Проектирование пласта месторождения

Основную опасность в работе создает углеводородный газ, так как при загазованности территории и производственных помещений может возникнуть опасность отравления, взрыв, пожар. К загазованности ведут пропуски газа через негерметичные соединения, сальниковые уплотнения, неисправную запорную арматуру.

Цех комплексной подготовки и перекачки нефти является пожаровзрывоопасным производством.

Опасность производства обусловлена подготовкой и сдачей пожароопасных продуктов, применением огневого подогрева, высокими параметрами процесса (температура, давление), наличием токсичных реагентов-деэмульгаторов, возможностью отравления обслуживающего персонала парами сырья и продукции.

Групповые установки с трёхфазным сепаратором, площадки пункта сбора (ПС), установки предварительного сброса воды (УПСВ) и цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН) - пожароопасное производство. Опасность производства обусловлена добычей, сбором, переработкой и выпуском значительного количества пожароопасных продуктов, применением огневого подогрева, высокими параметрами процесса (температура, давление), наличием токсичного реагента - деэмульгатора, возможностью отравления обслуживающего персонала парами сырья и продукции.

Для сбора, хранения и транспортировки нефти и газа применяют сепараторы, резервуары, резервуары-сборники, товарные резервуары, насосы, нефтепроводы и газопроводы.

При обслуживании сепараторов возможны следующие опасные моменты:

- повышение давления сверх допустимого и разрыв сепараторов при отсутствии или неправильном регулировании предохранительного клапана;

- образование взрывной среды около сепараторов;

- возможно падение рабочих с высоты при отсутствии устройств, позволяющих безопасно проводить ремонтно-монтажные работы;

- загрязнение территории около сепараторов нефтью и в связи с этим опасность пожара.

Для сбора и хранения нефти широкое распространение получили стальные вертикальные резервуары. Наибольшую опасность представляет возможность пожара и отравления, особенно при сборе и хранении сернистой нефти. Не исключена также опасность падения с высоты при неисправности площадок и ограждения на крыше резервуара, а также перил на лестнице.

При обслуживании нефтепроводов и газопроводов возможны опасные моменты с образованием взрывоопасных смесей, а также отравления при вдыхании нефтяных паров и газов, особенно содержащих сероводород. Трудоемки и опасны работы по очистке нефтепроводов от песка и парафина. Особенно опасна очистка нефтепроводов, перекачивающих сернистую нефть, так как газы, выделяющиеся из очищаемого трубопровода и удаленных остатков, вредно действуют на организм.

При эксплуатации установок по подготовке нефти опасности связаны в основном с высокими давлениями, температурами, высоким напряжением электрического тока, свойствами нефти, нефтепродуктов и химических реагентов в связи с этим при эксплуатации установок подготовки нефти не исключена опасность взрывов, разрывов, пожаров, поражения электрическим током, ожогов и отравлений.

Основной опасностью при обслуживании электродегидраторов является опасность поражения электрическим током. Поражение электрическим током может произойти при подъеме наверх электродегидратора, до его отключения от электрической сети, для выполнения каких-либо работ на электродегидраторе, находящийся под напряжением. При подаче в электродегидратор нефти с температурой выше допустимой возникает опасность разрушения изоляторов, что может привести к короткому замыканию в электродегидраторе, взрыву или разрыву аппарата при наличии в его верхней части паров нефти.

При обслуживании трубчатых печей возникает опасность ожога пламенем, горячей нефтью паром, от взрыва пожаром, а также отравлением парами нефти.

Обслуживающий персонал должен вести постоянный контроль за герметичностью всей системы, своевременно устранять обнаруженные утечки, не допуская повышения давления в системе выше разрешенного.

С развитием техники увеличивается уровень шума и вибрации. В производственных условиях шум колебанием твёрдых, жидких и газообразных тел. Вибрация возникает от неравномерности движущихся частей оборудования, от пульсирующих потоков жидкостей и газов в трубопроводах

В отношении пожарной безопасности цех ППД относится к категориям производства ,, Б ” III степени (огнеопасности) огнестойкости.

Причинами возникновения пожара могут быть открытый огонь, сильный нагрев, искры от электрооборудования, ударов, трения, разрядов статического и атмосферного электричества.

В целях пожарной профилактики между отдельными объектами предусмотрены противопожарные размеры. Например: от устья скважины до ГУ, котельных, нефтесборных резервуаров, насосных станций расстояние 40 м., до компрессорных 60 м., до товарных резервуаров свечей для сжигания газа 120 м., до жилых и общественных зданий 500 м.

Главным условием безопасного ведения процесса является соблюдение действующих правил и инструкций по ТБ, противопожарной профилактике, эксплуатации и норм технологического процесса.

4.2 Защитные мероприятия

4.2.1 Производственная санитария

Должно быть запланировано создание посёлка для проживания персонала на период строительства и эксплуатации. Количество проживающих, включая вспомогательный персонал, равно 150 человекам. Для жизнедеятельности посёлка должны быть предусмотрены следующие услуги:

- проживание и обслуживание персонала;

- офисы, лаборатории и оборудование связи;

- ремонтное оборудование, складские помещения и площади.

Чтобы обеспечить нормальные метеорологические условия, в рабочей зоне производственных помещений устанавливается контроль за температурой на местах, влажностью, скоростью движения воздуха. Для этого можно применить следующие приборы: термометры, термографы, анемометры - для измерения скорости движения воздуха, актинометры - для измерения интенсивности тепловых излучений, психрометры или гигрометры - для измерения влажности. В местах, где установлено оборудование выделяющие большое количество тепла (печь для подогрева нефти или другое оборудование) нужно сделать изоляцию, с помощью материалов имеющих малый коэффициент теплопроводности (теплобетон, асбестовая вата, шамотная смесь).

На нефтяном промысле для поддержания оптимального микроклимата во всех производственных помещениях в зимнее время, нужно установить отопительные системы, в летнее время, из-за высокой температуры установить систему кондиционирования.

Еще одним средством является для улучшения условий труда - это спецодежда, которая должна быть изготовлена из материалов, плохо проводящих тепло или отражающих лучистую энергию.

