Экологическая обстановка месторождения Дунга


1.Общие сведения о месторождении ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...2
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
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 ОС; зима малоснежная, температура понижается до –30 ОС. 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.
1. Султанов О.М., Попова Л.А. и др. Проект пробной эксплуатации залежей месторождения Дунга, г. Актау, фонды НИПИмунайгаз, 1997г.,178с.
2. Токарев В.П., Корсун П.Е., Шаховой А.И. и др. Отчёт "Обобщение результатов геолого-разведочных работ и подсчет запасов нефти и газа месторождений Жоласкан-Дунга-Еспелисай Мангышлакской области Казахской ССР по состоянию на 15 сентября 1973г." г.Актау, фонды МНГР, 1973г., 1695с.
3. Попова Л.А., Коростышевский М.Н. и др. “Месторождения Жоласкан-Дунга-Еспелисай. Пакет геолого-геофизической ингформации”. Актау, фонды НИПИмунайгаз, 1991г.,108с.
4. Курочкин В.С. и др. Отчёт "О работе сейсморазведочной партии 2/91-92, проводившей в 1991-92гг. поисковые работы МОГТ на площади Западный Беке-Башкудук, расположенной на землях г.Форт-Шевченко и в Мангистауском районе Мангистауской области Республики Казахстан." г.Актау, фонды МHГФ, 1993г., 150с.
5. Луиш Лапау, Анна Саус, Эльза Сильвия, Карлос Макиел. Месторождение Дунга. Информация о сейсмике 2Д., Лиссабон, 1997г.
6. Протокол N 7078 Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР от 23 декабря 1973г., г.Актау, фонды МHГР, 1974г., 11с.
7. Отчет по Договору 24/99 “Авторский надзор за реализацией проекта пробной эксплуатации месторождения Дунга” ЗАО НИПИнефтегаз, г. Актау, 2000г.

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы:  Реферат
Объем: 34 страниц
Цена этой работы: 300 теңге
В избранное:   





на тему: Экологическая обстановка месторождения Дунга.

Содержание

1.Общие сведения о месторождении ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...2
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 ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..3 1

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 ОС; зима малоснежная, температура
понижается до –30 ОС. 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.

2. Описание технологического процесса и технологической схемы

Продукция семи нефтяных скважин (ГЖС) в количестве до 1600 м3сут (по
жидкости) с давлением до 1,4 МПа (изб.), температурой 30оС 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 термопреобразователями
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...60оС 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 25м3. 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 25м3. 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 5050. 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 м3час) 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 1,6м3 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 5050 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...60оС), 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...50оС) 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 30оС 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...60оС и поступает в
тестовый сепаратор V-101 объемом 2,8 м3. 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.
Все показания контрольно-измерительных приборов, находящиеся на щите
в операторной, дублируются приборами, установленными непосредственно на
технологических аппаратах. Для обслуживания арматуры и приборов на высоте
более 0,7м предусмотрены стационарные и передвижные лестницы и площадки с
ограждениями.
Для исключения механических повреждений, внутри промысловые
трубопроводы нефти, газа и воды предусматриваются в подземной прокладке с
установкой по трассе закрепительных знаков, обеспечивающих быстрый поиск
мест повреждений. Технологические аппараты перед ремонтом необходимо
тщательно продуть горячим паром до достижения полного отсутствия в них
вредных веществ, не превышающих предельно допустимые концентрации.
4 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ

4.1 Анализ технологических процессов, как источников загрязнения
атмосферы, литосферы (почвы недр)
Мероприятия по охране недр и окружающей среды намечены с учетом
специфики работ проводимых при пробной эксплуатации нефтяных залежей
месторождения Дунга. На данном этапе проектирования важным является
охрана воздушного и водного бассейна, земель и недр. При пробной
эксплуатации месторождений воздух загрязняется, главным образом, при
подготовке, транспорте, хранении нефти и газа из-за неисправности элементов
оборудования замерных установок системы сбора продукции скважин и испарений
нефти из емкостей, отстойников и резервуаров.
Атмосфера загрязняется продуктами сжигания минерального топлива в
стандартных установках и факелах, поскольку отделенный нефтяной газ будет
сжигаться.
Для охраны воздушного бассейна при проектировании обустройства
необходимо применять герметизированные системы сбора, а при эксплуатации
объектов сбора и хранении продукции усилить контроль за техническим
состоянием оборудования.
В местах расположения источников выбросов и за пределами санитарно-
защитной зоны участка сбора нефти необходимо осуществлять динамический
контроль загрязнения атмосферы. Предельно допустимые концентрации для
рабочей зоны согласно СН 245-71 и ГОСТ 1723.02-78 не должны превышать:
углеводороды-5 мгм3, класс опасности-4
окись углерода - 3 мгм3, класс опасности -4
оксид азота- 0,085 мгм3, класс опасности-2.
При эксплуатации залежей основную опасность для почв и
растительности представляют нефть и нефтепродукты, попадающие на землю в
результате аварий и потерь в системе их сбора и транспорта.
При проектировании объектов обустройства предусмотреть следующие
технические решения:
- асфальтировать приустьевые части скважин, а вблизи
них предусмотреть системы аварийного слива;
- строительство резервных трубопроводов и емкостей на случай
аварий и профилактики;
- в наиболее ответственных узлах сооружений применять трубы и
оборудование в антикоррозионном исполнении;
- автоматическое отключение скважин в случае прорыва выкидных
линий;
- установка стальных гидрофицированных задвижек на
нефтесборных сетях.
Для санитарных зон предусмотреть отчуждение земель вокруг трасс
трубопроводов, скважин , насосных станций и резервуаров в радиусе 50
метров. На сборном участке оборудования должна быть установлена площадка с
устройством желобов и нефтеловушек, с бетонированием стенок и дна,
исключающие попадание нефти на почву и дающие возможность сбора отходов.
Стояк для налива нефти оборудуется бетонной площадкой под автоцистерну с
нефтеловушкой. Факелы сжигания попутного газа должны быть установлены в
амбарах, обвалованных по периметру земляным валом высотой не менее 1 м.
Под строительство скважин и сооружений должны отводиться участки
земли строго ограниченных размеров. По окончании строительства объектов
необходимо произвести техническую и микробиологическую рекультивацию.
При пробной эксплуатации залежей предотвращение вредного
воздействия на недра возможно при выполнении существующих правил и норм.
При этом важнейшими мероприятиями для данного месторождения следует
считать:
- недопущение вредных воздействии при пробной
эксплуатации участка залежей на соседние части тех же залежей;
- соблюдение оптимального режима, предусмотренного настоящим
проектом, соответствующего геологическим условиям залегания и
фазовому состоянию углеводородов в недрах;
- недопущение эксплуатации скважин с неисправным
цементным кольцом, негерметичной колонной;
- соблюдение проведения комплекса мероприятии по контролю
за разработкой согласно раздела 5 проекта;
- недопущение межпластовых перетоков нефти, газа и воды.

4.1.1 Воздействие на атмосферу

Источники выбросов вредных веществ. Основными источниками
загрязнения воздуха является технологическое оборудование, применяемое на
месторождении Дунга:
подогрева нефти (продукты горения);
резервуары (испарения);
аппараты (испарения от буферных емкостей, насосов, сепараторов, печи
соединений трубопроводов);
газотурбинные двигатели (продукты горения);
котлы котельных (продукты горения);
факельные системы (продукты горения).
К причинам выделения выбросов вредных веществ с технологического
оборудования (резервуары и аппараты) можно отнести:
не герметичность соединений;
аварии вследствие коррозии;
прорывы трубопроводов;
образование амбаров и так далее.
При выбросе вредных веществ в атмосферу поступают углероды, оксид
азота, оксид углерода, сернистый газ.
Согласно РД 39-0)4798-005-88 и ГОСТ 17.2.3.02-78 ПДК для рабочей
зоны:
по углеводам 300 мгм3, класс опасности 4
по двуокиси азота 5 мгм3, класс опасности 2
по окиси углерода 30 мгм3, класс опасности 4
по сернистому газу 10 мгм3, класс опасности 3
ПДК для населенных пунктов:
по углеводам 5 мгм3
по двуокиси азота 0,085 мгм3
по окиси углерода 5 мгм3
по сернистому газу 0,5 мгм3
Фоновые концентрации установлены Госкомитетом по гидрометеорологии
Казахским управлением и равны:
СО -1,5 мгм3; N02 -0,03 мгм3; О;=0.1 мгм3.

