АНАЛИЗ СИСТЕМЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ЭКОЛОГИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ АО СНПС-АКТОБЕМУНАЙГАЗ
Министерство образования и науки Республики Казахстан
Казахский национальный университет им. аль-Фараби
Сактаганова Назия Абаевна
АНАЛИЗ СИСТЕМЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ЭКОЛОГИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ АО СНПС-АКТОБЕМУНАЙГАЗ
ДИПЛОМНАЯ РАБОТА
специальность 5В060800 - Экология
Алматы 2015
Министерство образования и науки Республики Казахстан
Казахский национальный университет им. аль-Фараби
Допущена к защите
к.г.н., доцент, заведующей кафедрой Базарбаева Т.А.
ДИПЛОМНАЯ РАБОТА
На тему: АНАЛИЗ СИСТЕМЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ЭКОЛОГИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ АО СНПС-АКТОБЕМУНАЙГАЗ
по специальности 5В060800 - Экология
Выполнил Сактаганова Н.А.
Научные руководители
д.т.н., проф. Минжанова Г.М.
Нормоконтролер,
к.т.н., ст. преподаватель О.А. Зубова
Алматы, 2015
ТҮЙІНДЕМЕ
Диплом жұмысы ____ беттен, ___суреттен, ____ кестеден, ___ әдебиет көздерінен тұрады.
Түйін сөздер: ___________________.
Жұмыстың мақсаты: ________________.
Жұмыстың міндеттері: _____________________.
Зерттеу әдістері: ___________________________.
Алынған нәтижелер:
Практикалық қолдануы.
РЕФЕРАТ
Дипломная работа изложена на _______ страницах и состоит из __рисунков, ___ таблиц и содержит ____ список используемой литературы.
Ключевые слова: производственный экологический контроль,
Цель работы: изучить и проанализировать систему производственного экологического контроля (ПЭК) на предприятии.
Задачи исследования:
1.проанализировать существующую систему производственного экологического контроля на данном предприятии
2.установить соответствие экологическим требованиям законодательства РК.
3.определить воздействие объектов предприятия на компоненты ОС.
4.предложить рекомендации для снижения уровня воздействия на компоненты окружающей природной среды
Методы исследования: методы анализа и расчетные методы определения загрязнения атмосферного воздуха,водных и почвенных ресурсов .
Полученные результаты: предприятие оказывает незначительное влияние на компоненты ОС,соблюдает требования экологического законодательства в области управления природопользованием.
Практическое использование. Результаты дипломной работы могут быть использованы для оценки деятельности предприятия в области охраны ОС.
ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
ПЭК-производственный экологический контроль
СЗЗ- санитарно-защитная зона
ПДК- предельно-допустимая концетрация
ПДВ- предельно-допустимый выброс
НГДУ-нефтегазодобывающее управление
Cm -максимальное значение приземной концентрации вредного вещества
ИЗВ-индекс загрязнения воды
Содержание
Введение
1.Обзор литературы
1.1.Определение и функции экологического контроля
1.2.Цели и задачи производственного экологического контроля
1.3. Законодательно - нормативная база, регламентирующая ПЭК.
2 .Общие сведения о предприятии.
2.1. Природно-климатическая характеристика района расположения предприятия
2.2.Характеристика предприятия.
2.3.Характеристика технологии производства и технологического оборудования
2.4.Характеристика предприятия, как источника загрязнения окружающей природной среды
3. Химическое загрязнение природной среды при добыче углеводородного сырья
3.1.
3.2. Прочие химические вещества-загрязнители
4. Система производственного экологического контроля (ПЭК) на предприятии
4.1.Порядок организации и проведения ПЭК на предприятии .
4.2.Виды мониторинговых работ,выполняемых в рамках ПЭК на предприятии.
5.Методы и расчеты.
5.1.Определение размеров СЗЗ
5.2. Расчет загрязнения атмосферы.
5.3.Оценка качества воды.
5.4.Оценка загрязненности почв.
5.5.Результаты и обсуждение.
6. Природоохранные мероприятия и рекомендации по предотвращению ущерба окружающей среде
Заключение
Приложение.
Введение
Природоохранные проблемы сопровождают любую деятельность человека, и тем более такие ресурсоемкие работы, как добыча нефти. Поэтому в последние годы уделяется серьезное внимание экологической составляющей деятельности нефтяных компаний, которая вполне оправдана современными тенденциями экологизации производств.Использование природных ресурсов является постоянным источником загрязнения окружающей среды и угроза здоровью и экологическому благополучию населения. Актюбинская область относится к индустриально-развитым регионам страны. На всех крупных предприятиях Актюбинской области, на основании ст. 128-134 Экологического Кодекса Республики Казахстан, введена система производственного экологического контроля (ПЭК). Система ПЭК позволяет получить объективные данные о параметрах производственных процессов, производственных факторах воздействия на компоненты ОС и изменений состояния окружающей среды под воздействием хозяйственной деятельности, а также предупредить негативное влияние на здоровье человека. В данной работе будет рассмотрена система ПЭК в соответствии с экологическим законодательством РК предприятия НГДУ "Кенкиякнефть" АО "СНПС-Актобемунайгаз" будет сделан анализ имеющейся системы, изучено воздействие объектов филиала на компоненты ОС, предложены природоохранные мероприятия .
Актуальность: Вопросы организации управления в области охраны природы и природопользования являются чрезвычайно актуальными для современного развития Республики Казахстан. Производственный экологический контроль является одним из основных функций управления природопользованием и охраны окружающей среды.Анализ системы экологического контроля необходимо для принятия своевременных мер по предотвращению, сокращению и ликвидации загрязняющего воздействия предприятия на окружающую среду.
Цель: изучить и проанализировать систему производственного экологического контроля (ПЭК) на предприятии.
Объект исследования: предприятие НГДУ "Кенкиякнефть" АО "СНПС-Актобемунайгаз"
Предмет : производственный экологический контроль на предприятии
Задачи: изучить систему производственного экологического контроля на предприятии установить соответствие экологическим требованиям законодательства РК определить воздействие объектов предприятия на компоненты ОС предложить рекомендации для снижения уровня негативного воздействия
1.Обзор литературы
1.1.Определение экологического контроля
Важнейшим элементом экологического управления являются функции, представляющие собой деятельность по обеспечению охраны окружающей среды. Так, М.М. Бринчук к функциям управления природопользованием и охране окружающей среды относит: создание системы органов управления; подзаконное нормотворчество; координацию деятельности по управлению природопользованием и охране окружающей среды; управление природными ресурсами; экологическое планирование; экологическое нормирование; экологическую экспертизу; экологическое лицензирование; экологический аудит; экологический мониторинг; экологический контроль .[1]
Термин экологический контроль достаточно часто употребляется в законодательстве, научной литературе, в практической сфере деятельности. Контроль - категория административного права. Д.Н. Бахрах отмечает, что контроль является одним из специальных средств обеспечения законности в государстве. [2] Существует несколько определений экологического контроля. В.В. Петров определяет экологический контроль как проверку соблюдения предприятиями, учреждениями, организациями, т.е. всеми хозяйствующими субъектами и гражданами требований по охране окружающей среды и обеспечению экологической безопасности общества. [3]
Б.В. Ерофеев, считает, что экологический контроль это способ организационно-правового обеспечения рационального экологопользования и сохранности экологической системы, представляющий собой активное вмешательство по фактам выявленных отклонений на предмет их устранения. [4].
По мнению С.А. Боголюбова, экологический контроль является важным звеном организационно-правового механизма охраны окружающей среды. В задачи экологического контроля входят наблюдение за состоянием и изменениями окружающей среды, проверка соблюдения требований экологического законодательства и нормативов качества окружающей среды, выполнения мероприятий по рациональному использованию природных ресурсов и оздоровлению окружающей среды.[5]
Д.Л.Байдельдинов считает,что экологический контроль можно понимать и в "широком смысле" (когда речь идет о соблюдении экологической безопасности общества)и в "узком смысле"-как проверка исполнения экологических норм и требований действующего законодательства,с целью предотвращения вредных воздействий на окружающую среду,ее объекты, жизнь и здоровье человека.[6] Данное определение включает в себя ряд самостоятельных функций-мониторинг,надзор.
О.И.Крассов считает, что для обеспечения эффективного контроля в области охраны окружающей среды, безусловно, необходимы те сведения ,которые выявляются в процессе осуществления экологического мониторинга. Однако результаты экологического мониторинга не имеют юридического значения в отличие от результатов экологического контроля. Экологический мониторинг и контроль в сфере охраны окружающей среды - это разные функции управления ,имеющие различные задачи и цели, однако теснейшим образом взаимосвязанные.[7]
1.2.Цели и задачи производственного экологического контроля
Производственный экологический контроль - система мер, осуществляемых природопользователем для наблюдения за состоянием окружающей среды и ее изменениями под влиянием хозяйственной или иной деятельности, проверку выполнения планов и мероприятий по охране и оздоровлению окружающей среды, воспроизводству и рациональному использованию природных ресурсов, соблюдение законодательства об охране ОС, нормативов ее качества и экологических требований.
Задачей производственного экологического контроля является получение объективных данных о параметрах производственных процессов, производственных факторах воздействия на компоненты окружающей среды и изменений состояния окружающей среды под воздействием хозяйственной деятельности.
Оценка изменений состояния конкретных природных объектов проводится на основании сравнения данных регулярных наблюдений за параметрами компонентов окружающей среды и нормативных показателей.
Согласно Экологическому кодексу ПЭК имеет следующие цели: 1) получение информации для принятия решений в отношении экологической политики природопользователя, целевых показателей качества окружающей среды (ОС) и инструментов регулирования производственных процессов, потенциально оказывающих воздействие на ОС; 2) обеспечение соблюдения требований экологического законодательства РК; 3) сведение к минимуму воздействия производственных процессов на ОС и здоровье человека; 4) оперативное упреждающее реагирование на внештатные ситуации; 5) повышение уровня соответствия экологическим требованиям; 6) повышение производственной и экологической эффективности системы управления охраной окружающей среды.[8]
Осуществление ПЭК является обязательным условием специального природопользования
1.3. Законодательно - нормативная база, регламентирующая ПЭК
Экологический кодекс РК, 2007. Кодекс регулирует отношения в области охраны окружающей среды при осуществлении хозяйственной и иной деятельности, связанной с воздействием на окружающую среду, в пределах территории Республики Казахстан:
Статья 128 Назначение и цели производственного экологического контроля определяет обязанность природопользователей осуществлять производственный экологический контроль;
Статья 132 Виды и организация проведения производственного мониторинга предусматривает в рамках производственного экологического контроля выполнение операционного мониторинга, мониторинга эмиссий в окружающую среду и мониторинга воздействия;
Закон Республики Казахстан О недрах и недропользовании (от 25.06.2010). Базовые положения этого документа содержат требования в области охраны окружающей среды. Правительственные постановления, выпущенные в развитие Закона, регулируют проведение операций по недропользованию в целях обеспечения защиты природных ресурсов, рационального использования и охраны недр Республики Казахстан.