Объектами теплоснабжения и вентиляции являются сооружения вахтового посёлка, станция пожаротушения, офисы, операторная и химлаборатория. Воздухозаборные трубы должны размещаться на расстоянии по горизонтам не менее 20 м от всех источников выбросов (технологических, вентиляционных и др.), содержащих токсичные вещества, а также от воздушных потоков с температурой, превышающей температуру наружного воздуха.

Расчет искусственной вентиляции насосной станции

Определяем суммарное тепловыделение и необходимой для летнего периода воздухообмена. В помещении насосной станции, где установлены два центробежных секционных насоса с мощностью 45 кВт каждый.

Вредности - тепло, пары масла и газы. В связи с этим выбираем местную вытяжную вентиляцию.

Для вытяжной вентиляции применяем панели равномерного всасывания конструкций Ленинградского отделения “Промстройтреста”. Расчетная схема вентиляции приведена на рисунке 4.1. Воздуховоды стальные, круглого сечения.

Рисунок 4.1 - Расчетная схема вентиляции

Наиболее распространенные размеры панели

А x В = 650 * 800 мм = 0,65 * 0,8 м

Площадь проходного сечения такой панели рекомендуется брать в 4,4 раза меньше габаритной площади, т.е.

(4.1)

Согласно рекомендуемая скорость воздуха в живом сечении панели при удалении газовых потоков равна 3,5 - 4,5 м/с. Принимаем V = 4 м/с. Тогда, объем вытяжки от двух насосных установок равна:

(4.2)

L_У = 2 * t_ж * V = 2 * 0,118 * 4 = 0,94 м³/с (3398,4 м³/ч)

Необходимая производительность вентилятора с учетом потерь воздуха в воздуховодах определяем по формуле:

(4.3)

L_s = l,l * L = 1,1* 0,94= 1,05 м³/с (3722,4 м³/ч)

При расчете потерь напора на отдельных участках системы вентиляции задаемся поперечными сечениями воздуха, учитывая при этом рекомендуемые значения скоростей.

Потери напора на первом участке.

Принимаем скорость воздуха в воздухопроводе V₁= 5 м/с.

Тогда площадь сечения в воздуховоде на участке равна:

Принимаем диаметр d₁ = 230 мм

Уточняем значение скорости

По номограмме определяем потери давления на трение на первом участке:

Дh_mp1 = 0,8 н/м²

Дh_mp2 = Дh_mp1 · h = 0,8 · 9 = 7,2 н/м²

Коэффициент местного сопротивления панели равномерного всасывания определяем по таблице. При F1/F2 = 0,6; о = 2,2

Коэффициент местного сопротивления дроссель - клапана, принимаем угол открытия ц = 15°, определим из таблицы т_md = 0,9.

Принимая, что ц₂ = 1,8 и поворот осуществляется на 90°.

Определим коэффициент местного сопротивления для круглого колена

т _н.к. = 0,131+0,16 [0,197/2] =0,15

Суммарные потери давления на первом участке:

(4.4)

Аналогично подсчитываем потери давления на 2 и 3 участках и сводим в таблицу 3.1.

Полная потеря давления в рассматриваемой сети без учета потерь давления в месте подсоединения вентилятора.

Н = 38,9 + 38,9 + 40,4 = 118,24 н/м²

Так как транспортируемый воздух загрязнен аэрозолями масел, то необходимый напор определяется по формуле:

H_s=l,l* H

H_s=l,l * 118,24 = 130 н/м²

По производительности h_s и по напору Hs по каталогу подбираем центробежный вентилятор Ц4 - 70 №4 с числом оборотов n = 970 об/мин, и КПД з_в = 0,79.

Таблица 4.1 - Характеристики всех 3 участков

№ участка	l, м	V, м/c	о, мм	тmd., мм	тнк ,мм	Дhmp2 , н/м2	Уhi, н/м2
1	9	5	2,2	0,9	0,15	7,2	38,9
2	9	5	2,2	0,9	0,15	7,2	38,9
3	11	5	2,2	0,9	0,15	8,8	40,44
Итого							118,24

По производительности h_s и по напору Hs по каталогу подбираем центробежный вентилятор Ц4 - 70 №4 с числом оборотов n = 970 об/мин, и КПД з_в = 0,79.

В производственных помещениях с возможным внезапным поступлением в воздух больших количеств вредных веществ, взрывоопасных газов или паров должна обязательно предусматриваться аварийная вентиляция, независимая от основной. Она должна быть настроена на включение при достижении концентрации вредных веществ в воздухе равной 20% от нижнего предела взрываемости или минимально допустимой концентрации вредных веществ в воздухе рабочих зон. Также должна иметься возможность дистанционного включения аварийной вентиляции.

На нефтяном промысле нужно предусмотреть естественное и искусственное освещение на производственных объектах. В первом случае предусмотреть освещение через окна в наружных стенах, освещение через световые фонари и проемы в перекрытиях, и освещение через световые фонари и окна. Во втором случае для освещения можно применить лампы накаливания, которые широко применяются в нефтегазовой промышленности, также для равномерного распределения света можно использовать световую арматуру.

На объектах промысла, особенно на групповых установках, в резервуарных парках, на открытых площадках непосредственно у скважин широко применяются прожекторное освещение, а на скважинах особенно отдаленных от промысла обеспечивать работников переносными фонарями.

Для снижения уровня шума можно добиться различными путями. Прежде всего, необходимо уменьшать их в самом источнике образования, заменяя металлические детали на пластмассовые, ударные процессы безударными, уменьшая поверхности соударяющихся частей, демпфирующие материалы с высоким внутренним трением. Внутренние поверхности помещений облицовывают и обивают звукопоглощающими материалами. Также можно для звукоизоляции устроить камеры, кожухи.

Если смонтированное оборудование (компрессоры и насосы) создают большой шум, их изолируют от помещений и устанавливают на специальные фундаменты. Если шум всеми известными средствами не удается уменьшить до предельно допустимых уровней, то можно применить дистанционное управление из специальных кабин с звукоизоляцией, либо индивидуальные средства защиты органов слуха (антифоны, наушники).

