169327 (Экологическая обстановка месторождения Дунга)

СОДЕРЖАНИЕ

1.Общие сведения о месторождении

2.Описание технологического процесса и технологической схемы

3.Охрана труда, техника безопасности

4.Охрана окружающей природной среды

4.1 Анализ технологических процессов, как источников загрязнения атмосферы, литосферы (почвы недр)

4.1.1 Воздействие на атмосферу

4.2 Организационные мероприятия

4.3 Инженерно-технические мероприятия по защите

компонентов биосферы

4.3.1 Обеспечение защиты атмосферы

4.3.2 Обеспечение защиты гидросферы

4.3.3 Обеспечение защиты литосферы

5.Оценка воздействия нефтедобывающего комплекса на

окружающую среду

Список литературы

1.ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

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

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

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

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

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

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

Растительность представлена полынью, верблюжьей колючкой.

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

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

Описываемый район характеризуется почти полным отсутствием пресных вод.

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

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

2. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ

Продукция семи нефтяных скважин (ГЖС) в количестве до 1600 м³/сут (по жидкости) с давлением до 1,4 МПа (изб.), температурой 30^оС поступает на гребенку (входной манифольд) по отдельным трубопроводам. Гребенка состоит из двух линий, к одной из которых поочередно могут подключаться все скважины для проведения исследований на тестовом сепараторе V-101. ГЖС из остальных скважин поступает во вторую линию гребенки, в которой происходит смешение и выравнивание этих потоков. На гребенке производится:

• измерение давления на входе ГЖС из каждой скважины манометрами МП-4У (поз.15.1…15.7);

• измерение и сигнализация давления манометрами показывающими и сигнализирующими ДМ2005 в каждой из линий (поз.18.1,18.2);

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

• измерение температуры ГЖС на входе и выходе термопреобразователями сопротивления ТСМ0193 (поз.9.1,9.2,9.3).

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

• измерение давления манометром МП-4У (поз.15.9).

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

Газ по отдельной линии направляется в систему сбора и подготовки газа. Жидкость из депульсатора ДП поступает в сепаратор первой ступени V-201 объемом 25м³. В сепараторе V-201производится:

• измерение давления манометром МП-4У-16 (поз.15.10);

• температуры термометром техническим ТТ (поз.7.2);

• измерение уровня границы раздела фаз «нефть-вода» преобразователем уровня радарным ВМ-100 (поз. 27.1);

• уровень нефти преобразователем измерительным уровня буйковым Сапфир 22ДУ (поз.24.1);

• сигнализация верхнего аварийного уровня жидкости прибором ПП-021И (поз.30а2);

• регулирование уровня нефти сегментным регулирующим фланцевым клапаном типа R21с взрывозащищенным электроприводом (поз.38);

• регулирование уровня воды клапаном запорным шаровым с врывозащищенным электроприводом AUMA NORM (поз.40.1).

В сепараторе V-201 происходит разделение ГЖС на газовую, нефтяную и водную фазы. Уровень нефти в нефтяном отсеке сепаратора V-201 поддерживается клапаном Кр-2 (поз.38). Отделившаяся в сепараторе вода сбрасывается в линию отвода воды на блок подготовки. Уровень воды в сепараторе поддерживается запорным краном Кз-2 (поз.40.1). Газ из сепаратора V-201 смешивается с газом из депульсатора ДП, объединенный газовый поток поступает в систему сбора и подготовки газа.

Нефть из сепаратора V- 201 через клапан-регулятор Кр-2 (поз.38) поступает в сепаратор второй ступени V- 301 объемом 25м³. В сепараторе производится:

• измерение давления манометром МП-4У-1.0 (поз.13.1);

• измерение температуры термометром техническим ТТ (поз.7.1);

• уровня нефти и уровня границы раздела фаз «нефть-вода» преобразователем измерительным уровня радарным ВМ-100 (поз.28.1));

• сигнализация верхнего аварийного уровня жидкости прибором ПП- 021И (поз.30а1);

• регулирование уровня воды краном запорным шаровым с взрывозащищенным электроприводом AUMA NORM (40.2).

В сепараторе V-301 происходит окончательное отделение газа от нефти и сброс воды. Вода, отделившаяся в сепараторе V-301, через запорный кран Кз-3 (поз.40.2) поступает в линию отвода воды на блок подготовки.