Кодекс Республики Казахстан О здоровье народа и системе здравоохранения от 18.09.2009 г. № 193. Основные положения этого документа содержат требования в области охраны здоровья населения и улучшения экологической обстановки в районах крупных промышленных производств. В нем также установлены основные принципы санитарно-гигиенического нормирования, санитарно-эпидемиологической экспертизы, организации и проведения санитарно-эпидемиологических мероприятий.
Водный кодекс Республики Казахстан, который дает определение водного фонда. Статья 112 Мониторинг вод устанавливает требования к организации системы наблюдений за состоянием вод, своевременному выявлению изменений, предупреждению и устранению негативных процессов.
Земельный кодекс Республики Казахстан, 2003. Земельным кодексом регулируются земельные отношения в Республике Казахстан, включая обеспечение рационального использования и охраны земель, воспроизводство плодородия почв, сохранение и улучшение природной среды. Раздел 4 полностью посвящен вопросам охраны земель, государственному контролю, землеустройству, мониторингу и земельному кадастру. Пункт 1 статьи 140 определяет обязанности собственников земельных участков и землепользователей по охране земель. В статьях 159-162 даются определение мониторинга земель, его задачи, методы получения и использования информации.
Постановление Правительства Республики Казахстан от 19 сентября 2003 года №956 Об утверждении Правил ведения мониторинга земель и пользования его данными в Республике Казахстан, определяющего объекты мониторинга земель, его структуру и содержание, порядок ведения и использования информации
ГОСТ Р 56062-2014
Производственный экологический контроль. Общие положения
Устанавливает общие требования к организации и осуществлению производственного экологического контроля (кроме радиационного контроля) субъектами хозяйственной и иной деятельности.
2 .Общие сведения о предприятии
2.1.Природно-климатическая характеристика района расположения предприятия
Климат района характеризуется холодной зимой и продолжительным, сухим, жарким летом. Средняя температура воздуха в январе уменьшается в направлении с север северо-восток (-1,0 °С). Абсолютный минимум температуры воздуха (годовой) составляет -48 °С. Среднемесячная температура воздуха в январе (-14,4 °С) .Средняя температура воздуха в июле равномерна и составляет (+31,3 °С).
Абсолютный максимум составляет (+43 °С), в восточной части - (+47 °С). Весна с переходом средней суточной температуры воздуха через (+5 °С) начинается на юге области с 10-15 апреля, на севере - с 10-15 мая. Заморозки могут отмечаться до начала мая. Самая поздняя дата регистрации заморозка 2 июля. Средняя продолжительность безморозного периода 141 день, максимальная - 190 дней. Осень, соответственно, на юге области наступает позднее 1 ноября, на севере области - с 10 по 20 октября. Максимальная глубина промерзания почвы 180 см [9]
Продолжительность периода со среднесуточной температурой воздуха выше +8°С и менее составляет на большей части территории Актюбинской области 203 дня в году [9] Для климата района характерна интенсивная ветровая деятельность. Среднегодовая скорость ветров составляет 5,0 мсек. В холодный период года преобладают ветры южных направлений (Ю. ЮЗ. ЮВ), в теплое время возрастает интенсивность ветров северных румбов.
Максимальная глубина сезонного промерзания почвы до 270 см.
К положительным чертам климатических особенностей местности следует отнести высокую степень турбулентности в приземном слое атмосферы и низкую повторяемость инверсий температуры воздуха, приводящих к интенсивному рассеиванию вредных выбросов в атмосфере.
Отрицательной чертой климата является малое количество осадков в теплый период года, что снимает возможность выноса вредных веществ из воздуха атмосферной влагой.
Территория района проведения работ представляет собой пологоволнистую равнину с абсолютными отметками 140-290 м, убывающими с северо-востока на юго-запад. Равнина сформирована по терригенно-карбонатным и терригенным породам маастрихта, кампана и верхнего Альба. В пределах равнины выделяется несколько поверхностей выравнивания, имеющих различный гипсометрический уровень. Самая верхняя из них так называемое маастрихтское плато, имеет гипсометрические отметки порядка 220-260 м, в восточной и северо-восточной части территории и 200-230 м на юго-востоке.
Рельефообразующими породами являются мергели и мергелистые глины с редкими прослоями песчаников на глинисто-карбонатном цементе. Это довольно плотные породы, сравнительно устойчивые к денудационным процессам. Вторая поверхность выравнивания с отметками порядка 170-200 м сформирована преимущественно по плотным водоупорным глинам кампана. Участки этой поверхности занимают достаточно большую площадь в пределах района и выделяются в его центральной части, а также на севере и западе района. В восточной части наблюдается платообразные возвышенные участки сравнительно небольшой высоты, представленные останцовыми формами рельефа, сформированного по капским глинам.
Естественная растительность представлена в основной песчаной полынью, в пойме реки Темирлуговые злаки, из-за сильной засоленности поймы- солянки. Почвообразующими породами пойменной части являются аллювиальные отложения, породы засолены, что способствует формированию солончаков и солонцов. На возвышенных участках - супеси и пески, из-за ярко выраженной засушливости климата, быстрого нарастания тепла, повышенных скоростей ветра наблюдается быстрое иссушение почв и выгорание растительности. [10]
2.2.Характеристика предприятия АО "СНПС-Актобемунайгаз" НГДУ "Кенкиякнефть"
АО СНПС-Актобемунайгаз является одним из крупнейших предприятий Актюбинской области.Основной деятельностью предприятия является: - разработка месторождений, предоставление инженерно-технических услуг нефтяным предприятиям; - добыча нефти и газа; - капитальный ремонт разведочных, эксплуатационных и других скважин; - подготовка буровых площадок; - испытание нефтяных и нагнетательных скважин; - переработка углеводородного сырья (отделение и очистка нефти и газа)[11]
Нефтегазодобывающее управление Кенкиякнефть (НГДУ КН) является одним из структурных подразделений АО СНПС-АМГ Нефтегазодобывающее управление Кенкиякнефть формирует свою деятельность на месторождениях Кенкияк подсолевой, Кенкияк надсолевой. Нефтегазоконденсатное месторождение Кенкияк находится в Темирском районе Актюбинской области РК в 220 км к юго-востоку от г. Актобе.Главной задачей НГДУ Кенкиякнефть является добыча, подготовка и сдача товарной нефти.Ближайшими населенными пунктами являются поселки Кенкияк, Соркуль, Кумсай расположенные к северу от месторождения. От крайней нефтедобывающей скважины до п.Соркуль 800 м.
В состав действующих производственных подразделений НГДУ Кенкиякнефть входят:
- цех добычи нефти (ЦДН) №№ 1,2,3;4; - цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН) - цех подземного ремонта скважин (ЦПРС); - цех по ремонту и эксплуатации электрооборудования (ПРЦЭиЭ); - цех по ремонту и эксплуатации наземного оборудования (ПРЦЭО); - цех паротеплового воздействия на пласт (ЦПТВ); - участок водоснабжения; - массив Кокжиде.
Размер нормативной санитарно-защитной зоны (СЗЗ) принимается согласно приложения 1 к СанПиН Санитарно-эпидемиологические требования по установлению санитарно-защитной зоны производственных объектов, утвержденных приказом МЗ РК № 795 от 06.10.10 г. CЗЗ составляет 450 м.
2.3.Краткая характеристика технологии производства и технологического оборудования. Характеристика месторождения
Нефтегазодобывающее управление НГДУ Кенкиякнефть формирует свою деятельность на месторождених Кенкияк подсолевой и Кенкияк надсолевой.Главной задачей НГДУ Кенкиякнефть является добыча,подготовка и сбыт товарной нефти.
Подсолевое месторождение Кенкияк. На основе глубокого бурения,материалов сейсморазведки и пробной эксплуатации скважин утверждены суммарные геологические запасы нефти (категории С1+С2)по всей подсолевой части месторождения 152174 тонн из них запасы нефти по категории С1 -111176 тыс тонн. Плотность нефти среднекаменноугольных отложений варьирует от 820.3 до 848.9 кгм3,содержание серы -0.51 % масс. В растворенном газе среднекаменноугольной залежи содержание сероводорода -0.8 %. Плотность нефти нижнепермских отложений изменяется от 816.2 до 820.7 кгм3,содержание серы-0.34 % масс. В растворенном газе нижнепермской залежи содержание сероводорода отсутствует.
На нефтяном месторождении Кенкияк в разрезе выделяется 2 этажа нефтеносности, надсолевой и подсолевой. По надсолевой части месторождения с 1966 года разрабатываются залежи в мезозойских (меловых,юрских,триасовых) и верхнепермских отложениях. В 1971 году на площади Кенкияк в скважине П-88 получен промышленный приток нефти из подсолевых теригенных нижнепермских отложений ,это было открытием подсолевой части месторождения.
В начале мая 1979 года при испытании скважины № 107 получен фонтанный приток нефти из подсолевых карбонатных отложений башкирского яруса, что явилось открытием карбона подсолевой части месторождения .
Характеристика геологического строения. На месторождении Кенкияк бурением вскрыты отложения девонско-четвертичного возраста, толщиной 6000 м (снизу вверх),которые включают девонские,нижнекаменноугольные,сред некаменноугольные,нижнепермские,вер хнепермские, нижнетриасовые,юрские,меловые и четвертичные отложения.
Юрские ,нижнепермские и каменноугольные отложения являются основными нефтеносными этажами месторождения Кенкияк. [12]
Месторождение Кенкияк находится на территории Темирского района Актюбинской области в 220 м от г.Актобе.
Ближайшие населенные пункты - поселки Шубарши,Сорколь (в северной части в 60 м от северной границы СЗЗ),Кенкияк (в северо-западной части 1120 м от границы СЗЗ),Жагабулак (восточнее СЗЗ-20500 км).
