Выбор параметров оборудования при гидравлическом разрыве пласта

Газовые огнетушители (ОУ-2, ОУ-5,ОУ-8) применяются для тушения жидких и твердых веществ, а также электроустановок, находящихся под напряжением.

В производственных помещениях применяются главным образом углекислотные огнетушители, достоинством которых является высокая эффективность тушения пожара, сохранность электронного оборудования, диэлектрические свойства углекислого газа, что позволяет использовать эти огнетушители даже в том случае, когда не удается обесточить электроустановку сразу.

Пожары аварийных газовых и нефтяных фонтанов возникают как при бурении, так и при эксплуатации скважин.

Наиболее эффективными средствами тушения фонтанов являются: вода, газоводяные смеси от АГВТ, газообразные продукты заряда ВВ, огнетушащие порошки.

Основным критерием подачи огнетушащего вещества является его удельный расход, который зависит от вида огнетушащего вещества, способа подачи, условий смешивания с горючим. Процесс тушения фонтанов состоит из 3 этапов.

Первый этап – подготовка к тушению, что включает в себя охлаждение оборудования и техники, находящихся в зоне пожара, а также орошение факела фонтана, продолжительность этапа 1 ч.

Второй этап – тушение фонтана с одновременным продолжением операций, предусмотренных первым этапом. Продолжительность определяется способом тушения.

Третий этап – охлаждение устья скважины и орошение фонтана после тушения. Продолжительность этапа 1 ч.

Основные способы тушения фонтанов в зависимости от типа фонтана могут быть: закачка воды в скважину через устьевое оборудование, тушение струями автомобилей газоводяного тушения, водяными струями из лафетных стволов, взрывом заряда ВВ, огнетушащими порошками, а также комбинированным способом.

Разряды молнии могут явиться причиной взрывов пожаров, поражения людей. По данным статистики около 7 % пожаров возникает от разрядов молнии. Разрушительное действие прямого удара молнии очень велико.

Для приема электрического разряда и отвода токов молнии в землю служат специальные устройства  - молниеотводы.

 

 

 

 

 

5 Промышленная  экология

 

Нефтяное месторождения Кумколь и Южный Кумколь расположены на территории Улытауского района Карагандинской области Республики Казахстан. Территория месторождения Кумколь приурочена к поверхности обширной озерной котловины. В орографическом отношении площадь месторождения представляет собой степь с абсолютными отметками рельефа 106–160 м над уровнем моря.

Климат района резко континентальный. На территории района лето жаркое и продолжительное. Резких различий в температурах в этот период не наблюдается. Среднемесячная температура самого жаркого месяцы июля колеблется от 26,8 до 27,6 0С, а средние из абсолютных максимальных температур достигают 40–42 0С. Для этого района характерны частые и сильные ветры северо-восточного и восточного направления Наибольшую повторяемость за год имеют ветры северо-восточного направления. Характер годового распределения месячных сумм осадков также неоднороден: летом 4–6 мм, зимой 15–17 мм.

Опасными веществами, загрязняющими окружающую среду в процессе эксплуатации месторождения, являются отходы бурения, буровой шлам, отработанный буровой раствор, замазученный грунт, строительные отходы, металлолом. Жидкие отходы бурения должны подвергаться очистке и использоваться повторно. Аварийные разливы нефти и продуктов ее переработки, выбросы нефтепродуктов в окружающую среду, загазованность при их сгорании и многое другое, связанное с использованием человеком нефтяных углеводородов, становятся все более разрушительными, пагубными для всего живого.

Попадание нефти и ее компонентов в окружающую среду, будь то воздух, вода или почва вызывает изменение их физических, химических, биологических свойств и характеристик, нарушает протекание естественных геохимических процессов. В ходе трансформации углеводороды нефти способны образовывать токсичные соединения, обладающие опасными для здоровья человека свойствами, в том числе и канцерогенными, которые характеризуются стойкостью к микробиологическому расщеплению.

