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 (Æ500 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.

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.