В состав НГДУ Кенкиякнефть входят:
Цеха добычи нефти (ЦДН-1, ЦДН-2, ЦДНГ-3, ЦДНГ-4), занимающиеся добычей и внутрипромысловой транспортировкой нефти.
Цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН), занимающийся подготовкой и сдачей товарной нефти мр Кенкияк - надсолевой в магистральную сеть АО КазтрансОйл.
Цех подземного ремонта скважин (ЦПРС), занимающийся подземным ремонтом скважин, обеспечивающий бесперебойную работу нефтяных, нагнетательных и других технологических скважин.
Цех паротеплового воздействия (ЦПТВ), занимающийся обеспечением теплоносителем для теплового воздействия на пласт надсолевого комплекса.
Состав объектов и сооружений на разработке месторождения:
1. Система сбора на промысле (добывающие скважины, замерные установки, нефтегазосборные трубопроводы);
2. Системы первичной подготовки и транспортировки (оборудование ДНС подсолевой, внешний нефтегазовый коллектор, оборудование УПН подсолевой);
3. Вспомогательные системы транспортировки (нефтепровод, дополнительное оборудование на УПН подсолевой);
4. Системы энергоснабжения и освещения (ЛЭП, понижающие подстанции, трансформаторы, электрораспределительные пункты, силовые кабели, осветительные мачты и приборы, газопровод и другое электрооборудование);
5. Системы автоматического контроля и управления (оборудование центрального пункта управления, КИПиА, датчики и газоанализаторы, кабели и другое);
6. Системы пожаротушения (резервуары, сеть пожарного водоснабжения, оборудование и инвентарь для пожаротушения и сигнализации);
7. Системы связи (радиомачты, кабели связи, рации и другое оборудование).
Система сбора продукции скважин. Подготовка продукции скважин подсолевых залежей месторождения Кенкияк осуществляется на ЖНГК. Нефть и попутный газ каждой скважины транспортируется по отдельной трубе до автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ). АГЗУ используется для сбора и учета нефти и газа залежи карбона внутри месторождения, через АГЗУ продукция поступает на станцию перекачки среднего давления, далее на ЖГПЗ. Нефть и газ нижнепермских отложений направляется в коллектор низкого давления станции перекачки, где происходит нефтегазовая сепарация. Отсепарированный газ широко используется на месторождении в качестве топлива, а нефть перекачивается на центральную станцию транспорта месторождения Кенкияк. Добытая нефть после предварительной подготовки (стабилизация давления и усреднения состава) перекачивается на головную станцию сбора и транспортировки месторождения Кенкияк.
Выкидные линии. Общая протяжённость нефтегазосборных (выкидных) линий от скважин до замерных установок (ЗУ) составляет 85,606 км.
Замерные установки.
Предусмотрено использование девяти блочных замерных установок (ЗУ) мощностью переработки 500 тсутки, к каждой из которых будет подключено за весь период ОПР от 2 до 11 скважин.
АГЗУ позволяет одновременно контролировать сбор нефти из каменноугольной и нижнепермской залежей, внутри которой установлены две манифольдные линии, один сепаратор и оборудование для подачи ингибитора коррозии.
Нефтесборные трубопроводы. Высота над земной поверхностью нефтесборных линий составляет около 1,8 м. но не менее 0,3 м, на линиях установлена теплоизоляция. Обшивка из оцинкованной листовой жести.
Подготовка нефти и газа. В дожимную станцию Кенкияк подсолевой, нефтегазожидкостная смесь поступает из 55 нефтяных скважин пермской и каменноугольной залежей. ДНС подсолевая располагается между 3 замерными установками и вблизи существующей ДНС. Производительность ДНС подсолевой 1 500 тыс.тгод (по нефти). Площадка ДНС подсолевой разделена на три сектора:
1. Сектор сепарации нефти и газа;
2. Сектор хранения нефти;
3. Вспомогательный и административный сектор.
Сектора на местности располагаются в соответствии с технологическим процессом. Что позволяет сократить процесс и уменьшить сеть технологических трубопроводов и занимаемую площадь. Общая площадь ДНС подсолевой - 10 170 м2.
Сектор сепарации нефти и газа находится в средней части станции (ближе к востоку). Сектор хранения нефти - в юго-западной части, а вспомогатльный сектор на севере ДНС. Площадка под оборудование факельной системы располагается на северо-востоке от площадки ДНС подсолевой.
С ДНС подсолевой нефть и газ среднего давления поступает в сборный нефтепровод, который транспортирует нефть на Жанажольский газоперерабатывающий завод (ЖГПЗ-3) для дальнейшей переработки.
Внешняя транспортировка нефти и газа. Протяженность нефтепроводов между ДНС подсолевой (от станции перекачки среднего давления подсолевых залежей) и головной станцией транспорта надсолевого месторождения Кенкияк составляет 11,2 км. Проектное рабочее давление для транспорта нефти составляет 1,5 Мпа, температура - 300°С. Пропускная способность трубопровода для нефти составляет 1,5 млн. тгод. Одновременно будут монтироваться установки учета при приеме и передачи нефти на головную станцию транспорта надсолевого месторождения Кенкияк. Предусмотрен 1 переход под дном реки Темир с учетом всех необходимых Урало-Каспийского БВУ.
Протяженность нефтегазового коллектора между ДНС подсолевой и ЖГПЗ 42,3 км. Давление на входе в трубопровод составляет - 2,8 Мпа, на выходе - 1,6 Мпа. Пропускная способность трубопровода для нефти составляет 1,5 млн. тгод, газа - 420 млн. м3год.
Нефтегазовая смесь низкого давления из скважин разрабатываемых участков на замерные установки, а далее поступает на ДНС подсолевую для сепарации. В процессе сепарации отделившийся (попутный) газ далее поступает в факельную систему. Факел работает во время сепарации нефти в период аварийной ситуации при невозможности транспортировки на ЖНГК.
Нефть из сепаратора, перекачивающими насосами поступает в ДНС для поднятия давления, далее нефть транспортируется на существующую УПН.
В процессе работы могут возникнуть нерегламентные ситуации, такие как:
1. Жанажольский нефтеперерабатывающий завод не сможет принять нефть с Кенкияка подсолевого, в этом случае нефть будет направлена на подсолевую существующую УПН Кенкияк;
2. Остановка транспорта нефти и газа. Тогда в этом случае нефть будет поступать в резервуар, объемом 50 000 куб.м., который установлен на территории ДНС. Попутный газ сжигается на факельных установках ДНС подсолевой.
2.4.Характеристика предприятия как источника загрязнения атмосферы
Виды воздействия на окружающую среду:
-выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух; -загрязнение водных ресурсов; -загрязнение почв нефтепродуктами; - образование и размещение отходов.
Виды работ, при которых происходит воздействие на окружающую среду:
-разработка, добыча, подготовка и транспорт нефти и газа; -погрузочно-разгрузочные работы; -движение спецтехники по территории; -отопление от собственных котельных; -работа очистных сооружений, полигонов и накопителей.
Основные источники
Основными источниками,дающими наибольший вклад в уровень загрязнения атмосферного воздуха при работе технологических объектов месторождения Кенкияк в регламентированном (штатном) режиме технологическом являются дымовые трубы парогенераторов насосоных станций (ПНС-1,ПНС-2),дымовые трубы пароперегревателей ЗПП,трубы ГП компрессоров ДНС (дожимной насосоной станции)
Основными загрязнителями атмосферного воздуха,образование которых непосредственно связано с функционированием промышленного комплекса являются меркаптаны,диоксид серы,диоксид азота. Выбросы в атмосферу осуществляют 43 организованных и 42 неорганизованных источников.
Наименование загрязняющих веществ
Норма ПДК м.р. мгм3
Класс опасности
Азот диоксид
0.2
III
Азот оксид
0.4
III
Сера диоксид
0.125
Сероводород
0.008
II
Смесь при. Меркаптанов
0.00005
Углерод оксид
5.0
IV
Углеводороды
1.0
Сажа
5.0
Формальдегид
0.003
II
Другим важнейшим показателем, характеризующим уровень загрязнения атмосферного воздуха, является предельно допустимый выброс (ПДВ). В отличие от ПДК, ПДВ является научно-техническим нормативом. Его измеряют во времени и устанавливают для каждого источника организованного выброса исходя из условия, что выброс вредных веществ данным источником и совокупностью источников района (с учетом перспективы развития промышленных предприятий и рассеивания вредных веществ в атмосфере) не создает приземной концентрации, превышающей ПДК для атмосферного воздуха.
- Параметры выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
дымовые трубы парогенераторов насосоных станций (ПНС-1,ПНС-2),дымовые трубы пароперегревателей ЗПП,трубы ГП компрессоров ДНС (дожимной насосоной станции)
Характеристика выбросов ЗВ в атмосферу от основных источников на нефтяном месторождении
Источник
Выделяющееся вредное вещество
Парогенераторы насосных станций (ПНС-1,(ПНС-2) дымовые трубы
Азота оксид
Сера диоксид
Углерод оксид
Азота диоксид
Пароперегреватели ЗПП (дымовые трубы)
Азота оксид
Сера диоксид
Углерод оксид
Азота диоксид
Трубы ГПП компрессоров ДНС (дожимная насосная станция)
Норматив предельно допустимого выброса вредных (загрязняющих) веществ в атмосферу (ПДВ) устанавливается для каждого источника загрязнения атмосферы при условии, что выбросы вредных веществ от данного источника и от совокупности источников города или другого населенного пункта, с учетом перспективы развития предприятия и рассеивания вредных веществ в атмосфере, не создадут приземную концентрацию, превышающую их предельно допустимые концентрации (ПДК) на границах санитарно-защитных зон и населенных пунктов.
3.Химическое загрязнение природной среды при добыче углеводородного сырья
3.1. Углеводороды как загрязнитель природной среды
В нефти установлено более 450 индивидуальных соединений, основными из которых являются углеводороды, составляющие 90-95 % массы нефти. Число углеродных атомов в углеводородах нефти колеблется от 1 до 60. В целом химический состав нефти определяется районом добычи и характеризуется следующими данными: углерод - 84-85 %; водород - 12 ч-14 %; кислород -0,14-0,3 %; азот - 0,02 -н 1,7 %; сера - 0,01 -г 5,5 %. Важными характеристиками нефти являются содержание серы, температура застывания масляной фракции и содержание парафина. По этим признакам выделяют нефти:
- малосернистые (до 0,5 об. % серы), сернистые (0,51 -=-2,0 об. % серы) и высокосернистые (более 2,0 об. % серы);
- застывающие при температуре - 16 °С и ниже, при -15 °С - +20 °С, выше 20 °С;
- малопарафинистые (не более 1,5 об. % парафина), парафинистые (1,51-6 об. % парафина) и высокопарафинистые (более 6 об. % парафина).
