 1 - 4 по ширине полувзрывонепроницаемой щели) и групп ( Т 1 - Т 5 по температуре самовоспламенения).Эти обозначения включаются в маркировку электрооборудования, например. В1 Т1, В4 Т5.

Строго запрещается пользование огнем на пожароопасных объектах. Огневые работы (газопламенная резка, сварка) проводятся по специальному разрешению при тщательной подготовке, гарантирующей пожарную безопасность. Чтобы исключить высекание искр при ударах, пользуются омедненным слесарным инструментом, спецобувью без стальных гвоздей и подковок, выхлопные трубы двигателей внутреннего сгорания снабжаются искрогасителями, а дыхательная арматура резервуаров - огнепреградителями. Автоматические электрические датчики должны быть искробезопасными, что достигается ограничением электрического напряжения и силы тока в цепях с различной индуктивностью. В этом случае возникшие искры не обладают энергией, достаточной для воспламенения горючих паров и газов ( менее 0,2 м/ж).

Для защиты от статистического электричества возникающего при трении ременных передач, перемешивании и разбрызгивании нефти, истечение газов и паров с механическими примесями ( цистерны, трубопроводы, резервуары, эстакады и др.) применяется надежное заземление.

От прямых ударов молнией и вторичных ее проявлений ( статистическая и электромагнитная индукция) производственные объекты защищают стержневыми или тросовыми молниеотводами с сопротивлением заземления не выше 10 Ом. Защитная зона одиночного стержневого молниеотвода представляет собой конус с ломанной образующей радиус основания которого в 1,5 раза больше высоты. Все металлические части должны быть соединены в единую электрическую цепь и так же заземлены.

В качестве огнегасительных веществ применяют воду в виде струи, пара или в распыленном состоянии, твердые вещества ( песок, кошмы), инертные газы ( азот, двуокись углерода), гелевопроизводные сотавы. Пены ( химическая, воздушно- механическая).

Пожар можно ликвидировать механическим воздействием на пламя, изоляцией его от воздуха, охлаждением или удалением горючих веществ из очага горения. Для этой цели используют огнегасительные вещества и противопожарное оборудование: водяные гидранты, шланги, стволы, пенегенераторы, пенокамеры, пенозакидные мачты и др.

Загазованность атмосферы в насосных и компрессорных должна периодически проверяться переносными газоанализаторами ПГФ или ШИ. В некоторых случаях применяются автоматические сигнализаторы горючих газов и электрическую пожарную сигнализацию с тепловыми, фотоэлектрическими или ионизационными датчиками.

У скважин и других объектов должен быть первичный инвентарь для пожаротушения: ящики с песком, лопаты, совки, ломы, топоры, кошма и огнетушители пенные ( ОП-5) и углекислотные ( ОУ - 2; ОУ - 5). Обслуживающий персонал должен уметь его эффективно применять.

При освоении эксплуатации и ремонте нефтяных скважин могут возникнуть опасные открытые фонтаны, которые воспламеняются от искр и огня. Для их тушения используют мощные струи воды, газовый поток от реактивной установки, взрывчатые вещества.

5. Охрана недр и окружающей среды

Продолжается интенсивное загрязнение природной среды. Разрабатываемые с начала перестройки и частично реализуемые государственные и региональные программы, не способствуют в целом улучшению экологической обстановки, и с каждым годом на территории России все больше регионов, городов и поселков становятся опасными для проживания людей.

По данным наблюдений в 1993 году в 231 городе России, где население составляет более 64 млн. человек, уровень загрязнения воздуха превышал санитарно - гигиенические нормы ПДК.

Продолжается загрязнение так же во всем земном шаре. Так в мире ежегодно выбрасывается:

· более 3 млн тонн твердых промышленных отходов;

· 500 куб. км опасных сточных вод;

· около 1 млрд куб. м аэрозолей.