4.2.2 Техника безопасности

Сепараторы

Для безопасности работы по обслуживанию сепараторов необходимо соблюдать следующие требования: сепараторы должны быть оборудованы предохранительным клапаном, установленным с расчетом обеспечения удобства обслуживания и наблюдения за ним, снабженным выкидом с отводом, направляющим струю газа вверх; для спуска жидкости предусматривают автоматически действующее устройство и открываемую вручную задвижку на отводной линии на случай порчи устройства.

Сепаратор оборудован манометром для измерения давления, снабженный трехходовым краном и указателем уровня. На верху сепаратора устраивают площадку и лестницу для обслуживания и ремонтных работ.

В зимнее время клапан нужно утеплить, чтобы тарелка клапана не примерзла к седлу. Особое внимание должно быть обращено на герметичность сепараторов и задвижек, так как небольшой пропуск в их корпусе или сальнике задвижек пожароопасен, а выделяющийся газ вреден для здоровья. Для внутреннего осмотра или ремонта сепаратор изолирован от трубопроводов заглушками. Перед огневыми работами в сепараторе помимо указанных мероприятий, сепаратор должен быть промыт и пропарен, а порядок проведения работ должен быть согласован с пожарной охраной. Чтобы жидкость не попадала в газовую смесь лишь по или отсутствии или неисправности автоматического устройства, сепаратор следует регулярно промывать вручную.

Факельное хозяйство

Обеспечение надежности схемы сброса на факел и свечу. Газ поступающий на факел, должен непрерывно сжигаться. На факельном и напорном газопроводах вблизи должен быть установлен огнепреградитель, доступный для ремонта и осмотра. Во избежании попадания конденсата в факел его необходимо своевременно удалять из системы сепараторов, установленных на факельных газопроводах.

Запрещается сбрасывать в факельные трубопроводы газы с наличием воздуха, могущего образовывать взрывоопасные смеси.

Надежность схемы сбора газа на факел и свечу обеспечивается следующими мероприятиями:

- вблизи факельного хозяйства на факельном трубопроводе установлен отепреградитель, доступный для ремонта и осмотра;

- во избежании попадания конденсата в факел, он оборудован дренажными емкостями для своевременного удаления конденсата из системы газопровода;

- факельные трубопроводы имеют уклон в сторону факельного сепаратора.

Резервуары, насосы, нефтесборные и газосборные сети

На нефтепроводе, имеющем самотек в сторону резервуара установлены задвижки на расстоянии не менее 100 м и не дальше 500 м от обвалования резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара.

Крыша резервуара должна быть герметична с механическими (дыхательными) и гидравлическими (предохранительными) клапанами.

Механический клапан работает на несколько меньших давлениях в вакууме, чем гидравлический клапан.

Гидравлический клапан служит для предохранения резервуара от повреждений в случае примерзания или заедания механического клапана.

Для обслуживания дыхательного и гидравлического клапанов и другой арматуры на крыше резервуара должна быть металлическая лестница. Угол наклона ее должен быть не более 50^о, ширина не менее 65 см, расстояние между ступенями по высоте не более 25 см, ширина ступеней не менее 92 см. лестница должна быть с перилами высотой не менее 1 м.

Резервуары оборудованы световыми, замерными люками и люками-лазами.

Насосная станция оборудована грузоподъемными устройствами (кран-балка, тельфер).

Насосная установка оборудована принудительной приточно-вытяжной вентиляцией с механизмами в безопасном исполнении.

Печи подогрева

При эксплуатации печей подогрева нефти ПТБ-10/64 необходимо выполнять следующие правила и требования безопасного ведения процесса:

- должен быть обеспечен контроль за состоянием труб, змеевика, трубных подвесок;

- запрещается работать при наличии отдушин на трубах;

- запрещается зажигать форсунки печей без предварительной продувки камеры сгорания паром.

Продувку следует вести не менее 15 минут, после появления пара из дымовой трубы;

- при попадании в форсунки вместе с газом конденсата необходимо немедленно перекрыть вентили подачи газа и спустить конденсат;

- к эксплуатации трубчатых печей на газовом топливе допускаются лица, сдавшие в установленном порядке экзамен на право обслуживания топочных устройств на газовом топливе по «Правилам безопасности в газовом хозяйстве».

Резервуары, насосы, нефтесборные и газосборные сети

При эксплуатации резервуарных парков необходимо соблюдать следующие правила безопасного ведения процесса:

1) обслуживающий персонал должен знать схему расположения и назначение трубопроводов и всей запорной арматуры. На всех резервуарах должны быть обозначены порядковые номера согласно схеме;

2) все средства пожаротушения, находящиеся на территории резервуарных парков должны постоянно находиться на предназначенных для них местах и в полной исправности.

В случае замерзания арматуры резервуара запрещается отогревать ее огнём. Для этой цели могут быть применены водяной пар или горячая вода.

На нефтепроводе, имеющем самотек в сторону резервуара установлены задвижки на расстоянии не менее 100 м и не дальше 500 м от обвалования резервуарного парка или отдельно стоящего резервуара.

Крыша резервуара должна быть герметична с механическими (дыхательными) и гидравлическими (предохранительными) клапанами.

Механический клапан работает на несколько меньших давлениях в вакууме, чем гидравлический клапан.

Гидравлический клапан служит для предохранения резервуара от повреждений в случае примерзания или заедания механического клапана.

Для обслуживания дыхательного и гидравлического клапанов и другой арматуры на крыше резервуара должна быть металлическая лестница. Угол наклона ее должен быть не более 50^о, ширина не менее 65 см, расстояние между ступенями по высоте не более 25 см, ширина ступеней не менее 92 см. лестница должна быть с перилами высотой не менее 1 м.

Резервуары оборудованы световыми, замерными люками и люками-лазами.

Насосная станция оборудована грузоподъемными устройствами (кран-балка, тельфер).

Насосная оборудована принудительной приточно-вытяжной вентиляцией с механизмами в безопасном исполнении.