Нефть, попадая на земную поверхность, она изменяет свое энергетическое состояние в соответствии с химическим составом и условиями окружающей среды. Это приводит к деструктивным превращениям вследствие улетучивания легких фракций, вымывания водами водорастворимых соединений, химического и биологического окисления в почве остаточных компонентов.

Поэтому правильная оценка вероятных изменений нефти в различных средах, знание состава нефтяных загрязнений и классификация их по степени опасности являются необходимым условием при разработке комплекса мероприятий, направленных на улучшение экологического состояния окружающей среды и ликвидацию последствий аварийных ситуации.

На месторождениях Кумколь и Южный Кумколь АО «ПККР» имеет 344 источников выброса загрязняющих веществ атмосферы (99 организованных и 245 неорганизованных), Восточный Кумколь – 23 (7орг. и 16 н/о), Северный Нуралы – 13 (5 орг. и 8 н/о), которыми выбрасываются следующие загрязняющие вещества:

• от сжигания попутного газа на факельных установках – выбросы оксидов азота, углеводородов, оксида углерода, сажи;
• от сжигания попутного газа в печах подогрева нефти, котельных и на ГТУ диоксида азота, углеводородов, оксида углерода, диоксида серы;
• от мусоросжигательной печи имеется также незначительный выброс хлористого водорода и фторидов;
• остальные источники выбрасывают в воздушную среду углеводороды.

 В целом по составу  и количеству выбросов предприятие  относится к предприятиям ІІ  категории опасности. Коэффициент  опасности на существующее положение  равен 723 643 со снижением до 533 823 к 2012 году. Снижение валовых выбросов связано с осуществлением программы утилизации попутного газа, где предусмотрена не только утилизация ПНГ на газотурбинной электростанции, но и закачка газа в пласт, начиная с 2010 года.

Годовые выбросы в размере 7019.52 т/г и 246.85 г/с являются предельно-допустимыми выбросами для месторождения Кумколь АО «ПККР» к 2012 году, с учетом выполнения программы утилизации ПНГ.

 

Рисунок 5.1 – Доля вклада каждого из загрязняющих веществ в суммарный выброс

 

 

 

Таблица 5.1.

Выброс загрязняющих веществ

 

Код	Наименование вещества	ПДК сс	Валовой выброс веществ, т/г			Приведенный выброс веществ, уел. т/г
			2010	2011	2012	2010	2011	2012
301	Азота диоксид	0,04	1276,83	1088,65	1013,25	31920,7	27216,2	25331
316	Водород диоксид	0,2	0,0076	0,0076	0,0076	0,04	0,04	0,04
328	Сажа	0,05	247,65	122,20	71,93	4953,00	2444,00	1438,6
330	Сера диоксид	0,05	24,25	24,25	24,25	485,00	485,00	485,00
337	Углерод оксид	3	4673,16	3418,63	2916,01	1557,72	1139,54	972,00
342	Фториды газообразные	0,005	0,0016	0,0016	0,0016	0,32	0,32	0,32
410	Метан	50	441,93	410,57	398,00	8,84	8,21	7,96
2704	Бензин нефтяной	1,5	2596,7	2596,07	2596,07	1730,7	1730,7	1730,7
Сумма:			9259,90	7660,38	7019,52	40656,3	33024,7	29965

 

 

Для безаварийного проведения разработки месторождения в соответствии с «Едиными правилами разработки нефтяных и газовых месторождений РК» должны быть предусмотрены следующие оперативные решения:

• предусмотреть герметизированную систему сбора и подготовки газа с технологическим режимом по нормам проектирования; с целью уменьшения объема выбросов вредных веществ в атмосферу при возможных авариях;
• трапы, сепараторы и другие аппараты, работающие под давлением, должны эксплуатироваться в соответствии с "Правилами устройства и безопасной  эксплуатации сосудов, работающих под давлением";
• автоматизация технологических процессов подготовки нефти и газа, обеспечивающая стабильность работы всего оборудования с контролем и аварийной сигнализацией при нарушении заданного режима, что позволит обслуживающему персоналу предотвратить возникновение аварийных ситуаций;
• применение на всех резервуарах с нефтепродуктами устройств, сокращающих испарение углеводородов в атмосферу;
• конструкция факельной установки должна обеспечивать стабильное горение в широком интервале расходов газов и паров, предотвращать попадание воздуха через верхний срез факельного ствола;
• материалы факельного оголовка, дежурных горелок следует выбирать с учетом их возможного нагрева от теплового излучения факела;
• факельная установка должна быть оснащена устройством регулирования давления топливного газа, подаваемого на дежурные горелки;
• высота факельного ствола определяется расчетом по плотности теплового потока и с соблюдением условия исключения возможности загрязнения окружающей территории продуктами сгорания;
• применение прогрессивных технологий и материалов;
• обучение обслуживающего персонала реагированию на аварийные ситуации;
• проверка готовности систем извещения об аварийной ситуации;
• усиление мер контроля работы основного технологического оборудования, а также факельной системы;
• временное прекращение плановых ремонтов, связанных с повышенным выделением вредных веществ в атмосферу;
• при нарастании неблагоприятных метеорологических условий - прекращение работ, которые могут привести к нарушению техники безопасности (работа на высоте, работа с электрооборудованием и т. д.);
• проведение мониторинговых наблюдений за состоянием атмосферного воздуха.

К числу возможных случаев с неблагоприятными последствиями на предприятии нефтегазового комплекса относятся: аварийное фонтанирование нефтяных скважин, разрыв трубопроводов, нарушение герметичности работающих под давлением аппаратов.

Анализ приведенных данных показывает, что:

• в валовом выбросе загрязняющих веществ преобладает оксид углерода, однако по степени воздействия он занимает четвертое место;
• наиболее опасными выбросами предприятия являются продукты горения диоксид азота, сажа;
• несмотря на использование части попутного газа для выработки электроэнергии, частично для закачки в пласт, значительного уменьшения сжигания ПНГ на факелах, эти ЗВ продолжают быть основными загрязнителями;
• доля углеводородов в загрязнении воздушного бассейна возрастает, но не в валовом выражении, а за счет некоторого уменьшения продуктов горения.

 В результате хозяйственной  деятельности на месторождении  формируются следующие категории  сточных вод:

• хозяйственно-бытовые стоки;
• производственные стоки.

Для удовлетворения производственных нужд, а также для поддержания пластового давления на месторождении Кумколь, путем закачки воды в пласт используется подземная вода альбсеноманского горизонта из водозаборных скважин и очищенные сточные воды, поступающие с площадки ЦППС и станции биологической очистки. Водозабор состоит из 14 скважин (2-13, 15, 16), с глубиной спуска насосов 66-102 м, расположенных в 1 ряд, в том числе 3 наблюдательных (4, 6 и 16). В работе находятся 8 скважин. Суточный дебит скважины находится в пределах 748-1542 м3/сут, а среднесуточная производительность составляет 1088-1243 м3/сут.

Подземные воды могут загрязняться. При эксплуатации месторождения источниками загрязнения подземных вод может являться извлекаемая нефть (утечка сырой нефти при транспортировке, хранении), места образования отходов – технологические резервуары, отстойники; неочищенные или недостаточно очищенные производственные и бытовые сточные воды, а также фильтрационные утечки вредных веществ из емкостей, трубопроводов и других сооружений.

Основными источниками загрязнения подземных вод на месторождении будут являться: системы факельных установок, нефтяные насосы, сепаратор, наземные емкости для хранения нефти.

Следует различать два вида нефтяного загрязнения. К первому относятся загрязнение, возникшее в результате просачивания сырой нефти. Загрязнения второго вида наблюдается при просачивании в водоносные горизонты минерализованных пластовых и сточных вод, содержащих нефть.