В период обустройства месторождения до 2005 г., с учетом развития
предприятия, количество выбросов составит 51349,83 тгод, диоксида азота
-874.49 тгод, оксида углерода -25772.39 тгод, сажи -3174.9 тгод,
двуокиси серы -189.38 тгод. Наиболее губительными и агрессивными
загрязнителями в числе вышеуказанных компонентов с санитарной точки зрения
являются соединения серы, а среди углеводородных компонентов - пентан.

4.2 Организационные мероприятия

По данному месторождению имеется разработанный и утвержденный ОБОС,
который служит базой для проведения природоохранных мероприятий.
Предприятие также имеет проект ПДВ и экологический паспорт.
Данным проектом предусматриваются целый ряд мероприятий и объектов
для улучшения состояния окружающей среды и в первую очередь это:
строительство установки по переработке газа (УПГ) и выработки
электроэнергии (ГТС);
строительство установки предварительного сброса пластовой воды (УПСВ);
строительство участка по сбору и утилизации отходов;
строительство очистных канализационных сооружений.
Общие капитальные вложения на указанные сооружения составляют 10,12
млн. $ США.
Настоящим проектом рассматриваются мероприятия по охране окружающей
среды при строительстве и эксплуатации:
добывающих, нагнетательных и водозаборных скважин;
групповых установок со стандартным набором технологического
оборудования (печи, "Спутники", емкости и т.п., без учета обустройства
скважин II очереди);
замерных установок (без учета обустройства скважин II очереди);
систем трубопроводного транспорта;
установок по подготовке нефти;
установок по переработке газа;
установок по выработке электроэнергии;
объектов инфраструктуры.
Охрана окружающей природной среды включает мероприятия по защите
вод, атмосферы и почв от загрязнения и эрозионных разрушений в районе
действующих и проектируемых объектов.
Сведения до минимума ущерба окружающей среды при строительстве и
эксплуатации объекта, а также обеспечение здоровых и безопасных условий
труда производственного персонала положено в основу мероприятий,
предусмотренных в данном разделе.
Выплачиваются текущие среднегодовые затраты на мероприятия по
охране окружающей природной среды (плата за землю, рекультивацию, уборка
замазученности, обучение, мониторинг и т.д.).

Организация контроля за выбросами. Контроль за выбросами
осуществляется специализированными службами заказчика с помощью СЭС.
Контроль осуществляется за углеводами, двуокисью азота, окисью углерода,
сернистым газом.
Эпизодичность контроля - еженедельно.
Метод контроля - прямой.
Средство контроля - универсальный газоанализатор типа УГ.

4.3 Инженерно-технические мероприятия по защите компонентов
биосферы

4.3.1 Обеспечение защиты атмосферы

В проекте предусматривается сбор газа от трех ступеней сепарации с
последующим транспортом на установку по переработке газа, которая позволит
получить широкие фракции легких углеводородов (ШФЛУ), а из ШФЛУ-сжижение
газов для автотранспорта, быта и стабильного газового бензина.
Охрана атмосферного воздуха от загрязнений выбросами вредных веществ
обеспечивается путем выбора оптимальной высоты вытяжных устройств, наличием
замкнутой системы сбора, отсутствуют земляные амбары и нефтеловушки,
наличие герметизации всех технологических процессов, для предотвращения
выбросов предусматривается полная автоматизация.
Предусмотрены следующие мероприятия по уменьшению выбросов вредных
веществ в атмосферу:
- работа печей, котлов и газотурбинных двигателей полностью
автоматизирована, с установлением контроля за параметрами в целях
достижения оптимального режима горения;
применение герметизированной системы подачи газа и отвода дымовых газов со
100% контролем соединений;
установка на магистральных газопроводах конденсатосборников и дренажных
линий для предотвращения загрязнения атмосферы газом, конденсатом,
продуктами испарения нефти;
своевременный ремонт нефтепроводов, выкидных линий, сточных коллекторов,
осевых коллекторов;
- разработка и внедрение специальных устройств факельного горения,
которое снизит выбросы вредных веществ из факелов на 15%;
-ликвидация земляных нефтехранилищ (очистка замазученных
территорий);
-постоянное совершенствование технологии добычи, подготовки и
транспорта нефти и газа, в соответствии с требованиями охраны окружающей
среды.