Во время работы насосов запрещается:

1) чистить и смазывать движущиеся части насоса;

2) снимать ограждения или их отдельные части;

3) тормозить движущиеся части механизмов подкладыванием каких-то предметов;

4) работать при обнаружении утечек жидкости или реагентов через неплотные соединения.

Работа с деэмульгаторами

При работе с деэмульгатором необходимо соблюдать правила безопасности работы с вредными веществами. Бочки с деэмульгаторами необходимо защищать от действия солнечных лучей и отопительных приборов:

При вскрытии бочек рабочие обязаны работать в противогазах, резиновых перчатках и прорезиненных фартуках;

Герметичность бочек следует периодически проверять путем тщательного их осмотра. Бочка, имеющая пропуск должна быть немедленно освобождена;

Открывать бочки следует искробезопасным инструментом;

До слива и перекачки деэмульгаторов необходимо проверить недостатки и повреждения, которые должны быть немедленно устранены;

Запрещается использование трубопровода, насосов, шлангов для перекачки других продуктов;

Запрещается засасывать деэмульгаторы в пипетки и в сифоны ртом, а также применять их для мытья рук и стирки одежды;

Бочки после опорожнения и сливные шланги немедленно промываются обильным количеством воды;

Пролитый деэмульгатор должен быть немедленно и тщательно убран, смыт большим количеством воды и засыпан песком;

При появлении признаков отравления деэмульгатором пострадавшего необходимо немедленно вывести на свежей воздух и срочно сообщить в медпункт;

При работе с деэмульгаторами не допускаются:

а) ручные операции, при которых возможно соприкосновение с ним;

б) разлив их на пол и оборудование и попадание на тело и одежду;

в) хранение одежды в местах производств работ;

г) принятие пищи без предварительного мытья рук мылом.

4.2.3 Пожаровзрывобезопасность

В производственном процессе обращаются и хранятся такие взрывоопасные, пожароопасные и вредные вещества как нефть, попутный газ и коррозионные химические вещества.

Измерители уровня пожароопасных жидкостей выполнены безопасными в пожарном отношении. Мерные стекла могут быть допущены на аппаратах и емкостях, работающих с избыточным давлением не более 0.6 МПа при условии защиты стекла от механических повреждений, наличии клапанов, автоматически перекрывающих соединительные трубки и красную черту на стекле, показывающую предельно-допустимый уровень жидкости.

Материалы, применяемые для теплоизоляции оборудования должны быть несгораемыми. Участки теплоизоляции, пропитанные пожароопасными жидкостями, необходимо заменить сразу после ликвидации повреждений, вызвавшую утечку жидкости.

Труба факела для сжигания газа должна находиться на расстоянии не менее 60 м от зданий и сооружений с производствами всех категорий, а до газокомпрессорных и газораспределительных станций - 100 м. Факельное устройство должно быть ограждено.

Проектируемые сооружения размещены на безопасном расстоянии от существующих промышленных и гражданских сооружений, инженерных сетей в соответствии с санитарно-защитными зонами и противопожарными расстояниями.

Пожаротушение осуществляется с помощью первичных и мобильных средств. Ликвидация очагов возгорания осуществляется с помощью местного пожарного инвентаря, по радиосвязи передается сообщение о пожаре в пожарное депо месторождения Узень.

Для ликвидации загорания непосредственно на всех объектах ЦКППН предусмотрена противопожарные инвентари из расчета 1 инвентарь на 50м² площади объектов.

Для ликвидации загорания, непосредственно на всех объектах должны находиться следующие средства пожаротушения:

1) огнетушители пенные;

2) песок;

3) пожарные щиты, оборудованные пожарным инвентарем;

Кроме того, на вооружении пожарной команды, обслуживающий цех должны находиться следующие средства пожаротушения:

- вода;

- химическая пена.

Цех оборудован телефонной связью, радио связью в соответствии с «Противопожарными техническими условиями строительного проектирования в нефтегазодобывающей промышленности», электрической пожарной сигнализацией, предназначенной для обнаружения и локализации очага пожара в масштабах всей промышленной установки и для включения огнетушительной системы (термочувствительные датчики и ручные пожарные извещатели).

При срабатывании одной из линий пожарной сигнализации, производится автоматическое управление насосами и задвижками огнетушительной системы.

Для каждой линии пожарной сигнализации, имеющий автоматический пуск огнетушительной системы, для начала тушения пожара предусмотрена кнопка на пульте управления.

Задвижки управляются с задержкой времени. При включении огнетушительной системы они должны открываться через 5-10 секунд после включения насоса раствора пенообразователя Н-30.

Тушение различных очагов пожара производится следующими средствами и оборудованием:

- при растекании по территории горящего нефтепродукта применяют распыление струи воды;

- для тушения небольших загораний используют пенные огнетушители типа ОХП-10, ОВП-10;

- для тушения горящей электропроводки и электроустановок используют углекислотные огнетушители типа ОУ-8, ОУБ-7А;

- при горении нефтепродуктов выходящих через неплотности соединений трубопроводов или на оборудовании, применяют пену;

- небольшое количество нефтепродуктов тушат песком.

В производственных зданиях категории А и Б(насосно-компрессорнаый блок, блок-боксы управления печами) для обеспечения условий безопасного труда предусмотрено пенное пожаротушение в дополнение к водяному.

На едином технологическом блоке предусмотрены установки локального пожаротушения воздушно-механической пеной средней кратности. Установки автоматического локального пожаротушения обеспечивают автоматичскую сигнализацию о возникновении пожара в секции, автоматическое тушение пожара в данной секции.

Пенораствор из блок-бокса управления задвижками по самостоятельному для каждой секции трубопроводу подается для данной секции. Пеногенераторы в каждой секции устанавливаются стационарно: по два в противоположных концах. Кроме того, предусматриваются переносные пеногенераторы.

Для подачи сигнала о возникновении пожара в секции и автоматического включения данной установки пожаротушения в действие. Спроектированы побудительные сети трубопроводов со сжатым воздухом давлением до 0.2 Мпа, датчиками установленными на побудительных сетях являются оросители спринклерного типа СВ-12 по ГОСТ 14630-69.