Ядовитые загрязнения содержат около 800 веществ, в том числе:

· мутогены, влияющие на наследственность;

· канцерогены, влияющие на зарождение и развитие злокачественных опухолей;

· нервные и кровяные яды;

· аллергены, вляяющие на отдельные органы и организмы. Содержание этих веществ в воздухе в ряде случаев превышают нормы в 3 - 10 раз и более.

Тонкодисперсные частицы пыли выбрасываемые из труб заводов перемещаются от места образования на расстояние более 6000 км.

Сточные воды, имеющие в своем составе минеральные и органические вещества, нефть и нефтепродукты, соединения ртути, калия, свинца являются очень вредными для здоровья.

Нефть и нефтепродукты, сжигаемые в топках ГРЭС. ТЭЦ дают почти 60% загрязнений воздуха.

В масштабе планеты объем жидких промышленных отходов за год составляет 453 млрд куб.м, в том числе:

· промышленные предприятия - 172

· предприятия энергетики - 224

· хозяйственно - бытовые - 45

· животноводческие преприятия - 12

На долю бывшего СССР приходится примерно 10 % общего количества жидких отходов.

Нефть и нефтепродукты являются основными загрязнителями океана: ежегодно сбрасывается в океан 4 млн тонн нефти: около 9 млн тонн углеводоров выпадает с осадками из атмосферы. Пятая часть поверхности океана постоянно покрыта нефтяной пленкой.

Потери нефти в мире при добыче, переработке и использовании составляют 45 млн тонн в год, в том числе:

· на суше - 22 млн тонн;

· на море - 7 млн тонн;

· поступление в атмосферу - 16 млн тонн.

5.1 Источники загрязнения воды при бурении, добыче, транспортировке и хранении.

Главным источником загрязнения поверхностных вод являются воды

Загрязняющие вещества делятся на:

· минеральные;

· органические;

· бактериальные.

Минеральные - это нефть, нефтепродукты, минеральные соли, песок, глина, кислоты, щелочь, шлак и др. Все эти вещества встречаются в нашей отрасли и попадают в водоемы.

Органические - это остатки растений, плодов, сливы с животноводческих ферм и т.д.

Бактериальные - разные микроорганизмы, грибкиБ мелкие водоросли, бактерии.

Наибольшую опасность для воды представляют нефть и нефтепродукты, конденсат, хлороорганические соединения, радиоактивные вещества, тяжелые металлы.

Нефть, покрывая пленкой, нарушает кислородный обмен, углекислый обмен, пагубно влияет на планктон, фауну и флору. Опасность отравления нефтью возрастает с ростом ее концентрации, токсичность проявляется при концентрации 1 мг/ куб м и более.

· Известно, что 1 тн нефти способна образовать сплошную пленку на площади 2,6 кв.м. В процессе разлива нефть достигает 1652 г/кв м, спустя 15 - 20 минут она становится 3 - 9 г/кв м. Если разлито 100 кг мазута,то загрязненная вода становится около 17 тыс. кв.м. При концентрации нефти 800 мг/куб.м уничтожаются планктоны, после этого прекращается выработка кислорода из воды в воздух. Нефть пагубно воздействует на данные организмы ( бентос). Подсчитано, что 200 тыс. тонн нефти достаточно, чтобы превратить Балтийское море в безжизненную пустыню. В связи с изложенным и имеет первостепенное значение борьба с авариями, выбросами, разливами нефти и попадания ее в водоемы, реки, озера, моря а также в океаны. Поэтому в ежегодных мероприятиях НГДУ предусматривается выделение больших средств для борьбы с ожидаемыми авариями, а также для удаления разлитой нефти.

