169327 (Экологическая обстановка месторождения Дунга), страница 2

Конденсат, собирающийся в сепараторе V-501, периодически по срабатыванию сигнализатора верхнего уровня жидкости (поз.29а2) сбрасывается в сепаратор V-301 через запорный кран Кз-4 (поз.40.3).

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

• измерение давления манометром МП4-У-1.0 (поз.13.11);

• сигнализация нижнего и верхнего уровней (поз.31а1,31а2), сигнализация верхнего аварийного уровня( поз.31а3) приборами ПП-021И;

• расход воды на выходе из блока в пруд-испаритель датчиком расхода электромагнитным ДРЖИ (поз.48);

• измерение и сигнализация давления на выходе насосов Р-605А,В манометром показывающим сигнализирующим ДМ2005 (поз.26.1).

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

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

Тестовый сепаратор V-101 предназначен для проведения исследования скважин. ГЖС из исследуемой скважины с температурой 30^оС и давлением до 1.4 МПа (изб.) через специальную линию на гребенке и клапан-отсекатель Эз-1 направляется в нагреватель Н-401С, нагревается до 45…60^оС и поступает в тестовый сепаратор V-101 объемом 2,8 м³. Для нагревателя Н-401С предусмотрено:

• измерение температуры на входе термопробразователем сопротивления ТСМ0193 (поз.8.1) и на выходе (поз.8.2).

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

• измерение температуры продукции скважин на входе в блок тестового сепаратора термометром техническим (поз.6);

• измерение температуры в сепараторе термопреобразователем сопротивления ТСМ0193 (поз.10.1);

• измерение уровня жидкости в сепараторе указателем уровня жидкости типа 12С136к (поз.23.1, 23.2);

• измерение давления в сепараторе манометром показывающим МП4-У-16 (поз.15.8);

• измерение давления в сепараторе преобразователем избыточного давления Сапфир 22М (поз.20);

• измерение давления столба жидкости в сепараторе преобразователем гидростатического давления Сапфир 22ДГ (поз.21, 22);

• измерение температуры газа на выходе из сепаратора термопреобразователем сопротивления ТСМ0193 (поз.8.3);

• регулирование давления в сепараторе V-101 сегментным регулирующим фланцевым клапаном суженого сечения типа R21 с взрывозащищенным электроприводом AUMA MATIС (поз.37);

• измерение расхода газа из сепаратора расходомером газа вихревым VFM 3100W (поз.43);

• регулирование сброса жидкости из сепаратора клапаном запорным шаровым с взрывозащищенным электроприводом AUMA NORM (поз.39).

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

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

• измерение и сигнализация давления манометром показывающим сигнализирующим ДМ2005 (поз.16.3);

• измерение уровня конденсата преобразователем уровня буйковым Сапфир 22ДУ (поз.25.3).

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

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

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

3. ОХРАНА ТРУДА, ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ

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

- Нефть;

- Конденсат;

- Попутный газ.

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

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

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

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

- Обеспечение прочности и герметичности технологических аппаратов и трубопроводов;

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

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

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

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

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

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

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

Все показания контрольно-измерительных приборов, находящиеся на щите в операторной, дублируются приборами, установленными непосредственно на технологических аппаратах. Для обслуживания арматуры и приборов на высоте более 0,7м предусмотрены стационарные и передвижные лестницы и площадки с ограждениями.

Для исключения механических повреждений, внутри промысловые трубопроводы нефти, газа и воды предусматриваются в подземной прокладке с установкой по трассе закрепительных знаков, обеспечивающих быстрый поиск мест повреждений. Технологические аппараты перед ремонтом необходимо тщательно продуть горячим паром до достижения полного отсутствия в них вредных веществ, не превышающих предельно допустимые концентрации.

4 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ

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

Мероприятия по охране недр и окружающей среды намечены с учетом специфики работ проводимых при пробной эксплуатации нефтяных залежей месторождения Дунга. На данном этапе проектирования важным является охрана воздушного и водного бассейна, земель и недр. При пробной эксплуатации месторождений воздух загрязняется, главным образом, при подготовке, транспорте, хранении нефти и газа из-за неисправности элементов оборудования замерных установок системы сбора продукции скважин и испарений нефти из емкостей, отстойников и резервуаров.

Атмосфера загрязняется продуктами сжигания минерального топлива в стандартных установках и факелах, поскольку отделенный нефтяной газ будет сжигаться.