В случае возникновения пожара спринклеры срабатывают. Замыкается цепь противопожарной сигнализации и одновременно открывается электроприводная задвижка подачи раствора к пеногенераторам в зону горения данной секции.

В насосно-компрессорном блоке проектируется внутреннее, объемное пожаротушение воздушно-механической пеной средней кратности. Для этого устанавливаются пеногенераторы ГВП-200.

Для контроля за состоянием средств пожарной связи, сигнализацией и обеспечения их нормальной работы руководитель цеха назначает ответственное лицо из числа ИТР цеха.

Пожар на установке может быть ликвидирован следующими способами:

- удалением горючего вещества из зоны горения;

- прекращение доступа кислорода к источнику огня.

Для обеспечения безопасности людей, сохранности зданий и сооружений, а также оборудования от разрушения, загорания и взрывов от прямых ударов молнии должна устраиваться молниезащита.

Для защиты от вторичных проявлений молний и разрядов статического электричества вся металлическая аппаратура, резервуары, газопроводы, продуктопроводы, сливоналивные устройства, вентиляционные устройства, расположенные как внутри, так и вне помещений подсоединены к заземляющему контуру, отдельно установленные аппараты и резервуары имеют самостоятельные заземлители или присоединяться к общему заземляющему контуру.

Требования пожарной безопасности

Выхлопные трубы от двигателей должны быть оборудованы искрогасителями, выведенными к передней части автомобиля.

Автоцистерна и насосный агрегат должны быть оснащены двумя углекислотными огнетушителями, лопатой, кошмой (2*2,5м), пожарным рукавом.

При проведении работ на скважине незадействованные транспортные средства должны быть на расстоянии 100 м. Запрещается проведение работ с применением отрытого огня, курение.

В случае возникновения пожара:

прекратить работы по закачке растворителя;

закрыть задвижку на устьевой арматуре;

разрядить давление в линии;

отсоединить трубопровод от арматуры;

приступить к тушению пожара;

При воспламенении цистерны запрещается заводить двигатель и отъезжать.

5. Охрана окружающей среды

5.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов на месторождении Узень

Нефтегазодобывающая промышленность относится к числу основных отраслей-загрязнителей окружающей среды. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений сопровождается техногенным воздействием на окружающую среду и недра. Охрана окружающей среды и недр должна осуществляться в соответствии с действующим законодательством Республики Казахстан и соответствовать международным нормам и правилам. Производственный филиал (ПФ) “Узеньмунайгаз” уделяет большое внимание на охрану и улучшение экологического состояния окружающей среды. С этой целью в 1998 году организовано ТОО “Экология-Мунай”. В начале, из-за отсутствия практики и недостаточного финансирования, товарищество занималось предоставлением спецтехники для проведения работ по очистке территории нефтепромыслов от замазученного грунта и разлитой нефти. С сентября месяца 2001 года ТОО “Экология-Мунай” (с начала этого года - Управление по химизации и экологии - отделение ПФ “Узеньмунайгаз”) начал работы по технической рекультивации территории нефтепромыслов. С начала работ по сегодняшний день рекультивирована территория площадью 2004663м². В 1999 году решением руководства ОАО “Узеньмунайгаз” начаты работы по уборке территории нефтепромыслов от сливно-нефтяных отходов и замазученного грунта.

5.2 Характеристика загрязнителей

В биогеохимическом воздействии нефти на экосистемы участвует множество углеводородных и неуглеводородных компонентов, в том числе минеральные соли и микроэлементы. Токсичные действия одних компонентов могут быть нейтрализованы присутствием других, поэтому токсичность нефти не определяется токсичностью отдельных соединений, входящих в её состав. Однако следует отметить, что некоторые соединения обладают свойством эффекта суммации. Эффект суммации - это процесс образования промежуточных соединений, которые более токсичны и более опасны по сравнению с отдельными компонентами, входящими в его состав. Наибольшую опасность при разработке нефтегазовых месторождений представляет загрязнение гидросферы (подземных вод и открытых водоемов), атмосферы (воздуха) и литосферы (почвы). Различные по химическому составу твердые отходы, а также сточные воды, загрязняя почвогрунты, поверхностные воды, ухудшают их санитарно-гигиеническое состояние и снижают биологическую продуктивность.

К причинам выделения выбросов вредных веществ из технологического оборудования (резервуаров и аппаратов) можно отнести: негерметичность фланцевых соединений; аварии вследствие коррозии; прорывы трубопроводов, утечки при проведении ремонтных и профилактических работ.

Организованные выбросы составляют 95% от общего количества загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу.

Источниками организованных выбросов являются: факельные системы аварийного сжигания углеводородного газа, дымовые трубы котельной и технологических печей и вентиляция ГЗУ.

Основные загрязняющие вещества - продукты сгорания топлива: окись углерода, углеводороды. При работе вентиляция на ГЗУ - углеводороды.

Источниками неорганизованных выбросов являются утечки в уплотнениях и соединениях технологических аппаратов, трубопроводах, запорно-регулирующей арматуры и др., которые рассредоточены по всей территории месторождения.

На промысле такие выделения наблюдаться будут на устьях скважин и ГЗУ. На площадке ПС - от технологической аппаратуры и нефтенососной. Основными загрязняющими веществами будут углеводороды.

Загрязнение атмосферы

Воздушный бассейн Узеньского региона подвержен значительному загрязнению посредством выбросов различных веществ от нефтяных разливов и течей, горящего газа и хронически чрезмерных выбросов промышленным оборудованием и заводами, в частности ГЗ. Концентрации двуокиси азота, двуокиси серы и испаряющихся органических компонент во много раз превышают допустимый уровень. К примеру, концентрация двуокиси серы на Узеньском месторождении была в 20 раз выше допустимого уровня, а в городе Жана Озен превышала норму в 10 раз.

Основными компонентами загрязнителей, выделяемых в атмосферу на нефтегазодобывающих и перерабатывающих предприятиях, являются: сероводород, сернистый ангидрид, окись углерода, углеводороды, окиси азота и другие, представляющие собой токсичные вещества III-IV классов опасности.

Необходимо отметить, что особенностью химического состава западноказахстанской нефти является высокое содержание меркаптанов, сероводорода и сернистого газа. Наиболее губительными и агрессивными загрязнителями в числе вышеуказанных компонентов с санитарной точки зрения являются соединения серы, а среди углеводородных компонентов - пентан.

Сероводород - сильный нервно-паралитический яд, вызывает тяжелые отравления со смертельным исходом, кроме того, сероводород обладает высокой коррозионной активностью.

Диоксид серы губительно влияет на организм человека, растительный и животный мир, он взаимодействует со взвешенными частицами, оксидами азота и углеводородами. Большое количество SO2 выбрасывается в атмосферу при сжигании высокосернистого топлива или при сжигании на факелах газа, содержащих сероводород.

Проект обустройства нефтяного месторождения под промышленную разработку принимается к утверждению только в том случае, когда в нем решены вопросы сбора и рационального использования нефтяного газа. Основными источниками загрязнения воздуха является технологическое оборудование, применяемое на месторождении:

- печи подогрева нефти (продукты горения);

- резервуары (испарения);

- аппараты (испарения от буферных емкостей, насосов, сепараторов, соединений трубопроводов);

- газотурбинные двигатели (продукты горения);

- котлы котельных (продукты горения);

- факельные системы (продукты горения).

Перечень загрязняющих веществ и их количество выбросов в атмосферу, представлен в таблицы 5.1.

Таблица 5.1 - Количество выбросов в атмосферу.

Вещества	М, тонн/год
Углеводороды	93,86
Углеродооксиды	329,19
Серы диоксид	1178,20
Азота диоксид	1724,45
Пыль не токсичная	190,15
Итого	3515,85

Как видно из таблицы 5.1, основными загрязняющими веществами являются: диоксид серы (1178,20 т/год) и диоксид азота (1724,45 т/год). Общий выброс по предприятию равен 3515,85 тонн/год.

Мероприятия по защите атмосферы

С целью максимального сокращения вредных выбросов в атмосферу в проекте предусмотрены следующие решения

напорная герметизированная система сбора и транспорта нефти;

подземный способ прокладки трубопроводов по месторождению на глубине не менее 0,8м до верхней образующей трубы;

контроль сварных стыков;

защита подземных трубопроводов от почвенной коррозии изоляцией усиленного типа на основе полимерных липких лент;

защита от атмосферной коррозии наружной поверхности надземных трубопроводов, оборудования, аппаратов, металлоконструкции и пр.;

применение оборудования на расчетное давление, превышающее давление источника;

автоматическое отключение системы налива при достижении предельного уровня нефтепродукта в автоцистерне.

Запрещается выпуск сероводородосодержащего газа в атмосферу без сжигания или нейтрализации. Сброс газа от рабочего и резервного предохранительных клапанов технологических аппаратов и емкостей должен производиться в факельную систему. Должны осуществляться эффективные мероприятия по очистке газа от сероводорода и меркаптанов.

Общее количество вредных выбросов в районе добыче нефти и газа можно снизить совершенствованием технологических процессов и широким внедрением различных методов утилизации и очистки газа. К наиболее эффективным из них можно отнести следующее:

повышение утилизации нефтяного газа;

внедрение малогабаритных передвижных блочных газобензиновых установок повышенной производительностью;

использование естественных подземных хранилищ газа;

широкое внедрение обезвоживания нефти, основанной на принципе абсорбции эмульгированной нефти и гидрофобных твёрдых частиц в жидком фильтре;

установка на магистральных газопроводах конденсатосборников и дренажных линий для предотвращения загрязнения атмосферы газом, конденсатом, водой и механическими примесями.

Определение категории опасности предприятия (КОП)

Расчет категории опасности предприятия проводится по «Рекомендациям по делению действующих предприятий на категории в зависимости от массы и видового состава выбрасываемых в атмосферу загрязняющих веществ».

Категория опасности (КОП) рассчитывается по следующей формуле:

КОП =

где Мi - масса выброса ПДК i- го вещества, т/год;

ПДКi - среднесуточная ПДК i - го вещества мг/м³;

n - количество загрязняющих веществ, выбрасываемых предприятием;

бi - безмерная величина, позволяющая соотнести степень вредности i- го вещества с вредностью сернистого газа, определяющаяся по таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Значения бi для веществ различных классов опасности

Константа	Класс опасности
	1	2	3	4
бi	1,7	1,3	1,0	0,9

По величине КОП предприятия делят на 4 категории опасности, представленные в таблице 5.3.

Выбрасываемые вещества, для которых Мi/ПДКi < 1 - не учитываются при расчетах КОП и приравниваются нулю.

Таблица 5.3 - Классификация предприятий по категории опасности

Категория опасности предприятия	Значения КОП	Примечание
1	КОП>106	Предприятия имеют значительный валовый выброс загрязняющих веществ 1 класса опасности. Характерно для малых городов, содержащих 1-2 предприятия или для крупных городов, содержащих 5-10 предприятий. Выбросы предприятия составляют до 60-70% от общего выброса города.
2	106>КОП>104	Большой объем выбросов загрязняющих веществ с превышением ПДК одного или нескольких загрязняющих веществ. Характерно для малых городов, содержащих 15-20 предприятий. Выбросы предприятия составляют до 30% от общего выброса города.
3	104>КОП>103	Наиболее многочисленная группа. Выбросы предприятия составляют до 5-10% от общего выброса города.
4	КОП<103	Мелкие предприятия с небольшим выбросом загрязняющих веществ. Выбросы предприятия составляют до 1-5% от общего выброса города.

Выбрасываемые вещества, для которых Мi/ПДКi<1 - не учитываются при расчетах КОП и приравниваются к нулю.

Если отсутствуют среднесуточные значения ПДК, то используют значения максимально-разовых ПДК, ОБУВ - ориентировочно безопасный уровень воздействия или уменьшенные в 10 раз значения ПДК веществ в воздухе рабочей зоны. Если же не разработаны ПДК или ОБУВ для какого-либо вещества, то значения КОП приравниваются к массе выбросов данного вещества.

