Экологическая обстановка месторождения Дунга

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы: Реферат
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 33 страниц
В избранное:

на тему: Экологическая обстановка месторождения Дунга.

Содержание

1. Общие сведения о месторождении2

2. Описание технологического процесса и технологической схемы……… . . . 3

3. Охрана труда, техника безопасности . . . 9

4. Охрана окружающей природной среды . . . 10

4. 1. Анализ технологических процессов, как источников

загрязнения атмосферы, литосферы (почвы недр) . 10

4. 1. 1. Воздействие на атмосферу. . 12

4. 2. Организационные мероприятия. . 13

4. 3. Инженерно-технические мероприятия по защите

компонентов биосферы. . 14

4. 3. 1. Обеспечение защиты атмосферы. 14

4. 3. 2. Обеспечение защиты гидросферы . . . 15

4. 3. 3. Обеспечение защиты литосферы. . 19

5. Оценка воздействия нефтедобывающего комплекса на

окружающую среду . . . 26

6. Список литературы. 31

1. Общие сведения о месторождении

Месторождение Дунга расположено в степной равнинной части Южного Мангышлака в непосредственной близости от акватории Каспийского моря и административно входит в состав Тупкараганского района Мангистауской области Республики Казахстан.

Административный центр полуострова г. Актау находится в 50 км от месторождения и связан железной дорогой с промышленными центрами страны. Ближайшие населенные пункты - поселки Тельман и Акшукур, отстоят от месторождения на расстоянии 25 и 32 км.

Через месторождение проходит асфальтированная автодорога, по которой осуществляется сообщение с городами: Актау, Форт-Шевченко, Жанаозен и поселками Тельман, Акшукур и Таучик. Широко развита сеть грунтовых дорог, пригодных для передвижения автомобильного транспорта.

Нефтепровод, соединяющий группу нефтяных месторождений полуострова Бузачи с магистральным нефтепроводом Жанаозен-Атырау-Самара проходит вблизи от рассматриваемого месторождения.

В орографическом отношении район работ представляет собой слегка наклонееное к юго-западу плато. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +31 до +101 м. Постоянной гидрографической сети в районе работ нет, лишь в период дождей и снеготаяния вода скапливается в небольшом количестве в пониженных участках и ложбинах. Количество выпадаемых осадков составляет 70-85 мм в год. Климат района резко континентальный. Лето сухое и жаркое, температура воздуха достигает +35-40 ^О С; зима малоснежная, температура понижается до -30 ^О С. В зимние, весенние и осенние периоды характерны пыльные бури.

Фауна и флора района характерна для зон полупустынь с аридным климатом.

Растительность представлена полынью, верблюжьей колючкой.

Животный мир представлен пресмыкающимися, паукообразными и парнокопытными (сайгаками, джейранами) .

Местное коренное население - казахи, заняты, в основном, в животноводстве.

Описываемый район характеризуется почти полным отсутствием пресных вод.

При разведочных работах снабжение питьевой водой осуществлялось автоцистернами из г. Актау, ввиду редкой сети колодцев в районе работ и их низких дебитов. Техническая вода добывалась из водяных скважин, пробуренных на альбсеноманские отложения.

Промышленным центром и энергетической базой Мангышлака является г. Актау. Линия электропередач 220-110 кВ проходит через район рассматриваемого месторождения.

Описание технологического процесса и технологической схемы

Продукция семи нефтяных скважин (ГЖС) в количестве до 1600 м ³ /сут (по жидкости) с давлением до 1, 4 МПа (изб. ), температурой 30 ^о С поступает на гребенку (входной манифольд) по отдельным трубопроводам. Гребенка состоит из двух линий, к одной из которых поочередно могут подключаться все скважины для проведения исследований на тестовом сепараторе V-101. ГЖС из остальных скважин поступает во вторую линию гребенки, в которой происходит смешение и выравнивание этих потоков. На гребенке производится:

измерение давления на входе ГЖС из каждой скважины манометрами МП-4У (поз. 15. 1…15. 7) ;
измерение и сигнализация давления манометрами показывающими и сигнализирующими ДМ2005 в каждой из линий (поз. 18. 1, 18. 2) ;

С гребенки основной поток ГЖС через клапан-отсекатель Эз-2 и трубный газоотделитель поступает в нагреватель Н-401А (рабочий) или Н-401В (резервный) . На нагревателях Н-401А, В осуществляется:

измерение температуры ГЖС на входе и выходе сопротивления ТСМ0193 (поз. 9. 1, 9. 2, 9. 3) .

В трубном газоотделителе отделяется основное количество свободного газа, выделившегося из ГЖС в процессе сбора и транспорта, с целью снижения нагрузки на нагреватели Н-401 (А, В) . Этот газ возвращается в поток ГЖС после нагревателя Н-401(А, В) через байпас. После нагревателя Н-401А(В) ГЖС с температурой 45…60 ^о С через успокоительный коллектор (∅500 мм) поступает в депульсатор ДП, в котором отделяется основное количество свободного газа (до 90-95%) . На депульсаторе производится:

измерение давления манометром МП-4У (поз. 15. 9) .

Перед входом в успокоительный коллектор в поток ГЖС подается реагент-деэмульгатор.

Газ по отдельной линии направляется в систему сбора и подготовки газа. Жидкость из депульсатора ДП поступает в сепаратор первой ступени V-201 объемом 25м ³ . В сепараторе V-201производится:

измерение давления манометром МП-4У-16 (поз. 15. 10) ;
температуры термометром техническим ТТ (поз. 7. 2) ;
измерение уровня границы раздела фаз «нефть-вода» преобразователем уровня радарным ВМ-100 (поз. 27. 1) ;
уровень нефти преобразователем измерительным уровня буйковым Сапфир 22ДУ (поз. 24. 1) ;
сигнализация верхнего аварийного уровня жидкости прибором ПП-021И (поз. 30а2) ;
регулирование уровня нефти сегментным регулирующим фланцевым клапаном типа R21с взрывозащищенным электроприводом (поз. 38) ;
регулирование уровня воды клапаном запорным шаровым с врывозащищенным электроприводом AUMA NORM (поз. 40. 1) .

В сепараторе V-201 происходит разделение ГЖС на газовую, нефтяную и водную фазы. Уровень нефти в нефтяном отсеке сепаратора V-201 поддерживается клапаном Кр-2 (поз. 38) . Отделившаяся в сепараторе вода сбрасывается в линию отвода воды на блок подготовки. Уровень воды в сепараторе поддерживается запорным краном Кз-2 (поз. 40. 1) . Газ из сепаратора V-201 смешивается с газом из депульсатора ДП, объединенный газовый поток поступает в систему сбора и подготовки газа.

Нефть из сепаратора V- 201 через клапан-регулятор Кр-2 (поз. 38) поступает в сепаратор второй ступени V- 301 объемом 25м ³ . В сепараторе производится:

измерение давления манометром МП-4У-1. 0 (поз. 13. 1) ;
измерение температуры термометром техническим ТТ (поз. 7. 1) ;
уровня нефти и уровня границы раздела фаз «нефть-вода» преобразователем измерительным уровня радарным ВМ-100 (поз. 28. 1) ) ;
сигнализация верхнего аварийного уровня жидкости прибором ПП-

021И (поз. 30а1) ;

регулирование уровня воды краном запорным шаровым с

взрывозащищенным электроприводом AUMA NORM (40. 2) .

В сепараторе V-301 происходит окончательное отделение газа от нефти и сброс воды. Вода, отделившаяся в сепараторе V-301, через запорный кран Кз-3 (поз. 40. 2) поступает в линию отвода воды на блок подготовки.

Нефть из сепаратора V- 301 поступает на прием центробежного насоса Р-202А, В (рабочий и резервный) откачки нефти в резервуары Т-101, Т-201. В насосном блоке производится:

измерение давления нефти на входе в насосы манометрами МП-4У-1. 0 (поз. 13. 2, 13. 3) ;
измерение и сигнализация давления манометром показывающим и сигнализирующим ДМ2005 на выходе из насосов (поз. 17. 1, 17. 2) ;
температуры нефти на выходе из насосов термометром сопротивления ТСМ0193 (поз. 8. 4) ;
измерение расхода нефти на общей линии выхода нефти из насосного блока счетчиком турбинным НОРД-Э3М (поз. 49а) ;
сигнализация аварийных утечек прибором ПП-021И (поз. 29а5) ;
измерение температуры подшипников насоса термометром сопротивления ТСМ1193 (поз. 11. 1…11. 6) ;
сигнализация открытия муфты насоса;
сигнализация пожара;
сигнализация загазованности в блоке;
сигнализация розлива нефти прибором ПП-021И (поз. 29а6) .

Расход нефти из V-301 регулируется изменением числа оборотов двигателя насоса.

Газ из сепаратора V-301 сбрасывается в факельную линию низкого давления и через газовый расширитель ГР-2 поступает на факел F-201. Для сбора выделившегося в факельной линии и газовом расширителе ГР-2 конденсата предусмотрена подземная емкость-кондесатосборник ЕК-2 с погружным насосом откачки конденсата НВ 50/50. Для емкости-конденсатосборника ЕК-2 предусмотрено:

измерение и сигнализация давления манометром показывающим сигнализирующим ДМ2005 (поз. 16. 2) ;
измерение уровня конденсата преобразователем уровня буйковым Сапфир 22ДУ (поз. 25. 2) .

Жидкость из ЕК-2 периодически откачивается в дренажную емкость Т-301. Включение насоса производится по сигналу на пульте оператора при достижении 1 м уровня жидкости в ЕК-2. Отключение насоса откачки конденсата происходит автоматически при достижении 0, 4 м уровня жидкости в ЕК-2 (1, 3) .

В резервуарах Т-101, Т-201 происходит дополнительный отстой нефти от воды, которая сбрасывается на блок подготовки воды или непосредственно в пруд-испаритель, если удовлетворяет требованиям по степени подготовки без дополнительной очистки.

Для поддержания необходимой температуры нефти в резервуарах Т-101, Т-201 в холодный период года часть нефти (20-21 м ³ /час) циркулирует через нагреватель нефти Н-401Д винтовым насосом Р-201А, В (рабочий и резервный) по схеме: резервуар → насос → нагреватель нефти → резервуар. Предусмотрено:

измерение температуры нефти на входе в нагреватель Н-401Д термопреобразователем сопротивления ТСМ0193 (поз. 8. 5) ;
измерение температуры нефти на выходе из нагревателя НД-401Д термопреобразователем сопротивления ТСМ0193 (поз. 8. 6) .

Товарная нефть из резервуаров Т-101 и Т-201 откачивается центробежными насосами Р-101А, В в нефтепровод. При низком уровне нефти в резервуарах Т-101, Т-201 в работу включается подпорный насос Р-102. При работе насосов Р-101А, В охлаждение насосного агрегата производится водой, подаваемой насосами Р-103А, В. В блоке насосной внешней откачки нефти предусмотрено:

измерение давления нефти на входе в насосы манометрами МП-4У-1. 0 (поз. 13. 2, 13. 3) ;
измерение и сигнализация давления манометром показывающим и сигнализирующим ДМ2005 на выходе из насосов (поз. 17. 1, 17. 2) ;
температуры нефти на выходе из насосов термометром сопротивления ТСМ0193 (поз. 8. 4) ;
измерение расхода нефти на общей линии выхода нефти из насосного блока счетчиком турбинным НОРД-Э3М (поз. 49а) ;
сигнализация аварийных утечек прибором ПП-021И (поз. 29а5) ;
измерение температуры подшипников насоса термометром сопротивления ТСМ1193 (поз. 11. 1…11. 6) ;
сигнализация открытия муфты насоса;
сигнализация пожара;
сигнализация загазованности в блоке;
сигнализация розлива нефти прибором ПП-021И (поз. 29а6) .

Газ, отводимый из депульсатора ДП и сепаратора первой ступени V-201 поступает в сепарационно-измерительный блок в газовый сепаратор V-501 объемом 1, 6м ³ со струнным каплеуловителем, в котором очищается от капельной жидкости. В сепараторе V-501 и на газовых линиях на выходе из него производится:

- измерение давления манометром МП4-У-6 (поз. 14. 1) ;

измерение давление на выходе газа из сепаратора перед клапаном-регулятором с помощью преобразователя избыточного давления Сапфир 22М (поз. 19. 1) ;
измерение давление на выходе газа из сепаратора после клапана-регулятора с помощью преобразователя избыточного давления Сапфир 22М (поз. 19. 2) ;
измерение температуры после клапана-регулятора с помощью термопреобразователя сопротивления ТСМ0193 (поз. 8. 4) ;
сигнализация верхнего аварийного уровня конденсата (нефти) в сепараторе, нижнего и верхнего уровней конденсата (нефти) приборами ПП-021И (поз. 29а3, поз. 29а1, 29а2) ;
сигнализация розлива нефти прибором ПП-012И (поз. 29а4) ;
регулирование давления газа в сепараторе сегментным регулирующим фланцевым клапаном типа R21 с взрывозащищенным электроприводом AUMA MATIC (поз. 41) ;
регулирование уровня конденсата (нефти) клапаном запорным шаровым с взрывозащищенным электроприводом AUMA NORM (поз. 40. 3) ;
измерение расхода газа на питание нагревателей Н-401А, В, С, Д расходомером газа вихревым VFM3100W (поз. 44) ;
измерение расхода газа на факел расходомером газа вихревым VFM3100W (поз. 45) ;
измерение расхода газа на дежурную горелку факел и продувку линий ППК расходомером газа вихревым VFM3100W (поз. 46) .

Давление в V-201 и V-501 поддерживается на уровне 0, 3 МПа(изб. ) клапаном-регулятором Кр-3 (поз. 41) на линии выхода газа из V-501. Очищенный газ из сепаратора V-501 с давлением 0, 3 МПа (изб. ) поступает на питание нагревателей нефти Н-401А, В, С, Д через измеритель расхода газа (поз. 44), а после регулятора давления Кр-3 через измеритель расхода (поз. 46) на дежурную горелку факела и продувку линий ППК. Остаток газа через измеритель расхода (поз. 45) поступает в факельную линию высокого давления на факел F-101. На факельной линии установлен газовый расширитель ГР-1 и подземная емкость-конденсатосборник ЕК-1 с погружным насосом НВ 50/50 для откачки конденсата. Для емкости-конденсатосборника ЕК-1 предусмотрено:

измерение и сигнализация давления манометром показывающим сигнализирующим ДМ2005 (поз. 16. 1) ;
измерение уровня конденсата преобразователем уровня буйковым

Сапфир 22ДУ (поз. 25. 1) .

Жидкость из ЕК-1 периодически откачивается в дренажную емкость Т-301.

Конденсат, собирающийся в сепараторе V-501, периодически по срабатыванию сигнализатора верхнего уровня жидкости (поз. 29а2) сбрасывается в сепаратор V-301 через запорный кран Кз-4 (поз. 40. 3) .

Отделившаяся в сепараторах V-201 и V-301 пластовая вода поступает на блок подготовки воды в емкость-дегазатор V-602, (давление до 0, 05 МПа, температура 45…60 ^о С), снабженную распределительными устройствами ввода очищаемой воды и гидрофобным фильтром. Для емкости-дегазатора V-602) предусмотрено:

измерение давления манометром МП4-У-1. 0 (поз. 13. 11) ;
сигнализация нижнего и верхнего уровней (поз. 31а1, 31а2), сигнализация верхнего аварийного уровня( поз. 31а3) приборами ПП-021И;
расход воды на выходе из блока в пруд-испаритель датчиком расхода электромагнитным ДРЖИ (поз. 48) ;
измерение и сигнализация давления на выходе насосов Р-605А, В манометром показывающим сигнализирующим ДМ2005 (поз. 26. 1) .

При прохождении через гидрофобный фильтр вода очищается от нефти, механических примесей и через сифонный слив самотеком поступает в пруд испаритель. Избыток нефти из накопительного отсека емкости-дегазатора V-602 периодически по показаниям сигнализатора верхнего уровня жидкости откачивается шестеренным насосом Р-605 А, В (рабочий и резервный) на вход сепаратора первой ступени V-201 или в дренажную емкость Т-301. Небольшое количество газа из емкости-дегазатора V-602 сбрасывается на факел F-301.

Для включения емкости-дегазатора V-602 в работу она заполняется водой (t=40…50 ^о С) до уровня сифона, а затем нефтью из резервуаров Т-101, 201 до уровня, соответствующего нормам технологического режима. После этого осуществляют пуск очищаемой воды в трубы-распределители, находящиеся в верхней части гидрофобного слоя. При загрязнении гидрофобного нефтяного слоя накапливающимися механическими примесями (резкое ухудшение качества очищаемой воды) загрязненная нефть сбрасывается в дренажную емкость, а в емкость-дегазатор V-602 подается новый объем нефти из резервуаров Т-101, 201 для формирования гидрофобного слоя.

Тестовый сепаратор V-101 предназначен для проведения исследования скважин. ГЖС из исследуемой скважины с температурой 30 ^о С и давлением до 1. 4 МПа (изб. ) через специальную линию на гребенке и клапан-отсекатель Эз-1 направляется в нагреватель Н-401С, нагревается до 45…60 ^о С и поступает в тестовый сепаратор V-101 объемом 2, 8 м ³ . Для нагревателя Н-401С предусмотрено:

измерение температуры на входе термопробразователем сопротивления ТСМ0193 (поз. 8. 1) и на выходе (поз. 8. 2) .

Принцип работы тестового сепаратора V-101 основан на объемно-массовом измерении расхода газовой и жидкой фаз с обработкой полученных результатов по специальной программе на рабочем месте оператора. Предусмотрено:

измерение температуры продукции скважин на входе в блок тестового сепаратора термометром техническим (поз. 6) ;
измерение температуры в сепараторе термопреобразователем сопротивления ТСМ0193 (поз. 10. 1) ;
измерение уровня жидкости в сепараторе указателем уровня жидкости типа 12С136к (поз. 23. 1, 23. 2) ;
измерение давления в сепараторе манометром показывающим МП4-У-16 (поз. 15. 8) ;
измерение давления в сепараторе преобразователем избыточного давления Сапфир 22М (поз. 20) ;
измерение давления столба жидкости в сепараторе преобразователем гидростатического давления Сапфир 22ДГ (поз. 21, 22) ;
измерение температуры газа на выходе из сепаратора термопреобразователем сопротивления ТСМ0193 (поз. 8. 3) ;
регулирование давления в сепараторе V-101 сегментным регулирующим фланцевым клапаном суженого сечения типа R21 с взрывозащищенным электроприводом AUMA MATIС (поз. 37) ;
измерение расхода газа из сепаратора расходомером газа вихревым VFM 3100W (поз. 43) ;
регулирование сброса жидкости из сепаратора клапаном запорным шаровым с взрывозащищенным электроприводом AUMA NORM (поз. 39) .

Газ из сепаратора V-101 через измеритель расхода (поз. 43) поступает на вход газового сепаратора V-501 и смешивается с газовым потоком из депульсатора ДП и сепаратора первой ступени V-201. Жидкая фаза из сепаратора V-101 через запорный кран Кз-1 (поз. 39) поступает на вход сепаратора V-201.

Газ, выделяющийся в резервуарах Т-101 и Т-201, поступает через клапаны-регуляторы в отдельную факельную линию низкого давления на факел F-301 через газовый расширитель ГР-3 и емкость-конденсатосборник ЕК-3, Для емкости-конденсатосборника ЕК-3 предусмотрены:

измерение и сигнализация давления манометром показывающим сигнализирующим ДМ2005 (поз. 16. 3) ;
измерение уровня конденсата преобразователем уровня буйковым

Сапфир 22ДУ (поз. 25. 3) .

Жидкость из ЕК-3 периодически откачивается в дренажную емкость Т-301.

Для предотвращения образования в резервуарах вакуума предусматривается их подпитка через клапаны-регуляторы из факельной линии газа низкого давления от сепаратора V-301.

Факельная установка состоит из трех факельных стволов F-101 (высокого давления), F-201 (низкого давления), F-301 (низкого давления) с общим факельным оголовком и размещается на едином фундаменте. Факел работает с постоянным пламенем дежурной горелки и подачей продувочного газа в стволы факела. Предусмотрен дистанционный розжиг факела, система контроля пламени.

3 ОХРАНА ТРУДА, ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ

На данном месторождении обращаются следующие взрывоопасные, пожароопасные и вредные вещества:

- Нефть;

- Конденсат;

- Попутный газ.

Проектируемые сооружения размещены на безопасном расстоянии от существующих промышленных сооружений, инженерных сетей в соответствии с нормами ВНТП 3-85.

Пожаротушение предусматривается автоматическими и передвижными средствами, кроме того, запроектированные площадки оснащены необходимым ручным пожарным инвентарем.

Предприятие обязано до начала производства работ разработать план ликвидации возможных аварий, в котором предусматриваются оперативные действия персонала по предупреждению

Основными, направленными на предотвращение выделения вредных веществ, взрывопожароопасных веществ и обеспечения безопасных условий труда для обслуживающего персонала являются:

- Обеспечение прочности и герметичности технологических аппаратов и трубопроводов;

- Автоматизация и дистанционный контроль, размещение вредных и взрывопожарных процессов на открытых площадках, а также вентиляция производственных помещений.

Проектными решениями предусмотрены герметизированные системы сбора и транспорта нефти и газа.

Все технологические трубопроводы после монтажа подвергаются контролю сварных станков и гидравлическому испытанию.

Технологические аппараты наружной установки и оборудования размещены в соответствии с требованиями пожарной безопасности, удобства и безопасного обслуживания. Они установлены на площадках с твердым покрытием на 0, 15м выше планировочной отметки земли и ограждаемые бортиком высотой 0, 15м для предотвращения разлива нефтепродуктов с технологических площадок.

Защита аппаратов и оборудования, работающих под давлением, предусматривается установкой предохранительных клапанов, запорной арматуры, средств автоматического контроля, измерения и регулирования технологических параметров.

Сброс горючей жидкости от насосов и аппаратов при ремонте, а также от предохранительных клапанов осуществляется в дренажные емкости, а газ в сборный коллектор газа для транспорта на ППГ.

На всех напорных трубопроводах от каждого насоса установлены обратные клапаны. Все насосы заземлены, независимо от наличия заземления электродвигателей, находящихся на одной раме.

... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.