Для охраны воздушного бассейна при проектировании обустройства необходимо применять герметизированные системы сбора, а при эксплуатации объектов сбора и хранении продукции усилить контроль за техническим состоянием оборудования.

В местах расположения источников выбросов и за пределами санитарно- защитной зоны участка сбора нефти необходимо осуществлять динамический контроль загрязнения атмосферы. Предельно допустимые концентрации для рабочей зоны согласно СН 245-71 и ГОСТ 1723.02-78 не должны превышать:

• углеводороды-5 мг/м³, класс опасности-4

• окись углерода - 3 мг/м³, класс опасности -4

• оксид азота- 0,085 мг/м³, класс опасности-2.

При эксплуатации залежей основную опасность для почв и растительности представляют нефть и нефтепродукты, попадающие на землю в результате аварий и потерь в системе их сбора и транспорта.

При проектировании объектов обустройства предусмотреть следующие технические решения:

- асфальтировать приустьевые части скважин, а вблизи них предусмотреть системы аварийного слива;

- строительство резервных трубопроводов и емкостей на случай аварий и профилактики;

- в наиболее ответственных узлах сооружений применять трубы и оборудование в антикоррозионном исполнении;

- автоматическое отключение скважин в случае прорыва выкидных линий;

- установка стальных гидрофицированных задвижек на нефтесборных сетях.

Для санитарных зон предусмотреть отчуждение земель вокруг трасс трубопроводов, скважин , насосных станций и резервуаров в радиусе 50 метров. На сборном участке оборудования должна быть установлена площадка с устройством желобов и нефтеловушек, с бетонированием стенок и дна, исключающие попадание нефти на почву и дающие возможность сбора отходов. Стояк для налива нефти оборудуется бетонной площадкой под автоцистерну с нефтеловушкой. Факелы сжигания попутного газа должны быть установлены в амбарах, обвалованных по периметру земляным валом высотой не менее 1 м.

Под строительство скважин и сооружений должны отводиться участки земли строго ограниченных размеров. По окончании строительства объектов необходимо произвести техническую и микробиологическую рекультивацию.

При пробной эксплуатации залежей предотвращение вредного воздействия на недра возможно при выполнении существующих правил и норм. При этом важнейшими мероприятиями для данного месторождения следует считать:

- недопущение вредных воздействии при пробной эксплуатации участка залежей на соседние части тех же залежей;

- соблюдение оптимального режима, предусмотренного настоящим проектом, соответствующего геологическим условиям залегания и фазовому состоянию углеводородов в недрах;

- недопущение эксплуатации скважин с неисправным цементным кольцом, негерметичной колонной;

- соблюдение проведения комплекса мероприятии по контролю за разработкой согласно раздела 5 проекта;

- недопущение межпластовых перетоков нефти, газа и воды.

4.1.1 Воздействие на атмосферу

Источники выбросов вредных веществ. Основными источниками загрязнения воздуха является технологическое оборудование, применяемое на месторождении Дунга:

• подогрева нефти (продукты горения);

• резервуары (испарения);

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

• газотурбинные двигатели (продукты горения);

• котлы котельных (продукты горения);

• факельные системы (продукты горения).

К причинам выделения выбросов вредных веществ с технологического оборудования (резервуары и аппараты) можно отнести:

• не герметичность соединений;

• аварии вследствие коррозии;

• прорывы трубопроводов;

• образование амбаров и так далее.

При выбросе вредных веществ в атмосферу поступают углероды, оксид азота, оксид углерода, сернистый газ.

Согласно РД 39-0)4798-005-88 и ГОСТ 17.2.3.02-78 ПДК для рабочей зоны:

• по углеводам 300 мг/м³, класс опасности 4

• по двуокиси азота 5 мг/м³, класс опасности 2

• по окиси углерода 30 мг/м³, класс опасности 4

• по сернистому газу 10 мг/м³, класс опасности 3

ПДК для населенных пунктов:

• по углеводам 5 мг/м³

• по двуокиси азота 0,085 мг/м³

• по окиси углерода 5 мг/м³

• по сернистому газу 0,5 мг/м³

Фоновые концентрации установлены Госкомитетом по гидрометеорологии Казахским управлением и равны:

СО -1,5 мг/м³; N0₂ -0,03 мг/м³; О;=0.1 мг/м³.

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

4.2 Организационные мероприятия