В состав нефти входят следующие углеводороды.
Алканы, или парафины (15-55 % масс, в нефти), подразделяются на n-алканы (прямая цепь атомов углерода) и изоалканы (разветвленная цепь); общая формула - СпН2п + 2. Растворимость в воде n-алканов С2- С36 весьма незначительна - от 0,008 до 0,0018 мгл ; -алканы с числом атомов в молекуле выше 12 находятся в воде при t - 20-25° в форме агрегатов из нескольких молекул.
Низшие нефтяные углеводороды до бутана - газообразные, входят в состав природного газа и растворены в нефти. Углеводороды с = 5н-17- жидкости с характерным "бензиновым" запахом; высшие углеводороды (п 17) - твердые вещества.
Содержание твердых метановых углеводородов (парафина) в нефти (от весьма незначительных величин до 15-20 %) - важная характеристика при изучении нефтяных разливов на почвах. Твердый парафин не токсичен для живых организмов, однако в условиях земной поверхности он переходит в твердое состояние, лишая нефть подвижности вследствие высоких температур застывания (+18 °С и выше) и растворимости в нефти (при +40 °С). Твердый парафин очень тяжело разрушается, с трудом окисляется на воздухе, препятствует свободному влагообмену и дыханию, надолго "запечатывая" поры почвенного покрова, что приводит к полной деградации биоценоза.
Циклоалканы (30-55 % масс.) - нафтеновые углеводороды (нафтены) с общей формулой СnН2n; входят в состав всех типов нефти, присутствуют во всех нефтяных фракциях. В наибольших количествах в нефти присутствуют метилциклогексан, циклогексан, метилциклопентан.
Циклические углеводороды с насыщенными связями окисляются очень труд-но, а их биодеградация затрудняется из-за их малой растворимости и отсутствия функциональных групп. Биодеградация полярных циклоалканов идет гораздо легче, поскольку многие штаммы микроорганизмов растут на углеводородах с функциональными группами.
Основные продукты окисления нафтеновых углеводородов - кислоты; частично в ходе процесса уплотнения кислых продуктов могут образовываться продукты окислительной конденсации (вторичные смолы и незначительное количество асфальтенов).
Общее содержание нафтеновых углеводородов в нефти изменяется в среднем от 35 до 60 %. Кольца молекул могут быть как 5-, так и 6-членными, причем последние составляют не более 10 % всех нафтеновых углеводородов. На долю молекул с одним-двумя кольцами приходится 10-60 % всех нафтенов. О токсичности нафтенов сведения практически отсутствуют.
Ароматические углеводороды (5-55 % масс.) - непредельные циклические соединения ряда бензола с общей формулой СпН2п^6, где n 6. Ароматические углеводороды обладают повышенной устойчивостью структуры и более инертны к химическому окислению, чем алканы; хорошо растворимы в воде. Это наиболее токсичные компоненты нефти: при концентрации 1 % в воде они уби-вают все водные низшие растения. При содержании в нефти 38 % ароматических углеводородов значительно угнетается рост высших растений. С увеличением ароматичности нефти ее гербицидная активность увеличивается [13]
Асфальтены и смолы (2-15 % масс.) - гетероциклические и алифатические соединения (5-8 циклов), высокомолекулярные неуглеводородные компоненты нефти. Крупные фрагменты молекул асфальтенов и смол связаны между собой мостиками, содержащими метиленовые группы и гетероатомные структуры с атомами S, О, N в функциональных группах: карбонильной, карбоксильной и меркаптогруппе. В составе нефти они играют важнейшую роль, определяя во многом ее физические свойства и химическую активность. Смолы - вязкие, мазеподобные вещества; асфальтены - твердые вещества, нерастворимые в низкомолекулярных углеводородах. По содержанию смол и асфальтенов нефти подразделяются на:
- малосмолистые, от 1-2 до 10 % смол и асфальтенов при доле асфальтенов 7-10 %;
- смолистые, 10-20 %, доля асфальтенов 15-20 %;
- высокосмолистые, 20-40 %, доля асфальтенов 17-40 %.
Смолы и асфальтены содержат основную часть микроэлементов нефти, в том числе почти все металлы. Общее содержание микроэлементов в нефти сотые, десятые доли процента.
Токсичность органической части смол и асфальтенов изучена недостаточно. Предполагается наличие связи между степенью ароматичности и конденсированности полициклических углеводородов, смол, асфальтенов нефти и нефтепродуктов ее переработки и канцерогенностью. Высокая канцерогенность характерна только для высокотемпературных продуктов пиролиза, коксования, крекинга. В продуктах, получаемых в процессах каталитического гидрирования, она резко снижается или исчезает. Смолистые вещества активно присоединяют элементарный кислород. На воздухе быстро происходит загустение смолистой нефти, она теряет подвижность. В случае если нефть просачивается сверху, ее смолисто-асфальтеновые компоненты сорбируются главным образом в верхнем, гумусовом горизонте, иногда прочно цементируя его. В результате уменьшается поровое пространство почв. Смолисто-асфальтеновые компоненты гидрофобны, вследствие чего, обволакивая корни растений, они резко ухудшают поступление к ним влаги. Асфальтены и смолы малодоступны микроорганизмам, процесс их метаболизма идет медленно, иногда десятки лет.
Олефины - ненасыщенные (двойная связь -С=С-) нециклические соединения; общая формула СпН2п. При нормальных условиях олефины С3 и С4 -газы; С5-Св - жидкости, высшие олефины - твердые вещества. Эти соедине-ния почти не присутствуют в сырой нефти, но являются основным продуктом ее крекинга. В воде практически нерастворимы.
Компоненты нефти растворяются в воде пропорционально индивидуальной растворимости в ней и их содержанию в нефти.
К нефтепродуктам относятся различные углеводородные фракции, получаемые из нефтей. Понятие "нефтепродукты" трактуется в двух значениях -техническом и аналитическом. В техническом значении это товарные сырые нефти, прошедшие первичную подготовку на промысле, и продукты переработки нефти, использующиеся в различных видах хозяйственной деятельности (авиационные и автомобильные бензины, реактивные, тракторные, освети-тельные керосины, дизельное и котельное топливо, мазуты, растворители, смазочные масла, гудроны, нефтяные битумы, парафин, нефтяной кокс, при-садки, нефтяные кислоты и др.). В аналитическом понимании нефтепродукты - это неполярные и малополярные соединения, растворимые в гексане. Под аналитическое определение подпадают практически все растворители и смазочные масла, топливо, но не подпадают тяжелые смолы и асфальтены нефтей и битумов, ряд других.
Характер миграции техногенных потерь нефтей и нефтепродуктов в вод-ных средах (поверхностные и подземные воды), в геологической среде и в воздушных средах определяется физическими и физико-химическими свойствами теряемых нефтей или нефтепродуктов, т.е. плотностью, вязкостью, температурой кипения, водорастворимостью и сорбируемостью породами. Первые три свойства определяются компонентным составом; температура ки-пения напрямую зависит от молекулярной массы и определяет способность компонентов нефтей и нефтепродуктов улетучиваться (испаряться).
Так, нефтепродукты, содержащие значительное количество углеводородов с низкой температурой кипения (например, бензины), сравнительно легко испаряются с поверхности загрязненных грунтовых вод и образуют в зоне аэрации газовые ореолы.
В определенном соотношении с воздухом ряд летучих нефтепродуктов образуют взрывоопасную смесь. Максимальное и минимальное содержание паров нефтепродуктов в смеси с воздухом, при котором возможен взрыв при внесении в эту смесь высокотемпературного источника, называется соответственно верхним и нижним пределами взрываемости, а интервал между ними - зоной взрываемости.
Большое значение имеет температура вспышки нефтепродукта - температура, при которой пары нефтепродукта образуют с окружающим воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени. По температуре вспышки определяется степень опасности нефтепродукта:
- температура вспышки 45 °С и ниже - взрывоопасные (легковоспламеняющиеся),
- температура вспышки выше 45 °С - пожароопасные (горючие).
Нефти и нефтепродукты относятся к диэлектрикам и обладают высоким электрическим сопротивлением. При движении по трубопроводам, насосам, арматуре от трения частиц горючего на стенках труб и корпусах возможно образование зарядов статического электричества с разностью потенциалов до 30-40 кВ, что может приводить к воспламенению.
Взаимодействие нефти и нефтепродуктов с грунтами, микроорганизмами, растениями, поверхностными и подземными водами зависит от типов нефтей и нефтепродуктов.
Легкая фракция нефти, включающая низкомолекулярные метановые (алканы), нафтеновые (циклопарафины) и ароматические углеводороды, - наиболее подвижная ее часть. Большую часть легкой фракции составляют метановые углеводороды (алканы). На долю нормальных (неразветвленных) алканов приходится в этой фракции 50-70 %.
Метановые углеводороды легкой фракции, присутствующие в загрязненных почвах, водной и воздушной сферах, оказывают наркотическое и токсическое действие на живые организмы. Особенно быстро действуют нормальные алканы с короткой углеродной цепью, которые лучше растворимы в воде, легко проникают в клетки организмов через мембраны, дезорганизуют цитоплазменные мембраны организмов. Большинство микроорганизмов не ассимилируют нормальные алканы, содержащие в цепочке менее 9 атомов углерода, хотя могут их окислить.
Легкая фракция способна оказывать сильное токсическое действие на микробные сообщества и почвенных животных. Она мигрирует по почвенному профилю и водоносным горизонтам, расширяя, иногда значительно, ореол первоначального загрязнения. На поверхности углеводороды легкой фракции в первую очередь подвергаются физико-химическим процессам разложения и наиболее быстро перерабатываются микроорганизмами.
... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Казахский национальный университет им. аль-Фараби
Сактаганова Назия Абаевна
АНАЛИЗ СИСТЕМЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ЭКОЛОГИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ АО СНПС-АКТОБЕМУНАЙГАЗ
ДИПЛОМНАЯ РАБОТА
специальность 5В060800 - Экология
Алматы 2015
Министерство образования и науки Республики Казахстан
Казахский национальный университет им. аль-Фараби
Допущена к защите
к.г.н., доцент, заведующей кафедрой Базарбаева Т.А.