Расчет КОП представлен в таблице 5.4

Таблица 5.4

Вещества	М, т/год	ПДКсс, мг/м3	Класс опасности	бi		бi
Углеводород	93,86	1,5	4	0,9	62,57	41,38
Углеродооксид	329,19	3	4	0,9	109,73	68,60
Серы диоксид	1178,20	0,5	3	1	223564	223564
Азота диоксид	1724,45	0,4	2	1,3	43111,25	1059175,19
Пыль не токсичная	190,15	0,1	3	1	1901,5	1901,5

Если же не разработаны ПДК для какого - либо вещества, то значения КОП приравнивают к массе данного вещества:

КОП=^бi=41,38+68,60+223564+1059175,91+0,40+1901,5= 1284750,67

Таким образом, месторождение Узень относится к 1 категории опасности, т.к. КОП >106.

Загрязнение водных ресурсов

На месторождении значительная часть пластовых вод и промысловых сточных вод после предварительной очистки закачивается в пласты с целью ППД. Сточные воды по своему химическому составу весьма агрессивны, и их использование на промыслах приводит к значительной коррозии оборудования. Поэтому использование этих вод обычно связано только со строительством сложных, дорогостоящих очистных сооружений, но и дополнительными затратами по защите оборудования от коррозии.

Сточная вода характеризуется значительным содержанием механических примесей. Процесс очистки сточных вод связан с определёнными трудностями. Чем больше в сочной воде механических примесей, тем труднее очистить такую воду от нефти отстаиванием. Применяемые очистные сооружения предусматривают выделение основной массы нефтепродуктов и твёрдых примесей в открытых прудах-отстойниках или резервуарах, с последующей доочисткой на кварцевых фильтрах.

Пруды-отстойники, используемые для очистки сточных вод, требует больших площадей и значительных капитальных вложений.

Поверхностная вода

В районе месторождения нет постоянных поверхностных бассейнов

воды. Однако, ограниченные осадки во время штормов, загрязнения от транспорта, собирающиеся во впадинах, вносят вклад в создание локальных образований с относительно высокой поверхностной концентрацией вредных веществ.

Грунтовые воды

Грунтовые воды в районе месторождения находятся довольно глубоко (глубже 70 м) и местные почвы мало проницаемы.

Верхние водоносные горизонты в процессе добычи загрязняются нефтью и попутно добываемой водой. Нефть обладает токсическим свойствами, её наличие, даже в небольших количествах в воде, делает последнюю непригодной для питья и хозяйственно-бытового использования.

Возможными источниками загрязнения подземных вод являются производственные и бытовые сточные воды, а также фильтрационные утечки вредных веществ из емкостей, трубопроводов и других сооружений.

Попутная пластовая вода, добываемая совместно с нефтью, является водой повышенной минерализации. Её попадание на поверхность чревато засолением наземных и подземных источников воды, потерей их питьевого качества.

Урон окружающей среде от нефтяных работ на грунтовые воды ограничен случайными загрязнениями от производимых жидкостей и морской воды, поднимающейся из-за недостаточности прочности цементирования, что вызывает коррозию нагнетательных скважин. Однако, поскольку грунтовые воды в районе месторождения и его ближайших окрестностей характеризуются высокой природной засоленностью и не используются не для производства не для хозяйственных нужд, то эти загрязнения не являются угрожающими для водоснабжения. Единственный источник питьевой воды в районе находится в песках в 30 км от месторождения. Этот источник поставляет около 30% питьевой воды, поступающей в район Узень, и не подвержен прямо влиянию нефтяных работ.

Мероприятия по защите водных ресурсов

Однако потребности питьевой воды на месторождении и нерациональное ее использование вызывают ускоренное выкачивание запасов воды, и при условии недостаточного восстановления уровня, возможно истощение этого источника.

1) На всех этапах работ должен быть исключен разлив химических и нефтяных продуктов на землю.

2) Остатки растворителей необходимо утилизировать в системе сбора нефти или специальных емкостях.

3) Сточные воды после промывки линии и оборудования следует утилизировать в системе сбора пром. стоков.

Грунтовые воды подлежат охране от загрязнения и истощения. Сброс сточных вод допускается лишь в случаях, если он не приведет к увеличению содержания загрязняющих веществ сверх допустимых норм по отдельному технологическому решению, согласованному в установленном порядке с надзорными инстанциями.

Один из наиболее распространённых методов очистки сточных вод - фильтрация. Для увеличения фильтрации применяют фильтры различных конфигураций. Химический метод очистки сточных вод даёт хорошие результаты при содержании нефтепродуктов в сточной воде не более 150 мг./ м³.

Физико-химический метод используется главным образом для совместной очистки железосодержащих и сероводородных сточных вод от эмульгированной нефти, вешанных веществ и сероводорода. Физико-химический метод позволяет не только обеспечить подготовку больших объёмов сточных вод, но и резко снизить их коррозионную активность.

Характеристика загрязненных земель

Загрязнение недр и их нерациональное использование отрицательно отражается на состоянии и качестве поверхностных и подземных вод, атмосферы, почвы, растительности и т.д. Становится очевидным, что основной объём наиболее опасных сточных вод и других отходов приходится на долю нефтегазодобывающих предприятий.

Основными требованиями к обеспечению экологической устойчивости геологической среды при проектировании, строительстве и эксплуатации нефтегазового месторождения являются разработка и выполнение профилактических и организационных мероприятий, направленных на охрану недр.

Исследованиями установлено, что в процессе бурения и эксплуатации нефтегазовых месторождений создаются условия для нарушения экологического равновесия недр. Так, длительная практика заводнения продуктивных пластов на нефтяных месторождениях показывает, что с ростом объемов закачки существенно уменьшается минерализация пластовой воды и концентрация хлоридов и увеличивается концентрация сульфатов. Развитие биохимических процессов в нефтяной залежи, в свою очередь увеличивает содержание сероводорода в нефти, в пластовых водах и газе и способствует снижению проницаемости пластов. И этот процесс быстро развивается в случаях, когда для заводнения используются пресные или маломинерализованные воды, имеющие в своем составе сульфаты, а нередко сульфатвосстанавливающие бактерии.