Санитарно-защитная зона. Санитарно-защитная зона создается на
участке между границей объектов с источниками выбросов вредных веществ до
жилой застройки. Размер санитарно-защитной зоны принят 300-1000 м согласно
СН 245-7! и проверен расчетом по ОДН-86. На границе санитарно-защитной зоны
концентрация всех выбросов меньше ПДК. В санитарно-защитной зоне в границах
площадок сооружений производится благоустройство и озеленение.

4.3.2.Обеспечение защиты гидросферы

Рассматриваемая территория в структурно-гидрогеологическом
плане является частью Тургайского артезианского бассейна и представляет
собой депрессионную зону, выполненную мощными осадочными толщами.
В соответствии с геологическими и гидродинамическими данными на
описываемой территории выделяются следующие водоносные горизонты и
комплексы.
1) Водоносный горизонт четвертичных отложений.
2) воды спорадического распространения в четвертичных отложениях.
3) Водоносный горизонт верхне-плиоценовых отложений.
4) Воды спорадического распространения в ннжне-
средне-палиоценовых отложениях.
5) Водоносный горизонт олигоценовых отложений.
6) Водоносный горизонт сенонских отложений.
7) Воды спорадического распространения в туронских отложениях.
8) Водоносный горизонт туронских отложений.
9) Воды спорадического распространения в туронских отложениях.
10) Водоносный горизонт верхне-альбсеноманских отложений.
11) Водоносный горизонт аптских-нижне-средне-альбских отложений.
12) Водоносный горизонт неокомских отложений.
13) Трещинно-карстовые воды неокомских отложений.
Вышеуказанные водоносные горизонты можно объединить в два этажа
подземных вод, учитывая тот фактор, что воды некоторых отложений находятся
в тесной гидравлической связи между собой, а также идентичность условий их
формирования. Эти этажи разделяются платформенным чехлом выдержанных
эоценовых глин и мергелей мощностью 20-120 метров. Подземные воды верхнего
гидрогеологического этажа приурочены к олигоцен-четвертичным отложениям,
нижнего - к меловым.
Водоносные горизонты верхнего этажа вскрываются на глубинах 1-18
м. Дебиты скважин и выработок незначительны, минерализация вод пестрая,
часто повышенная. Практическое значение невелико, возможно использование на
технические цели и при поливах зеленых насаждений.
Водоносные горизонты нижнего мелового этажа ... продолжение
Похожие работы
Экологическая обстановка в Республике Казахстан
Экологическая обстановка в Республики Казахстан
Экологическая нагрузка на окружающую среду от Чинарёвского нефте-газоконденсатного месторождения
Экологическая безопасность
Экологические проблемы нефтегазового месторождения
Анализ разработки Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения
Анализ испытания и опробования скважин месторождения коныс.
Геологические условия залегания пластов месторождения Тенгиз
Эффективность ГРП на примере месторождения Тенгиз
Эксплуатационная разведка Николаевского месторождения подземных вод для водоснабжения города Капчагай
Дисциплины
Көмек / Помощь
Арайлым
Біз міндетті түрде жауап береміз!
Мы обязательно ответим!
Жіберу / Отправить

Рахмет!
Хабарлама жіберілді. / Сообщение отправлено.

Email: info@stud.kz

Phone: 777 614 50 20
Жабу / Закрыть

Көмек / Помощь