ДИПЛОМНАЯ РАБОТА
На тему: АНАЛИЗ СИСТЕМЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ЭКОЛОГИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ АО СНПС-АКТОБЕМУНАЙГАЗ
по специальности 5В060800 - Экология
Выполнил Сактаганова Н.А.
Научные руководители
д.т.н., проф. Минжанова Г.М.
Нормоконтролер,
к.т.н., ст. преподаватель О.А. Зубова
Алматы, 2015
ТҮЙІНДЕМЕ
Диплом жұмысы ____ беттен, ___суреттен, ____ кестеден, ___ әдебиет көздерінен тұрады.
Түйін сөздер: ___________________.
Жұмыстың мақсаты: ________________.
Жұмыстың міндеттері: _____________________.
Зерттеу әдістері: ___________________________.
Алынған нәтижелер:
Практикалық қолдануы.
РЕФЕРАТ
Дипломная работа изложена на _______ страницах и состоит из __рисунков, ___ таблиц и содержит ____ список используемой литературы.
Ключевые слова: производственный экологический контроль,
Цель работы: изучить и проанализировать систему производственного экологического контроля (ПЭК) на предприятии.
Задачи исследования:
1.проанализировать существующую систему производственного экологического контроля на данном предприятии
2.установить соответствие экологическим требованиям законодательства РК.
3.определить воздействие объектов предприятия на компоненты ОС.
4.предложить рекомендации для снижения уровня воздействия на компоненты окружающей природной среды
Методы исследования: методы анализа и расчетные методы определения загрязнения атмосферного воздуха,водных и почвенных ресурсов .
Полученные результаты: предприятие оказывает незначительное влияние на компоненты ОС,соблюдает требования экологического законодательства в области управления природопользованием.
Практическое использование. Результаты дипломной работы могут быть использованы для оценки деятельности предприятия в области охраны ОС.
ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
ПЭК-производственный экологический контроль
СЗЗ- санитарно-защитная зона
ПДК- предельно-допустимая концетрация
ПДВ- предельно-допустимый выброс
НГДУ-нефтегазодобывающее управление
Cm -максимальное значение приземной концентрации вредного вещества
ИЗВ-индекс загрязнения воды
Содержание
Введение
1.Обзор литературы
1.1.Определение и функции экологического контроля
1.2.Цели и задачи производственного экологического контроля
1.3. Законодательно - нормативная база, регламентирующая ПЭК.
2 .Общие сведения о предприятии.
2.1. Природно-климатическая характеристика района расположения предприятия
2.2.Характеристика предприятия.
2.3.Характеристика технологии производства и технологического оборудования
2.4.Характеристика предприятия, как источника загрязнения окружающей природной среды
3. Химическое загрязнение природной среды при добыче углеводородного сырья
3.1.
3.2. Прочие химические вещества-загрязнители
4. Система производственного экологического контроля (ПЭК) на предприятии
4.1.Порядок организации и проведения ПЭК на предприятии .
4.2.Виды мониторинговых работ,выполняемых в рамках ПЭК на предприятии.
5.Методы и расчеты.
5.1.Определение размеров СЗЗ
5.2. Расчет загрязнения атмосферы.
5.3.Оценка качества воды.
5.4.Оценка загрязненности почв.
5.5.Результаты и обсуждение.
6. Природоохранные мероприятия и рекомендации по предотвращению ущерба окружающей среде
Заключение
Приложение.
Введение
Природоохранные проблемы сопровождают любую деятельность человека, и тем более такие ресурсоемкие работы, как добыча нефти. Поэтому в последние годы уделяется серьезное внимание экологической составляющей деятельности нефтяных компаний, которая вполне оправдана современными тенденциями экологизации производств.Использование природных ресурсов является постоянным источником загрязнения окружающей среды и угроза здоровью и экологическому благополучию населения. Актюбинская область относится к индустриально-развитым регионам страны. На всех крупных предприятиях Актюбинской области, на основании ст. 128-134 Экологического Кодекса Республики Казахстан, введена система производственного экологического контроля (ПЭК). Система ПЭК позволяет получить объективные данные о параметрах производственных процессов, производственных факторах воздействия на компоненты ОС и изменений состояния окружающей среды под воздействием хозяйственной деятельности, а также предупредить негативное влияние на здоровье человека. В данной работе будет рассмотрена система ПЭК в соответствии с экологическим законодательством РК предприятия НГДУ "Кенкиякнефть" АО "СНПС-Актобемунайгаз" будет сделан анализ имеющейся системы, изучено воздействие объектов филиала на компоненты ОС, предложены природоохранные мероприятия .
Актуальность: Вопросы организации управления в области охраны природы и природопользования являются чрезвычайно актуальными для современного развития Республики Казахстан. Производственный экологический контроль является одним из основных функций управления природопользованием и охраны окружающей среды.Анализ системы экологического контроля необходимо для принятия своевременных мер по предотвращению, сокращению и ликвидации загрязняющего воздействия предприятия на окружающую среду.
Цель: изучить и проанализировать систему производственного экологического контроля (ПЭК) на предприятии.
Объект исследования: предприятие НГДУ "Кенкиякнефть" АО "СНПС-Актобемунайгаз"
Предмет : производственный экологический контроль на предприятии
Задачи: изучить систему производственного экологического контроля на предприятии установить соответствие экологическим требованиям законодательства РК определить воздействие объектов предприятия на компоненты ОС предложить рекомендации для снижения уровня негативного воздействия
1.Обзор литературы
1.1.Определение экологического контроля
Важнейшим элементом экологического управления являются функции, представляющие собой деятельность по обеспечению охраны окружающей среды. Так, М.М. Бринчук к функциям управления природопользованием и охране окружающей среды относит: создание системы органов управления; подзаконное нормотворчество; координацию деятельности по управлению природопользованием и охране окружающей среды; управление природными ресурсами; экологическое планирование; экологическое нормирование; экологическую экспертизу; экологическое лицензирование; экологический аудит; экологический мониторинг; экологический контроль .[1]
Термин экологический контроль достаточно часто употребляется в законодательстве, научной литературе, в практической сфере деятельности. Контроль - категория административного права. Д.Н. Бахрах отмечает, что контроль является одним из специальных средств обеспечения законности в государстве. [2] Существует несколько определений экологического контроля. В.В. Петров определяет экологический контроль как проверку соблюдения предприятиями, учреждениями, организациями, т.е. всеми хозяйствующими субъектами и гражданами требований по охране окружающей среды и обеспечению экологической безопасности общества. [3]
Б.В. Ерофеев, считает, что экологический контроль это способ организационно-правового обеспечения рационального экологопользования и сохранности экологической системы, представляющий собой активное вмешательство по фактам выявленных отклонений на предмет их устранения. [4].
По мнению С.А. Боголюбова, экологический контроль является важным звеном организационно-правового механизма охраны окружающей среды. В задачи экологического контроля входят наблюдение за состоянием и изменениями окружающей среды, проверка соблюдения требований экологического законодательства и нормативов качества окружающей среды, выполнения мероприятий по рациональному использованию природных ресурсов и оздоровлению окружающей среды.[5]
Д.Л.Байдельдинов считает,что экологический контроль можно понимать и в "широком смысле" (когда речь идет о соблюдении экологической безопасности общества)и в "узком смысле"-как проверка исполнения экологических норм и требований действующего законодательства,с целью предотвращения вредных воздействий на окружающую среду,ее объекты, жизнь и здоровье человека.[6] Данное определение включает в себя ряд самостоятельных функций-мониторинг,надзор.
О.И.Крассов считает, что для обеспечения эффективного контроля в области охраны окружающей среды, безусловно, необходимы те сведения ,которые выявляются в процессе осуществления экологического мониторинга. Однако результаты экологического мониторинга не имеют юридического значения в отличие от результатов экологического контроля. Экологический мониторинг и контроль в сфере охраны окружающей среды - это разные функции управления ,имеющие различные задачи и цели, однако теснейшим образом взаимосвязанные.[7]
1.2.Цели и задачи производственного экологического контроля
Производственный экологический контроль - система мер, осуществляемых природопользователем для наблюдения за состоянием окружающей среды и ее изменениями под влиянием хозяйственной или иной деятельности, проверку выполнения планов и мероприятий по охране и оздоровлению окружающей среды, воспроизводству и рациональному использованию природных ресурсов, соблюдение законодательства об охране ОС, нормативов ее качества и экологических требований.
Задачей производственного экологического контроля является получение объективных данных о параметрах производственных процессов, производственных факторах воздействия на компоненты окружающей среды и изменений состояния окружающей среды под воздействием хозяйственной деятельности.
Оценка изменений состояния конкретных природных объектов проводится на основании сравнения данных регулярных наблюдений за параметрами компонентов окружающей среды и нормативных показателей.
Согласно Экологическому кодексу ПЭК имеет следующие цели: 1) получение информации для принятия решений в отношении экологической политики природопользователя, целевых показателей качества окружающей среды (ОС) и инструментов регулирования производственных процессов, потенциально оказывающих воздействие на ОС; 2) обеспечение соблюдения требований экологического законодательства РК; 3) сведение к минимуму воздействия производственных процессов на ОС и здоровье человека; 4) оперативное упреждающее реагирование на внештатные ситуации; 5) повышение уровня соответствия экологическим требованиям; 6) повышение производственной и экологической эффективности системы управления охраной окружающей среды.[8]
Осуществление ПЭК является обязательным условием специального природопользования
1.3. Законодательно - нормативная база, регламентирующая ПЭК
Экологический кодекс РК, 2007. Кодекс регулирует отношения в области охраны окружающей среды при осуществлении хозяйственной и иной деятельности, связанной с воздействием на окружающую среду, в пределах территории Республики Казахстан:
Статья 128 Назначение и цели производственного экологического контроля определяет обязанность природопользователей осуществлять производственный экологический контроль;
Статья 132 Виды и организация проведения производственного мониторинга предусматривает в рамках производственного экологического контроля выполнение операционного мониторинга, мониторинга эмиссий в окружающую среду и мониторинга воздействия;
Закон Республики Казахстан О недрах и недропользовании (от 25.06.2010). Базовые положения этого документа содержат требования в области охраны окружающей среды. Правительственные постановления, выпущенные в развитие Закона, регулируют проведение операций по недропользованию в целях обеспечения защиты природных ресурсов, рационального использования и охраны недр Республики Казахстан.