Мероприятия по охране недр являются важным элементом и составной частью всех основных технологических процессов при строительстве нефтяных и газовых скважин, разработке и эксплуатации месторождения.

Общие меры по охране недр должны включать:

-комплекс мер по предотвращению выбросов, открытого фонтанирования, грифонообразования, обвалов стенок скважин, поглощения промывочной жидкости и других осложнений. Для этого нефтяные, газовые и водоносные интервалы изолируются друг от друга, обеспечивается герметичность колонн, крепление ствола скважины кондуктором, промежуточными эксплуатационными колоннами с высоким качеством их цементажа;

-обеспечение максимальной герметичности подземного и наземного оборудования;

-выполнение запроектированных противокоррозионных мероприятий;

-введение замкнутой системы водоснабжения, с максимальным использованием для заводнения промысловых сточных вод;

- работу скважин на установленных технологических режимах, обеспечивающих сохранность скелета пласта и не допускающих преждевременного обводнения скважин;

-обеспечение надежной, безаварийной работы систем сбора, подготовки, транспорта и хранения нефти.

Организационные мероприятия включают тщательное планирование размещения различных сооружений, контроль за транспортными путями, составление детальных инженерно-геологических карт территории с учетом карт подземного пространства, смягчение последствий стихийных бедствий.

В процессе разработки нефтегазовых месторождений почва загрязняется нефтью, нефтепродуктами, различными химическими веществами и сточными водами.

За счёт загрязнения нефтью, в почве резко возрастает соотношение между углеродом и азотом, что ухудшает азотный режим почв и нарушает корневое питание растений.

В настоящее время основными факторами деградации почвенно-растительного покрова являются: механическое уничтожение грунта и трансформации плодородного слоя почвы вследствие строительных работ (прокладки магистрального трубопровода, строительных площадок ЦППН, полигона хранения твердых отходов и т.п.). Это один из самых мощных факторов уничтожения растительности, так как в пустынной зоне плодородный слой почвы ничтожно мал.

Успешное решение задачи утилизации разлитой нефти и очистки территорий может быть выполнено лишь при условии наличия исчерпывающей

информации о количестве разлитой нефти, суммарном объеме грунта, подлежащего рекультивации, величине площади загрязненной территории, соотношение фаз в обрабатываемой продукции, условиях залегания, физико-химических и теплофизических характеристиках продукции.

Загрязненность территорий нефтяного промысла выражается в виде прудов (амбаров), заполненных нефтью и нефтяными отходами, скоплений нефтепродуктов вдоль нефтепроводов и замазученность вокруг эксплуатационных скважин.

Точное число загрязненных участков установить затруднительно из-за динамики процесса. Однако можно с уверенностью констатировать, что их число превышает 2000. Карта замазученности показывает, что загрязнения имеют как точечный, локальный характер, так и достаточно протяженные участки территории, залитые нефтью.

Объемы разлитой нефти и ее процентное содержание в грунте изменяется в широких пределах, от практически чистой нефти, заполняющей естественные углубления, до грунта, содержащего 5-10% нефти.

Условия залегания могут быть различны, наиболее часто участки замазученности (практически вокруг каждой скважины).

Загрязнение представляет собой грунт, перемешанный с нефтью. Глубина загрязненного грунта колеблется от нескольких сантиметров до 0,3-0,5 м и более. Толщину загрязненного слоя точно определить невозможно, так как значительные площади, залитые нефтью и засыпанные чистым грунтом, с целью улучшения экологической обстановки, представляют потенциальную угрозу выхода нефти на поверхность и образования новых загрязнений.

Вторым, часто встречающимся случаем загрязнения, является образование различных по площади и объему прудов (амбаров). Нефть в этом случае образует свободную поверхность. Под слоем нефти может располагаться слой подстилающей воды. В случае отсутствия водяного слоя под нефтью находится грунт, пропитанный нефтью. Толщина нефтяного слоя может изменяться от нескольких миллиметров до 1 метра и более.

Большое количество разливов расположено вдоль трасс нефтепроводов. Точный учет разлитой нефти является трудоемкой задачей, решение которой не представляется необходимым.

Объемы разлитой нефти определены ориентировочно, при этом учитывались лишь наиболее крупные амбары (отстойники) и ловушки нефти, в которых сосредоточено более 1,0 млн. тонн нефти.

Ориентировочное количество грунта, подлежащего обработке, определено исходя из средней глубины замазученности 0,3 м. Объем составляет, по месторождению Узень 14 340 000 куб. м.

Несмотря на большое количество загрязнений, все они могут быть классифицированы по ряду признаков, среди которых:

- соотношение и распределение фаз в загрязненном участке;

- характер возникновения, случайный или целенаправленный;

- величина площади загрязнения;

- объем разлитой нефти.

Мероприятия по защите недр

Почва самоочищается обычно очень медленно путём биологического разложения нефти. При разработке и эксплуатации нефтегазовых месторождений предотвратить загрязнение почвы и сохранить растительный мир можно в результате следующих мероприятий:

- разработки и внедрения эффективных методов и средств отделения выбуренной породы (шлама) от буровых сточных вод и вывода его в специально отведённые места;

- разработка и внедрения микробиологической очистки почв от загрязнения нефтью нефтепродуктами;

- ускорения строительства систем сбора и переработки нефтяных газов и газоконденсата.

Общие меры по охране недр должны включать:

-комплекс мер по предотвращению выбросов, открытого фонтанирования, грифонообразования, обвалов стенок скважин, поглощения промывочной жидкости и других осложнений. Для этого нефтяные, газовые и водоносные интервалы изолируются друг от друга, обеспечивается герметичность колонн, крепление ствола скважины кондуктором, промежуточными эксплуатационными колоннами с высоким качеством их цементажа;

-обеспечение максимальной герметичности подземного и наземного оборудования;

-выполнение запроектированных противокоррозионных мероприятий;

-введение замкнутой системы водоснабжения, с максимальным использованием для заводнения промысловых сточных вод;