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

• измерение давления нефти на входе в насосы манометрами МП-4У-1.0 (поз.13.2,13.3);

• измерение и сигнализация давления манометром показывающим и сигнализирующим ДМ2005 на выходе из насосов (поз.17.1,17.2);

• температуры нефти на выходе из насосов термометром сопротивления ТСМ0193 (поз.8.4);

• измерение расхода нефти на общей линии выхода нефти из насосного блока счетчиком турбинным НОРД-Э3М (поз.49а);

• сигнализация аварийных утечек прибором ПП-021И (поз.29а5);

• измерение температуры подшипников насоса термометром сопротивления ТСМ1193 (поз.11.1…11.6);

• сигнализация открытия муфты насоса;

• сигнализация пожара;

• сигнализация загазованности в блоке;

• сигнализация розлива нефти прибором ПП-021И (поз.29а6).

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

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

• измерение и сигнализация давления манометром показывающим сигнализирующим ДМ2005 (поз.16.2);

• измерение уровня конденсата преобразователем уровня буйковым Сапфир 22ДУ (поз.25.2).

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

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

Для поддержания необходимой температуры нефти в резервуарах Т-101, Т-201 в холодный период года часть нефти (20-21 м³/час) циркулирует через нагреватель нефти Н-401Д винтовым насосом Р-201А,В (рабочий и резервный) по схеме: резервуар насос нагреватель нефти резервуар. Предусмотрено:

• измерение температуры нефти на входе в нагреватель Н-401Д термопреобразователем сопротивления ТСМ0193 (поз.8.5);

• измерение температуры нефти на выходе из нагревателя НД-401Д термопреобразователем сопротивления ТСМ0193 (поз.8.6).

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

• измерение давления нефти на входе в насосы манометрами МП-4У-1.0 (поз.13.2,13.3);

• измерение и сигнализация давления манометром показывающим и сигнализирующим ДМ2005 на выходе из насосов (поз.17.1,17.2);

• температуры нефти на выходе из насосов термометром сопротивления ТСМ0193 (поз.8.4);

• измерение расхода нефти на общей линии выхода нефти из насосного блока счетчиком турбинным НОРД-Э3М (поз.49а);

• сигнализация аварийных утечек прибором ПП-021И (поз.29а5);

• измерение температуры подшипников насоса термометром сопротивления ТСМ1193 (поз.11.1…11.6);

• сигнализация открытия муфты насоса;

• сигнализация пожара;

• сигнализация загазованности в блоке;

• сигнализация розлива нефти прибором ПП-021И (поз.29а6).

Газ, отводимый из депульсатора ДП и сепаратора первой ступени V-201 поступает в сепарационно-измерительный блок в газовый сепаратор V-501 объемом 1,6м³ со струнным каплеуловителем, в котором очищается от капельной жидкости. В сепараторе V-501 и на газовых линиях на выходе из него производится:

- измерение давления манометром МП4-У-6 (поз.14.1);

• измерение давление на выходе газа из сепаратора перед клапаном-регулятором с помощью преобразователя избыточного давления Сапфир 22М (поз.19.1);

• измерение давление на выходе газа из сепаратора после клапана-регулятора с помощью преобразователя избыточного давления Сапфир 22М (поз.19.2);

• измерение температуры после клапана-регулятора с помощью термопреобразователя сопротивления ТСМ0193 (поз.8.4);

• сигнализация верхнего аварийного уровня конденсата (нефти) в сепараторе, нижнего и верхнего уровней конденсата (нефти) приборами ПП-021И (поз.29а3, поз.29а1, 29а2);

• сигнализация розлива нефти прибором ПП-012И (поз.29а4);

• регулирование давления газа в сепараторе сегментным регулирующим фланцевым клапаном типа R21 с взрывозащищенным электроприводом AUMA MATIC (поз.41);

• регулирование уровня конденсата (нефти) клапаном запорным шаровым с взрывозащищенным электроприводом AUMA NORM (поз.40.3);

• измерение расхода газа на питание нагревателей Н-401А,В,С,Д расходомером газа вихревым VFM3100W (поз.44);

• измерение расхода газа на факел расходомером газа вихревым VFM3100W (поз.45);

• измерение расхода газа на дежурную горелку факел и продувку линий ППК расходомером газа вихревым VFM3100W (поз.46).

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

• измерение и сигнализация давления манометром показывающим сигнализирующим ДМ2005 (поз.16.1);

• измерение уровня конденсата преобразователем уровня буйковым Сапфир 22ДУ (поз.25.1).

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