Кодекс Республики Казахстан О здоровье народа и системе здравоохранения от 18.09.2009 г. № 193. Основные положения этого документа содержат требования в области охраны здоровья населения и улучшения экологической обстановки в районах крупных промышленных производств. В нем также установлены основные принципы санитарно-гигиенического нормирования, санитарно-эпидемиологической экспертизы, организации и проведения санитарно-эпидемиологических мероприятий.
Водный кодекс Республики Казахстан, который дает определение водного фонда. Статья 112 Мониторинг вод устанавливает требования к организации системы наблюдений за состоянием вод, своевременному выявлению изменений, предупреждению и устранению негативных процессов.
Земельный кодекс Республики Казахстан, 2003. Земельным кодексом регулируются земельные отношения в Республике Казахстан, включая обеспечение рационального использования и охраны земель, воспроизводство плодородия почв, сохранение и улучшение природной среды. Раздел 4 полностью посвящен вопросам охраны земель, государственному контролю, землеустройству, мониторингу и земельному кадастру. Пункт 1 статьи 140 определяет обязанности собственников земельных участков и землепользователей по охране земель. В статьях 159-162 даются определение мониторинга земель, его задачи, методы получения и использования информации.
Постановление Правительства Республики Казахстан от 19 сентября 2003 года №956 Об утверждении Правил ведения мониторинга земель и пользования его данными в Республике Казахстан, определяющего объекты мониторинга земель, его структуру и содержание, порядок ведения и использования информации
ГОСТ Р 56062-2014
Производственный экологический контроль. Общие положения
Устанавливает общие требования к организации и осуществлению производственного экологического контроля (кроме радиационного контроля) субъектами хозяйственной и иной деятельности.
2 .Общие сведения о предприятии
2.1.Природно-климатическая характеристика района расположения предприятия
Климат района характеризуется холодной зимой и продолжительным, сухим, жарким летом. Средняя температура воздуха в январе уменьшается в направлении с север северо-восток (-1,0 °С). Абсолютный минимум температуры воздуха (годовой) составляет -48 °С. Среднемесячная температура воздуха в январе (-14,4 °С) .Средняя температура воздуха в июле равномерна и составляет (+31,3 °С).
Абсолютный максимум составляет (+43 °С), в восточной части - (+47 °С). Весна с переходом средней суточной температуры воздуха через (+5 °С) начинается на юге области с 10-15 апреля, на севере - с 10-15 мая. Заморозки могут отмечаться до начала мая. Самая поздняя дата регистрации заморозка 2 июля. Средняя продолжительность безморозного периода 141 день, максимальная - 190 дней. Осень, соответственно, на юге области наступает позднее 1 ноября, на севере области - с 10 по 20 октября. Максимальная глубина промерзания почвы 180 см [9]
Продолжительность периода со среднесуточной температурой воздуха выше +8°С и менее составляет на большей части территории Актюбинской области 203 дня в году [9] Для климата района характерна интенсивная ветровая деятельность. Среднегодовая скорость ветров составляет 5,0 мсек. В холодный период года преобладают ветры южных направлений (Ю. ЮЗ. ЮВ), в теплое время возрастает интенсивность ветров северных румбов.
Максимальная глубина сезонного промерзания почвы до 270 см.
К положительным чертам климатических особенностей местности следует отнести высокую степень турбулентности в приземном слое атмосферы и низкую повторяемость инверсий температуры воздуха, приводящих к интенсивному рассеиванию вредных выбросов в атмосфере.
Отрицательной чертой климата является малое количество осадков в теплый период года, что снимает возможность выноса вредных веществ из воздуха атмосферной влагой.
Территория района проведения работ представляет собой пологоволнистую равнину с абсолютными отметками 140-290 м, убывающими с северо-востока на юго-запад. Равнина сформирована по терригенно-карбонатным и терригенным породам маастрихта, кампана и верхнего Альба. В пределах равнины выделяется несколько поверхностей выравнивания, имеющих различный гипсометрический уровень. Самая верхняя из них так называемое маастрихтское плато, имеет гипсометрические отметки порядка 220-260 м, в восточной и северо-восточной части территории и 200-230 м на юго-востоке.
Рельефообразующими породами являются мергели и мергелистые глины с редкими прослоями песчаников на глинисто-карбонатном цементе. Это довольно плотные породы, сравнительно устойчивые к денудационным процессам. Вторая поверхность выравнивания с отметками порядка 170-200 м сформирована преимущественно по плотным водоупорным глинам кампана. Участки этой поверхности занимают достаточно большую площадь в пределах района и выделяются в его центральной части, а также на севере и западе района. В восточной части наблюдается платообразные возвышенные участки сравнительно небольшой высоты, представленные останцовыми формами рельефа, сформированного по капским глинам.
Естественная растительность представлена в основной песчаной полынью, в пойме реки Темирлуговые злаки, из-за сильной засоленности поймы- солянки. Почвообразующими породами пойменной части являются аллювиальные отложения, породы засолены, что способствует формированию солончаков и солонцов. На возвышенных участках - супеси и пески, из-за ярко выраженной засушливости климата, быстрого нарастания тепла, повышенных скоростей ветра наблюдается быстрое иссушение почв и выгорание растительности. [10]
2.2.Характеристика предприятия АО "СНПС-Актобемунайгаз" НГДУ "Кенкиякнефть"
АО СНПС-Актобемунайгаз является одним из крупнейших предприятий Актюбинской области.Основной деятельностью предприятия является: - разработка месторождений, предоставление инженерно-технических услуг нефтяным предприятиям; - добыча нефти и газа; - капитальный ремонт разведочных, эксплуатационных и других скважин; - подготовка буровых площадок; - испытание нефтяных и нагнетательных скважин; - переработка углеводородного сырья (отделение и очистка нефти и газа)[11]
Нефтегазодобывающее управление Кенкиякнефть (НГДУ КН) является одним из структурных подразделений АО СНПС-АМГ Нефтегазодобывающее управление Кенкиякнефть формирует свою деятельность на месторождениях Кенкияк подсолевой, Кенкияк надсолевой. Нефтегазоконденсатное месторождение Кенкияк находится в Темирском районе Актюбинской области РК в 220 км к юго-востоку от г. Актобе.Главной задачей НГДУ Кенкиякнефть является добыча, подготовка и сдача товарной нефти.Ближайшими населенными пунктами являются поселки Кенкияк, Соркуль, Кумсай расположенные к северу от месторождения. От крайней нефтедобывающей скважины до п.Соркуль 800 м.
В состав действующих производственных подразделений НГДУ Кенкиякнефть входят:
- цех добычи нефти (ЦДН) №№ 1,2,3;4; - цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН) - цех подземного ремонта скважин (ЦПРС); - цех по ремонту и эксплуатации электрооборудования (ПРЦЭиЭ); - цех по ремонту и эксплуатации наземного оборудования (ПРЦЭО); - цех паротеплового воздействия на пласт (ЦПТВ); - участок водоснабжения; - массив Кокжиде.
Размер нормативной санитарно-защитной зоны (СЗЗ) принимается согласно приложения 1 к СанПиН Санитарно-эпидемиологические требования по установлению санитарно-защитной зоны производственных объектов, утвержденных приказом МЗ РК № 795 от 06.10.10 г. CЗЗ составляет 450 м.
2.3.Краткая характеристика технологии производства и технологического оборудования. Характеристика месторождения
Нефтегазодобывающее управление НГДУ Кенкиякнефть формирует свою деятельность на месторождених Кенкияк подсолевой и Кенкияк надсолевой.Главной задачей НГДУ Кенкиякнефть является добыча,подготовка и сбыт товарной нефти.
Подсолевое месторождение Кенкияк. На основе глубокого бурения,материалов сейсморазведки и пробной эксплуатации скважин утверждены суммарные геологические запасы нефти (категории С1+С2)по всей подсолевой части месторождения 152174 тонн из них запасы нефти по категории С1 -111176 тыс тонн. Плотность нефти среднекаменноугольных отложений варьирует от 820.3 до 848.9 кгм3,содержание серы -0.51 % масс. В растворенном газе среднекаменноугольной залежи содержание сероводорода -0.8 %. Плотность нефти нижнепермских отложений изменяется от 816.2 до 820.7 кгм3,содержание серы-0.34 % масс. В растворенном газе нижнепермской залежи содержание сероводорода отсутствует.
На нефтяном месторождении Кенкияк в разрезе выделяется 2 этажа нефтеносности, надсолевой и подсолевой. По надсолевой части месторождения с 1966 года разрабатываются залежи в мезозойских (меловых,юрских,триасовых) и верхнепермских отложениях. В 1971 году на площади Кенкияк в скважине П-88 получен промышленный приток нефти из подсолевых теригенных нижнепермских отложений ,это было открытием подсолевой части месторождения.
В начале мая 1979 года при испытании скважины № 107 получен фонтанный приток нефти из подсолевых карбонатных отложений башкирского яруса, что явилось открытием карбона подсолевой части месторождения .
Характеристика геологического строения. На месторождении Кенкияк бурением вскрыты отложения девонско-четвертичного возраста, толщиной 6000 м (снизу вверх),которые включают девонские,нижнекаменноугольные,сред некаменноугольные,нижнепермские,вер хнепермские, нижнетриасовые,юрские,меловые и четвертичные отложения.
Юрские ,нижнепермские и каменноугольные отложения являются основными нефтеносными этажами месторождения Кенкияк. [12]
Месторождение Кенкияк находится на территории Темирского района Актюбинской области в 220 м от г.Актобе.
Ближайшие населенные пункты - поселки Шубарши,Сорколь (в северной части в 60 м от северной границы СЗЗ),Кенкияк (в северо-западной части 1120 м от границы СЗЗ),Жагабулак (восточнее СЗЗ-20500 км).
В состав НГДУ Кенкиякнефть входят:
Цеха добычи нефти (ЦДН-1, ЦДН-2, ЦДНГ-3, ЦДНГ-4), занимающиеся добычей и внутрипромысловой транспортировкой нефти.
Цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН), занимающийся подготовкой и сдачей товарной нефти мр Кенкияк - надсолевой в магистральную сеть АО КазтрансОйл.
Цех подземного ремонта скважин (ЦПРС), занимающийся подземным ремонтом скважин, обеспечивающий бесперебойную работу нефтяных, нагнетательных и других технологических скважин.