Большую опасность для флоры и фауны представляет токсичный буровой шлак, химические реагенты УШР,хромник, нитролигнин, ПАВ и др. Все эти вещества являются отравой для природы, Поэтому при проектировании строительства скважин для сбора этих веществ предусматривают открытые амбары. При бурении одной скважинынакапливаются:

- буровой шлак - 55 куб. м

- буровой раствор 200 куб.м

- нефть - 20 куб.м

- химреагенты - 1 куб.м

Предусматривается полная изоляция этих отходов, затем раскультивация т.е

Засыпка песком, но часто это делается с большим опозданием, после тачния снега, сильных дождей эта накопившаяся грязь прирывает амбары и стекает в реки, озера, водохранилища. В В настоящее время в Западной Сибири скопилось более 6000 неликвидированных амбаров.

Проблемы предотвращения загрязнения морей и океанов при бурении и добыче нефти на шельфе стоят еще более остро.

Основные загрязняющие вещества поступают из следующих основных узлов:

устье скважины, прискважные участки, разливы нефти при ПРС, КРС, из-за негерметичности арматуры;

мерники, спутники, трапы - из них нефть утекает при переполнении, при очистке меринков и трапов от грязи и парафина;

сборные промысловые резервуары, где разлив нефти часто происходит при спуске сточных вод.

По минерализации сточные воды делятся на :

· солоноватые с осадком - 1-6 г/литр

· соленые с осадком - 6 - 150 г/ литр

· рассольные - 150 - 250 г/ литр

В связи вышеизложенным как в развитых странах мира, так и в России созданы специальные службы строго контролирующие за использованием и охраной недр, а также окружающей среды. Такими контролирующими огранами являются Государственный горный надзор, Государственный геологический контроль, экологический контроль, помимо этого существует также ведомтсвенный контроль по отраслям.

В настоящее время известно, что комплексная защита природной среды от загрязнений возможна на основе только научной системы управления. Еще в бывшем СССР были разработаны «Основные положения» по защите. ГОСТЫ также рассматривают эффективные средства охраны окружающей среды. Существуют специальные приборы для контроля предельно допустимых норм вредных веществ в атмосфере, в воде. Разработаны общие требования к методам определения нефтепродуктов в природных и сточных водах, созданы анализаторы разных марок. Разработана и внедрена классификация нарушенных земель, определены критерии пригодности их для различного пользования. Кроме того в настоящее время в ВУЗах выпускаются специалисты для работы в области охраны окружающей среды.

Заключение

В результате выполненной работы создана детальная геологическая модель пластов группы БП12-БП15.

Выполнен литолого-фациальный анализ отложений, результаты которого использованы при их корреляции.

Модель составлена из вертикальной последовательности 46 слоев, характеризующих как нефтегазонасыщенные, так и подстилающие водонасыщенные части пластов, каждый из которых охарактеризован 2-мерным распределением (поверхностью) свойств - пористостью, проницаемостью, относительным содержанием коллекторов (песчанистостью), водонасыщенностью.

Для более корректного картирования ФЕС выполнен дополнительный объем интерпретации данных ГИС по водоносным скважинам и интервалам. Дополнительная интерпретация ГИС дала более полные данные для картирования свойств коллекторов. По модели выполнена оценка начальных балансовых запасов запасов нефти, газа и конденсата, построены карты линейных запасов, приведенных к условиям дневной поверхности.

Список литературы

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

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

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

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

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

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

7. А.Е.Иващенко, Л.П.Полещук, Л.С.Кадырова, В.В.Майоров. 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.

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

9. 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.

10. Соседков В.С и др. Обобщение материалов сейсморазведки по северным районам Западной Сибири и выдача рекомендаций к плану работ на 1991 и последующие годы. Отчет о результатах работ тп I/89-90. ПГО “Ямалгеофизика”, г. Лабытнанги, 1990г.

11. Р.О. Зарипов, Е.Л. Зарипова, М.П. Колесова, А.И. Григорьев, И.Ю. Леонтьев и др. Геологическая модель пласта ПК1 Восточно-Таркосалинского месторождения, г. Губкинский, 2000 г.

Размещено на Allbest.ru

...