Цех паротеплового воздействия (ЦПТВ), занимающийся обеспечением теплоносителем для теплового воздействия на пласт надсолевого комплекса.
Состав объектов и сооружений на разработке месторождения:
1. Система сбора на промысле (добывающие скважины, замерные установки, нефтегазосборные трубопроводы);
2. Системы первичной подготовки и транспортировки (оборудование ДНС подсолевой, внешний нефтегазовый коллектор, оборудование УПН подсолевой);
3. Вспомогательные системы транспортировки (нефтепровод, дополнительное оборудование на УПН подсолевой);
4. Системы энергоснабжения и освещения (ЛЭП, понижающие подстанции, трансформаторы, электрораспределительные пункты, силовые кабели, осветительные мачты и приборы, газопровод и другое электрооборудование);
5. Системы автоматического контроля и управления (оборудование центрального пункта управления, КИПиА, датчики и газоанализаторы, кабели и другое);
6. Системы пожаротушения (резервуары, сеть пожарного водоснабжения, оборудование и инвентарь для пожаротушения и сигнализации);
7. Системы связи (радиомачты, кабели связи, рации и другое оборудование).
Система сбора продукции скважин. Подготовка продукции скважин подсолевых залежей месторождения Кенкияк осуществляется на ЖНГК. Нефть и попутный газ каждой скважины транспортируется по отдельной трубе до автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ). АГЗУ используется для сбора и учета нефти и газа залежи карбона внутри месторождения, через АГЗУ продукция поступает на станцию перекачки среднего давления, далее на ЖГПЗ. Нефть и газ нижнепермских отложений направляется в коллектор низкого давления станции перекачки, где происходит нефтегазовая сепарация. Отсепарированный газ широко используется на месторождении в качестве топлива, а нефть перекачивается на центральную станцию транспорта месторождения Кенкияк. Добытая нефть после предварительной подготовки (стабилизация давления и усреднения состава) перекачивается на головную станцию сбора и транспортировки месторождения Кенкияк.
Выкидные линии. Общая протяжённость нефтегазосборных (выкидных) линий от скважин до замерных установок (ЗУ) составляет 85,606 км.
Замерные установки.
Предусмотрено использование девяти блочных замерных установок (ЗУ) мощностью переработки 500 тсутки, к каждой из которых будет подключено за весь период ОПР от 2 до 11 скважин.
АГЗУ позволяет одновременно контролировать сбор нефти из каменноугольной и нижнепермской залежей, внутри которой установлены две манифольдные линии, один сепаратор и оборудование для подачи ингибитора коррозии.
Нефтесборные трубопроводы. Высота над земной поверхностью нефтесборных линий составляет около 1,8 м. но не менее 0,3 м, на линиях установлена теплоизоляция. Обшивка из оцинкованной листовой жести.
Подготовка нефти и газа. В дожимную станцию Кенкияк подсолевой, нефтегазожидкостная смесь поступает из 55 нефтяных скважин пермской и каменноугольной залежей. ДНС подсолевая располагается между 3 замерными установками и вблизи существующей ДНС. Производительность ДНС подсолевой 1 500 тыс.тгод (по нефти). Площадка ДНС подсолевой разделена на три сектора:
1. Сектор сепарации нефти и газа;
2. Сектор хранения нефти;
3. Вспомогательный и административный сектор.
Сектора на местности располагаются в соответствии с технологическим процессом. Что позволяет сократить процесс и уменьшить сеть технологических трубопроводов и занимаемую площадь. Общая площадь ДНС подсолевой - 10 170 м2.
Сектор сепарации нефти и газа находится в средней части станции (ближе к востоку). Сектор хранения нефти - в юго-западной части, а вспомогатльный сектор на севере ДНС. Площадка под оборудование факельной системы располагается на северо-востоке от площадки ДНС подсолевой.
С ДНС подсолевой нефть и газ среднего давления поступает в сборный нефтепровод, который транспортирует нефть на Жанажольский газоперерабатывающий завод (ЖГПЗ-3) для дальнейшей переработки.
Внешняя транспортировка нефти и газа. Протяженность нефтепроводов между ДНС подсолевой (от станции перекачки среднего давления подсолевых залежей) и головной станцией транспорта надсолевого месторождения Кенкияк составляет 11,2 км. Проектное рабочее давление для транспорта нефти составляет 1,5 Мпа, температура - 300°С. Пропускная способность трубопровода для нефти составляет 1,5 млн. тгод. Одновременно будут монтироваться установки учета при приеме и передачи нефти на головную станцию транспорта надсолевого месторождения Кенкияк. Предусмотрен 1 переход под дном реки Темир с учетом всех необходимых Урало-Каспийского БВУ.
Протяженность нефтегазового коллектора между ДНС подсолевой и ЖГПЗ 42,3 км. Давление на входе в трубопровод составляет - 2,8 Мпа, на выходе - 1,6 Мпа. Пропускная способность трубопровода для нефти составляет 1,5 млн. тгод, газа - 420 млн. м3год.
Нефтегазовая смесь низкого давления из скважин разрабатываемых участков на замерные установки, а далее поступает на ДНС подсолевую для сепарации. В процессе сепарации отделившийся (попутный) газ далее поступает в факельную систему. Факел работает во время сепарации нефти в период аварийной ситуации при невозможности транспортировки на ЖНГК.
Нефть из сепаратора, перекачивающими насосами поступает в ДНС для поднятия давления, далее нефть транспортируется на существующую УПН.
В процессе работы могут возникнуть нерегламентные ситуации, такие как:
1. Жанажольский нефтеперерабатывающий завод не сможет принять нефть с Кенкияка подсолевого, в этом случае нефть будет направлена на подсолевую существующую УПН Кенкияк;
2. Остановка транспорта нефти и газа. Тогда в этом случае нефть будет поступать в резервуар, объемом 50 000 куб.м., который установлен на территории ДНС. Попутный газ сжигается на факельных установках ДНС подсолевой.
2.4.Характеристика предприятия как источника загрязнения атмосферы
Виды воздействия на окружающую среду:
-выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух; -загрязнение водных ресурсов; -загрязнение почв нефтепродуктами; - образование и размещение отходов.
Виды работ, при которых происходит воздействие на окружающую среду:
-разработка, добыча, подготовка и транспорт нефти и газа; -погрузочно-разгрузочные работы; -движение спецтехники по территории; -отопление от собственных котельных; -работа очистных сооружений, полигонов и накопителей.
Основные источники
Основными источниками,дающими наибольший вклад в уровень загрязнения атмосферного воздуха при работе технологических объектов месторождения Кенкияк в регламентированном (штатном) режиме технологическом являются дымовые трубы парогенераторов насосоных станций (ПНС-1,ПНС-2),дымовые трубы пароперегревателей ЗПП,трубы ГП компрессоров ДНС (дожимной насосоной станции)
Основными загрязнителями атмосферного воздуха,образование которых непосредственно связано с функционированием промышленного комплекса являются меркаптаны,диоксид серы,диоксид азота. Выбросы в атмосферу осуществляют 43 организованных и 42 неорганизованных источников.
Наименование загрязняющих веществ
Норма ПДК м.р. мгм3
Класс опасности
Азот диоксид
0.2
III
Азот оксид
0.4
III
Сера диоксид
0.125
Сероводород
0.008
II
Смесь при. Меркаптанов
0.00005
Углерод оксид
5.0
IV
Углеводороды
1.0
Сажа
5.0
Формальдегид
0.003
II
Другим важнейшим показателем, характеризующим уровень загрязнения атмосферного воздуха, является предельно допустимый выброс (ПДВ). В отличие от ПДК, ПДВ является научно-техническим нормативом. Его измеряют во времени и устанавливают для каждого источника организованного выброса исходя из условия, что выброс вредных веществ данным источником и совокупностью источников района (с учетом перспективы развития промышленных предприятий и рассеивания вредных веществ в атмосфере) не создает приземной концентрации, превышающей ПДК для атмосферного воздуха.
- Параметры выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
дымовые трубы парогенераторов насосоных станций (ПНС-1,ПНС-2),дымовые трубы пароперегревателей ЗПП,трубы ГП компрессоров ДНС (дожимной насосоной станции)
Характеристика выбросов ЗВ в атмосферу от основных источников на нефтяном месторождении
Источник
Выделяющееся вредное вещество
Парогенераторы насосных станций (ПНС-1,(ПНС-2) дымовые трубы
Азота оксид
Сера диоксид
Углерод оксид
Азота диоксид
Пароперегреватели ЗПП (дымовые трубы)
Азота оксид
Сера диоксид
Углерод оксид
Азота диоксид
Трубы ГПП компрессоров ДНС (дожимная насосная станция)
Норматив предельно допустимого выброса вредных (загрязняющих) веществ в атмосферу (ПДВ) устанавливается для каждого источника загрязнения атмосферы при условии, что выбросы вредных веществ от данного источника и от совокупности источников города или другого населенного пункта, с учетом перспективы развития предприятия и рассеивания вредных веществ в атмосфере, не создадут приземную концентрацию, превышающую их предельно допустимые концентрации (ПДК) на границах санитарно-защитных зон и населенных пунктов.
3.Химическое загрязнение природной среды при добыче углеводородного сырья
3.1. Углеводороды как загрязнитель природной среды
В нефти установлено более 450 индивидуальных соединений, основными из которых являются углеводороды, составляющие 90-95 % массы нефти. Число углеродных атомов в углеводородах нефти колеблется от 1 до 60. В целом химический состав нефти определяется районом добычи и характеризуется следующими данными: углерод - 84-85 %; водород - 12 ч-14 %; кислород -0,14-0,3 %; азот - 0,02 -н 1,7 %; сера - 0,01 -г 5,5 %. Важными характеристиками нефти являются содержание серы, температура застывания масляной фракции и содержание парафина. По этим признакам выделяют нефти:
- малосернистые (до 0,5 об. % серы), сернистые (0,51 -=-2,0 об. % серы) и высокосернистые (более 2,0 об. % серы);
- застывающие при температуре - 16 °С и ниже, при -15 °С - +20 °С, выше 20 °С;
- малопарафинистые (не более 1,5 об. % парафина), парафинистые (1,51-6 об. % парафина) и высокопарафинистые (более 6 об. % парафина).
В состав нефти входят следующие углеводороды.
Алканы, или парафины (15-55 % масс, в нефти), подразделяются на n-алканы (прямая цепь атомов углерода) и изоалканы (разветвленная цепь); общая формула - СпН2п + 2. Растворимость в воде n-алканов С2- С36 весьма незначительна - от 0,008 до 0,0018 мгл ; -алканы с числом атомов в молекуле выше 12 находятся в воде при t - 20-25° в форме агрегатов из нескольких молекул.
Низшие нефтяные углеводороды до бутана - газообразные, входят в состав природного газа и растворены в нефти. Углеводороды с = 5н-17- жидкости с характерным "бензиновым" запахом; высшие углеводороды (п 17) - твердые вещества.
Содержание твердых метановых углеводородов (парафина) в нефти (от весьма незначительных величин до 15-20 %) - важная характеристика при изучении нефтяных разливов на почвах. Твердый парафин не токсичен для живых организмов, однако в условиях земной поверхности он переходит в твердое состояние, лишая нефть подвижности вследствие высоких температур застывания (+18 °С и выше) и растворимости в нефти (при +40 °С). Твердый парафин очень тяжело разрушается, с трудом окисляется на воздухе, препятствует свободному влагообмену и дыханию, надолго "запечатывая" поры почвенного покрова, что приводит к полной деградации биоценоза.
Циклоалканы (30-55 % масс.) - нафтеновые углеводороды (нафтены) с общей формулой СnН2n; входят в состав всех типов нефти, присутствуют во всех нефтяных фракциях. В наибольших количествах в нефти присутствуют метилциклогексан, циклогексан, метилциклопентан.
Циклические углеводороды с насыщенными связями окисляются очень труд-но, а их биодеградация затрудняется из-за их малой растворимости и отсутствия функциональных групп. Биодеградация полярных циклоалканов идет гораздо легче, поскольку многие штаммы микроорганизмов растут на углеводородах с функциональными группами.
Основные продукты окисления нафтеновых углеводородов - кислоты; частично в ходе процесса уплотнения кислых продуктов могут образовываться продукты окислительной конденсации (вторичные смолы и незначительное количество асфальтенов).
Общее содержание нафтеновых углеводородов в нефти изменяется в среднем от 35 до 60 %. Кольца молекул могут быть как 5-, так и 6-членными, причем последние составляют не более 10 % всех нафтеновых углеводородов. На долю молекул с одним-двумя кольцами приходится 10-60 % всех нафтенов. О токсичности нафтенов сведения практически отсутствуют.
Ароматические углеводороды (5-55 % масс.) - непредельные циклические соединения ряда бензола с общей формулой СпН2п^6, где n 6. Ароматические углеводороды обладают повышенной устойчивостью структуры и более инертны к химическому окислению, чем алканы; хорошо растворимы в воде. Это наиболее токсичные компоненты нефти: при концентрации 1 % в воде они уби-вают все водные низшие растения. При содержании в нефти 38 % ароматических углеводородов значительно угнетается рост высших растений. С увеличением ароматичности нефти ее гербицидная активность увеличивается [13]
Асфальтены и смолы (2-15 % масс.) - гетероциклические и алифатические соединения (5-8 циклов), высокомолекулярные неуглеводородные компоненты нефти. Крупные фрагменты молекул асфальтенов и смол связаны между собой мостиками, содержащими метиленовые группы и гетероатомные структуры с атомами S, О, N в функциональных группах: карбонильной, карбоксильной и меркаптогруппе. В составе нефти они играют важнейшую роль, определяя во многом ее физические свойства и химическую активность. Смолы - вязкие, мазеподобные вещества; асфальтены - твердые вещества, нерастворимые в низкомолекулярных углеводородах. По содержанию смол и асфальтенов нефти подразделяются на:
- малосмолистые, от 1-2 до 10 % смол и асфальтенов при доле асфальтенов 7-10 %;
- смолистые, 10-20 %, доля асфальтенов 15-20 %;
- высокосмолистые, 20-40 %, доля асфальтенов 17-40 %.
Смолы и асфальтены содержат основную часть микроэлементов нефти, в том числе почти все металлы. Общее содержание микроэлементов в нефти сотые, десятые доли процента.
Токсичность органической части смол и асфальтенов изучена недостаточно. Предполагается наличие связи между степенью ароматичности и конденсированности полициклических углеводородов, смол, асфальтенов нефти и нефтепродуктов ее переработки и канцерогенностью. Высокая канцерогенность характерна только для высокотемпературных продуктов пиролиза, коксования, крекинга. В продуктах, получаемых в процессах каталитического гидрирования, она резко снижается или исчезает. Смолистые вещества активно присоединяют элементарный кислород. На воздухе быстро происходит загустение смолистой нефти, она теряет подвижность. В случае если нефть просачивается сверху, ее смолисто-асфальтеновые компоненты сорбируются главным образом в верхнем, гумусовом горизонте, иногда прочно цементируя его. В результате уменьшается поровое пространство почв. Смолисто-асфальтеновые компоненты гидрофобны, вследствие чего, обволакивая корни растений, они резко ухудшают поступление к ним влаги. Асфальтены и смолы малодоступны микроорганизмам, процесс их метаболизма идет медленно, иногда десятки лет.
Олефины - ненасыщенные (двойная связь -С=С-) нециклические соединения; общая формула СпН2п. При нормальных условиях олефины С3 и С4 -газы; С5-Св - жидкости, высшие олефины - твердые вещества. Эти соедине-ния почти не присутствуют в сырой нефти, но являются основным продуктом ее крекинга. В воде практически нерастворимы.
Компоненты нефти растворяются в воде пропорционально индивидуальной растворимости в ней и их содержанию в нефти.
К нефтепродуктам относятся различные углеводородные фракции, получаемые из нефтей. Понятие "нефтепродукты" трактуется в двух значениях -техническом и аналитическом. В техническом значении это товарные сырые нефти, прошедшие первичную подготовку на промысле, и продукты переработки нефти, использующиеся в различных видах хозяйственной деятельности (авиационные и автомобильные бензины, реактивные, тракторные, освети-тельные керосины, дизельное и котельное топливо, мазуты, растворители, смазочные масла, гудроны, нефтяные битумы, парафин, нефтяной кокс, при-садки, нефтяные кислоты и др.). В аналитическом понимании нефтепродукты - это неполярные и малополярные соединения, растворимые в гексане. Под аналитическое определение подпадают практически все растворители и смазочные масла, топливо, но не подпадают тяжелые смолы и асфальтены нефтей и битумов, ряд других.
Характер миграции техногенных потерь нефтей и нефтепродуктов в вод-ных средах (поверхностные и подземные воды), в геологической среде и в воздушных средах определяется физическими и физико-химическими свойствами теряемых нефтей или нефтепродуктов, т.е. плотностью, вязкостью, температурой кипения, водорастворимостью и сорбируемостью породами. Первые три свойства определяются компонентным составом; температура ки-пения напрямую зависит от молекулярной массы и определяет способность компонентов нефтей и нефтепродуктов улетучиваться (испаряться).
Так, нефтепродукты, содержащие значительное количество углеводородов с низкой температурой кипения (например, бензины), сравнительно легко испаряются с поверхности загрязненных грунтовых вод и образуют в зоне аэрации газовые ореолы.
В определенном соотношении с воздухом ряд летучих нефтепродуктов образуют взрывоопасную смесь. Максимальное и минимальное содержание паров нефтепродуктов в смеси с воздухом, при котором возможен взрыв при внесении в эту смесь высокотемпературного источника, называется соответственно верхним и нижним пределами взрываемости, а интервал между ними - зоной взрываемости.
Большое значение имеет температура вспышки нефтепродукта - температура, при которой пары нефтепродукта образуют с окружающим воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени. По температуре вспышки определяется степень опасности нефтепродукта:
- температура вспышки 45 °С и ниже - взрывоопасные (легковоспламеняющиеся),
- температура вспышки выше 45 °С - пожароопасные (горючие).
Нефти и нефтепродукты относятся к диэлектрикам и обладают высоким электрическим сопротивлением. При движении по трубопроводам, насосам, арматуре от трения частиц горючего на стенках труб и корпусах возможно образование зарядов статического электричества с разностью потенциалов до 30-40 кВ, что может приводить к воспламенению.
Взаимодействие нефти и нефтепродуктов с грунтами, микроорганизмами, растениями, поверхностными и подземными водами зависит от типов нефтей и нефтепродуктов.
Легкая фракция нефти, включающая низкомолекулярные метановые (алканы), нафтеновые (циклопарафины) и ароматические углеводороды, - наиболее подвижная ее часть. Большую часть легкой фракции составляют метановые углеводороды (алканы). На долю нормальных (неразветвленных) алканов приходится в этой фракции 50-70 %.
Метановые углеводороды легкой фракции, присутствующие в загрязненных почвах, водной и воздушной сферах, оказывают наркотическое и токсическое действие на живые организмы. Особенно быстро действуют нормальные алканы с короткой углеродной цепью, которые лучше растворимы в воде, легко проникают в клетки организмов через мембраны, дезорганизуют цитоплазменные мембраны организмов. Большинство микроорганизмов не ассимилируют нормальные алканы, содержащие в цепочке менее 9 атомов углерода, хотя могут их окислить.
Легкая фракция способна оказывать сильное токсическое действие на микробные сообщества и почвенных животных. Она мигрирует по почвенному профилю и водоносным горизонтам, расширяя, иногда значительно, ореол первоначального загрязнения. На поверхности углеводороды легкой фракции в первую очередь подвергаются физико-химическим процессам разложения и наиболее быстро перерабатываются микроорганизмами.
... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Дисциплины
- Информатика
- Банковское дело
- Оценка бизнеса
- Бухгалтерское дело
- Валеология
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Религия
- Общая история
- Журналистика
- Таможенное дело
- История Казахстана
- Финансы
- Законодательство и Право, Криминалистика
- Маркетинг
- Культурология
- Медицина
- Менеджмент
- Нефть, Газ
- Искуство, музыка
- Педагогика
- Психология
- Страхование
- Налоги
- Политология
- Сертификация, стандартизация
- Социология, Демография
- Статистика
- Туризм
- Физика
- Философия
- Химия
- Делопроизводсто
- Экология, Охрана природы, Природопользование
- Экономика
- Литература
- Биология
- Мясо, молочно, вино-водочные продукты
- Земельный кадастр, Недвижимость
- Математика, Геометрия
- Государственное управление
- Архивное дело
- Полиграфия
- Горное дело
- Языковедение, Филология
- Исторические личности
- Автоматизация, Техника
- Экономическая география
- Международные отношения
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда
