Оптимизация технологии очистки нефти. Часть 3.

Страницы:   1   2   3

---

3.4. Метод стабилизации нефти и выпаривания сероводорода

 

В состав установки сероочистки и стабилизации нефти входит:

1. Рекуперативные теплообменники Е-2003А/В/С «нефть»/»нефть»;
2. Колонна отпарки углеводородов и стабилизации нефти С-2001 тарельчатого типа;
3. Ребойлер поз. Е-2311 горизонтального типа поддерживает температурный режим в колонне поз.С-2001;
4. Ребойлер поз. Е-2311 вертикальный разделен вертикальной перегородкой на 2 секции –секцию отпарки и секцию аккумуляции;
5. Аппарат воздушного охлаждения поз. Е-2311;
6. Насосы Р-2002 А/В.

Технологическая схема очистки нефти от сероводорода и стабилизации нефти по Ю-Шапке представлена на рисунке 3.3.3.

 

3.4.1 Описание технологического процесса очистки нефти от сероводорода методом выпаривания

 

Обессоленная и обезвоженная нефть с содержанием влаги не более 0.3% направляется из электродегидратора поз. V-2003А/В в рекуперативные теплообменники горячей нефти поз.Е-2003 А/В/С, в которых проходя по трубному пространству, нагревается до 120°С за счет тепла обратного потока горячей стабилизированной нефти, откачиваемой из ребойлера поз.Е-2311 с t°=150-155°С.

Подогретая нефть поступает в колонну С-2001 на верхнюю тарелку секции отпарки. Нефть, стекая по тарелкам, собирается в кубовой части колонны, откуда по трубопроводу перетекает в секцию отпарки ребойлера Е-2002.

В секцию отпарки поз.Е-2311 ребойлера нефть нагревается за счет циркуляции горячего теплоносителя АМТ-300, имеющего температуру 270°С, температура в кубе колонны и отпарной секции ребойлера поддерживается 135 °С.

Регулирование температуры осуществляется регулятором температуры 20-TICA-501, регулирующий клапан которого установлен на линии подачи в ребойлер Е-2311 теплоносителя.

Куб колонны поз.С-2001 и секция аккумулятора ребойлера работают как сообщающиеся сосуды.

Уровень в кубе колонны устанавливается в соответствии уровню в секции аккумуляции ребойлера поз.Е-2311.

Для сбора конденсирующихся в колонне паров, легких фракций, в т. ч. Н₂S в колонне установлена глухая тарелка с карманом. Сконденсированная нефть, вода и легкие фракции стекают с тарелки в карман, нефть из кармана через специальную перегородку перетекает на нижерасположенные тарелки, а вода из нижней части кармана через регулятор уровня поз.20 LICA-500 перепускается в V-4401 установки подготовки пластовой и сточной воды.

Регулирование уровня производится автоматически в секции аккумуляции ребойлера поз.Е2002 регулятором уровня поз. 20 LICA-510 и поз.20LICA-520, два регулирующих клапана которого установлены на линиях подачи стабилизированной нефти в теплообменники поз.Е-2001 А/В насосом поз.Р-2002 А/В.

Пары воды, легкие углеводороды и сероводород, выделившиеся в ребойлере поз.Е-2311, по трубопроводу направляются под нижнюю тарелку отпарной секции колонны поз.С-2001, поднимаясь вверх, проходят через тарелки отпарной секции кол. поз.С-2001, взаимодействуя с жидкой фазой, стекающей по колонне вниз, поступают в верхнюю секцию колонны- конденсационную.

На верхнюю тарелку конденсационной колонны подается орошение из линии нефти, поступающей из электродегидраторов поз. V-2003 А/В в количестве около 10% от всего потока нефти направляемого на стабилизацию температуры нефти, подаваемой на орошение. Температура верха колонны 80-85°С регулируется количеством нефти, подаваемой на орошение (нефть подаваемая на орошение принято называть флегмой). На линии подачи нефти на орошение расположен регулирующий клапан регулятора температуры верха колонны поз.20 TIC-500.

Стабилизированная нефть температуры 135°С и остаточном содержании Н₂S не более 20 г/т забирается из секции аккумуляции ребойлера поз.Е-2311 горячим насосом поз.Р-2002 А/В прокачивается через последовательно работающие теплообменники поз.Е-2003 А/В/С и поз.Е-2001 А/В, в которых охлаждается до температуры 50°С и направляется на сооружении хранения и перекачки товарной нефти в резервуары Р-1/1.2 объемом 5000м³ каждый.

Для заполнения системы теплообменников используют специальный теплоноситель. Масло-теплоноситель АМТ-300Т – нефтяное масло, вырабатываемое на основе экстракта тяжелого газойля каталитического крекинга (фракция 350-475 °С) с последующей селективной депарафинизацией и доочисткой (адсорбционной или гидрокаталитической). Применяют в закрытых системах обогрева, оборудованных приспособлением для удаления легкокипящих продуктов разложения, которые могут образоваться при длительной работе теплоносителя. Предельно допустимая температура масла при интенсивной принудительной циркуляции в условиях длительной эксплуатации — до 300°С.

Данный метод сероочистки и стабилизации нефти имеет недостатки. Нагрев нефти до необходимой высокой температуры 120-135⁰С приводит к образованию солей на стенках внутритрубного пространства. В дальнейшем, вследствие снижения теплопередачи и пропускной способности теплообменников, это приведет к вынужденной остановке установки сероочистки для проведения ремонтных работ, что в свою очередь влечет дополнительные организационные мероприятия финансовые затраты и временное повышение содержания сероводорода в нефти.

Согласно технологического регламента Южно-Шапкинского нефтяного месторождения для заполнения системы теплообменников маслом ТЛВ-332М необходимо 120 т. В связи с потерей свойств масла, необходимых для нормальной работы теплообменников, требуется производить замену масла один раз в два года.

Стоимость одной бочки (200 кг) составляет 8980 руб. Для работы установки, в течение 10 лет, необходимо будет произвести замену всего теплоносителя не менее чем 3 раза.

бочек * 8980 руб. = 16,164 млн.руб

 

3.4 Метод очистки нефти от сероводорода способом дозирования поглотителя сероводорода

 

Существует способ очистки нефти от сероводорода, включающий ступенчатую сепарацию, нейтрализацию остаточных количеств сероводорода введением в нефть реагента-нейтрализатора с последующим их смешением с помощью смесителя и выдержку полученной жидкости в емкостях, в котором осуществляют подогрев дегазированной нефти после первой ступени сепарации, вводят в дегазированную нефть реагент-нейтрализатор после второй ступени сепарации, осуществляют ввод воды в нефть перед смешением ее с реагентом-нейтрализатором сероводорода в смесителе при обводненности дегазированной нефти от более чем 0 до менее 15%, ведут контроль за выпадением осадка с помощью фильтров, установленных после смесителя, а выдержку полученной смеси в емкостях осуществляют в динамических условиях.

Указанная совокупность существенных признаков позволяет упростить технологию очистки нефти от сероводорода. Лабораторными исследованиями и опытно-промысловыми испытаниями доказано, что при заявляемой последовательности операций, обеспечивая оптимальную температуру нагрева дегазированной нефти и оптимальное время выдержки в динамических условиях смеси реагента-нейтрализатора сероводорода с сероводородсодержащей нефтью путем изменения количества вводимого реагента-нейтрализатора можно получить очищенную нефть с необходимым остаточным содержанием сероводорода. Таким образом, появляется возможность регулирования остаточного количества сероводорода в очищенной нефти в зависимости от производственных задач, втом числе получения остаточного содержания сероводорода в нефти в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002, согласно которому массовая доля сероводорода в нефти не должна превышать 100 ppm, то есть по содержанию сероводорода очищенная нефть соответствует товарной нефти вида 2.

Схему очистки нефти от сероводорода способом дозирования поглотителя сероводорода представлена на рисунке 3.4.1.

 

Установка сероочистки включает в себя следующие основные технологические аппараты:

• буферные емкости БЕ-1/1,2;
• блок дозирования хим. реагента поглотителя сероводорода БР-1;
• насосная подачи пресной воды ;
• подогреватели пресной воды ПП-1/1,2;
• насосная перекачивающая станция;
• кавитатор;
• фильтра улавливания осадка;
• буферные емкости БЕ-2/1,2,3,4;
• резервуары вертикальные стальные-5000 Р-1/1,2,3.

 

3.5 Описание технологического процесса очистки нефти от сероводорода способом дозирования поглотителя сероводорода

 

Подготовленная нефть из буферных емкостей БЕ-1/1,2 при избыточном давлении 0,15 МПа, температурой 50^оС и реагент-нейтрализатор из расходной емкости БР-1, в количестве 0,5 кг/т. В качестве реагента-нейтрализатора сероводорода используется реагент «Колтек ПС 1657», включающий диэтилдиамин. Смесь поступает в кавитатор, где образуется стойкая эмульсия из несмешивающихся в стандартных условиях жидкостей: нефти и реагента-нейтрализатора сероводорода. После ввода нейтрализатора в нефтяную эмульсию для растворения продуктов реакции нейтрализатора и сероводорода предусмотрена подача пресной воды в количестве 5-10 % от количества нефти.

Пресная вода с температурой 4-10^оС, проходя через подогреватели ПП-1/1,2, нагревается до температуры 50 ^оС. Для обеспечения оптимальных условий работы кавитатора перед ним устанавливают насос Н-1/1, например центробежный, для создания перепада давления на входе и выходе из кавитатора. При пропускании жидкостей через смеситель происходит диспергирование частиц нефти и реагента, которые в итоге образуют однородную массу. Работа реагента-нейтрализатора сероводорода происходит на границе раздела фаз «нефть-вода», в результате образованная дисперсия способствует усилению массообмена, сокращая время реагирования. При выходе смеси нефти с реагентом-нейтрализатором сероводорода из смесителя осуществляют контроль за выпадением осадка в фильтрах Ф-1/1,2, установленных после смесителя. При выпадении осадка в фильтрах увеличивают ввод воды в нефть до 15% перед смешением ее с реагентом-нейтрализатором сероводорода в смесителе. После прохождения через смеситель и фильтры образовавшийся поток смеси поступает самотеком в буферные емкости БЕ-2/1,2, то есть осуществляют выдержку полученной смеси в динамических условиях и завершают процесс нейтрализации сероводорода в нефти. Количество буферных емкостей определяют с учетом времени реакции реагента-нейтрализатора и сероводорода, содержащегося в нефти, которое установлено на основании лабораторных испытаний. Затем очищенная нефть проходит через узел учета нефти , где определяют остаточное содержание сероводорода в нефти, температуру нефти и другие необходимые параметры. По всей технологической линии очистки сероводородсодержащей нефти в необходимых точках устанавливают пробоотборники, термометры. Очищенную нефть подают в накопительные резервуары Р-1/1,2 нефтегазосборного пункта. В течение 20 часов нефть отстаивается в резервуарах отстойниках Р-1/1,2 до конечного выпадения осадка из товарной нефти, затем насосами внешнего транспорта откачивается в межпромысловый нефтепровод.

Таким образом, предлагаемый способ, благодаря установленной последовательности операций, позволяет очистить добываемую сероводородсодержащую нефть до требуемого остаточного содержания сероводорода в зависимости от производственных задач только путем регулирования количества подаваемого реагента-нейтрализатора сероводорода.

Но в предлагаемом способе существовал ряд значительных проблем:

1.Продукты реакции КОЛТЕК ПС-1657 и сероводорода, содержащегося в нефти, обильно откладывались, начиная от точки подачи реагента, что создавало дополнительные гидравлические сопротивления и уменьшение эффективного объема аппаратов.

2. Процесс нейтрализации сероводорода с помощью жидкого поглотителя — это дорогое удовольствие, поэтому поглотитель сероводорода нерентабельно использовать в нефти с высоким содержанием сероводорода.

 

4. Сравнение методов очистки нефти от сероводорода, оценка их эффективности

 

Каждый из описанных выше методов достаточно эффективен для того, чтобы обеспечить очистку нефти от сероводорода до 20 ррм. Однако для достижения данной степени очистки способы отличаются количеством технологического оборудования и сопутствующих расходных материалов, а также простотой эксплуатации.

Сравнение положительных и отрицательных показателей методов рассмотрим в таблице 4.1.

Таблица 4.1 – Сравнение положительных и отрицательных показателей методов

 

 

5. Технико-экономическое обоснование удельных затрат для обеспечения очистки 1 т нефти от сероводорода

5.1 Расчет затрат на подготовку 1 т нефти при очистке нефти от сероводорода методом отдувки

 

Очистка нефти от сероводорода проводится на УПН нефтепромыслов для качественной подготовки товарной нефти перед ее окончательной подачей в нефтепровод.

Затраты на необходимое оборудование очистки нефти от сероводорода методом отдувки рассмотрим в таблице 5.1.1.

Таблица 5.1.1 – Описание затрат на необходимое оборудование очистки нефти от сероводорода методом отдувки

 

Согласно данным о мощности установки необходимо рассчитать объем товарной нефти на 10 лет работы:

1,275 млн. т. * 10 лет = 12, 750 млн. т

Затраты, необходимые для ввода в работу и эксплуатацию УПН «Восточный Ламбейшор», составляют 384 141 млн. руб.

Затраты на подготовку 1 т нефти =384 141/12 750=30 129 руб.

 

5.2 Расчет затрат на подготовку 1 т нефти при очистке нефти от сероводорода методом выпаривания

 

Рассмотрим затраты на оборудование необходимое для очистки нефти от сероводорода методом выпаривания в таблице 5.2

Таблица 5.2.1 – Описание затрат на необходимое оборудование очистки нефти от сероводорода методом выпаривания

 

Затраты необходимые для включения в работу схемы сероочистки и стабилизации нефти составляют 747 378 599 руб.

Согласно данных о мощности установки необходимо рассчитать объем товарной нефти на 10 лет работы:

1,275 млн. т. * 10 лет = 12, 750 млн. т

Затраты на подготовку 1 т нефти ==747 378 599/12 750=58,618 руб.

 

5.3 Расчет затрат на подготовку 1 т нефти при очистке нефти от сероводорода дозирования поглотителя сероводорода

 

Рассмотрим затраты на оборудование, необходимое для очистки нефти от сероводорода методом дозирования поглотителя сероводорода в таблице 5.3.1.

Таблица 5.3.1–Описание затрат на необходимое оборудование очистки нефти от сероводорода методом дозирования поглотителя сероводорода

 

Зная мощности установки для дальнейшего сравнения методов, необходимо произвести расчет количества поглотителя сероводорода на 10 лет бесперебойного режима работы.

3500т/сутки * 365 дней = 1 275 т/год

1 275т/год * 10 лет = 12750000 т/10 лет

12 750 000т * 0,5 кг реагента/тонну нефти = 6 375 000 кг/10 лет

Стоимость 1 бочки реагента (200кг) составляет 18000 руб.

6 375 000кг / 200 кг = 31875 шт. бочек реагента на 10 лет

31 875шт. * 18000 руб. = 573 750 000 руб.

Затраты необходимые для ввода в работу и эксплуатацию в течение 10 лет составляют 804 966 688руб.

Согласно данным о мощности установки необходимо рассчитать объем товарной нефти на 10 лет работы:

1,275 млн. т. * 10 лет = 12,750 млн. т

Затраты на подготовку 1 т нефти ==804 966 688/12,750=63,134 руб.

В таблице 5.3.2 приводится сравнение удельных затрат для обеспечения очистки 1 т нефти от сероводорода.

Таблица 5.3.2 — Сравнение удельных затрат для обеспечения очистки 1 т нефти от сероводорода

 

Сравнение цен подготовки 1 тонны нефти в зависимости от метода очистки нефти от сероводорода можно увидеть на рисунке 5.1.

 

6. Мероприятия по обеспечению безопасности жизнедеятельности и охраны окружающей среды

6.1 Политика ОАО «ЛУКОЙЛ» в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды

 

Политика ОАО «ЛУКОЙЛ» теснейшим образом увязана со стратегией Правительства Республики Коми и Администрацией Ненецкого автономного округа по развитию и освоению Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Нефтяной компании ОАО «ЛУКОЙЛ» призвано осуществлять экологически безопасную разработку Восточно-Ламбейшорского месторождения.

Для достижения поставленных целей ОАО «ЛУКОЙЛ» принимает на себя обязательства:

• обеспечивать строгое соблюдение требований федерального, регионального и местного законодательства в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды, требований отраслевых и корпоративных стандартов и норм;
• осуществлять управление промышленной безопасностью, охраной труда и окружающей среды в соответствии с принципами и требованиями международных стандартов серии ISO 14001:2004 и стандартам OHSAS 18001:1999, добиваясь его непрерывного улучшения;
• считать приоритетными меры и действия по предотвращению негативного воздействия на окружающую среду, аварийных ситуаций, несчастных случаев и инцидентов перед мерами и действиями по их ликвидации;
• добиваться последовательного улучшения характеристик и показателей воздействия осуществляемой деятельности, продукции и услуг на окружающую среду, персонал и население, а также потребления природных ресурсов в полном соответствии с современным уровнем развития науки и техники;
• внедрять передовые научные разработки и технологии в целях поэтапного сокращения удельного потребления используемых природных ресурсов, материалов и энергии при максимально возможном выпуске продукции;
• обеспечивать обоснованную оценку и выявление значительных экологических аспектов, опасностей и рисков для производственных объектов, персонала и окружающего населения, своевременное страхование и реализацию мер по превентивному снижению этих рисков;
• осуществлять последовательное обучение и повышение квалификации сотрудников в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды;
• осуществлять периодическое информирование и поддерживать открытый диалог со всеми заинтересованными сторонами о деятельности ОАО «ЛУКОЙЛ» в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды, включая органы исполнительной власти, общественные организации, население.

 

6.2 Основные положения

 

В административном отношении Восточно-Ламбейшорское месторождение расположено на территории Республики Коми, в 100 км северо-восточнее г. Усинск.

В 35 км в восточном направлении располагается Харьягинское месторождение, по территории которого проходит действующий магистральный нефтепровод «Усинск-Ухта-Ярославль» и постоянно действующая бетонная дорога «Харьяга – Усинск».

Промышленная нефтеностность в пределах месторождения установлена в карбонатных отложениях верхнего девона (доманиково-турнейский НГК) и нижнего девона (ордовикско-нижнедевонский НГК).

 

6.3 Охрана труда

 

Основу нормативно-правовой базы создания и функционирования системы управления промышленной безопасностью и охраной труда составляют:

— Трудовой кодекс РФ (с изменениями от 30.06.2003 г.), принят Государственной Думой 21.12.2001 г.

— Федеральный закон от 17.07.1999 г. № 181 – ФЗ “Об основах охраны труда в РФ” (с изменениями от 10.01.2003 г.)

— Федеральный закон от 24.07.1998 г. № 125 – ФЗ “Об обязательном социальном страховании от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний” (с изменениями от 23.01.2003 г.)

— Федеральный закон от 21.07.1997 г. № 116 – ФЗ “О промышленной безопасности опасных производственных объектов”

— Гражданский кодекс РФ (часть первая), принят Государственной Думой 21.10.1994 г. (с изменениями от 10.01.2003 г.)

— Гражданский кодекс РФ (часть вторая), принят Государственной Думой 22.12.1995 г. (с изменениями от 26.03.2003 г.)

— Указ Президента РФ от 04.05.1995 г. № 850 “О государственном надзоре и контроле за соблюдением законодательства РФ об охране труда”

Под системой управления промышленной безопасностью и охраной труда понимается — совокупность всех органов управления предприятия, в том числе специально созданные для охраны труда, обеспечения промышленной безопасности и осуществления производственного контроля за соблюдением соответствующих требований, органы управления, силы и средства.

Одним из основных направлений политики предприятия в области охраны труда, провозглашенных Основами законодательства РФ об охране труда, является признание и обеспечение приоритета жизни и здоровья работников по отношению к результатам производственной деятельности предприятия.

Исходя из этого, с одной стороны, Основами предусмотрено, что каждый работник имеет право на рабочее место, защищенное от воздействия вредных и опасных производственных факторов. С другой стороны, работодатель обязан обеспечить безопасность технологических процессов и применяемых в производстве сырья и материалов, а также эффективную эксплуатацию средств коллективной и индивидуальной защиты, условий труда на каждом рабочем месте в соответствии с требованиями законодательства об охране труда.

 

6.4 Охрана труда работников

 

Организационные мероприятия предусматривают определение перечней профессий и работ. При заключение договора или контракта производится проведение вводного инструктажа и инструктажа по пожарной безопасности, который предусматривает ознакомление работника с условиями и охраной труда на рабочем месте, правилами поведения на объекте работ, возможным риском повреждения здоровья, с льготами и компенсациями по условиям труда.

Допуск работника к самостоятельной работе, в том числе к работам с повышенной опасности производится после проведения первичного инструктажа, стажировки на рабочем месте и проверке знаний норм, правил и инструкций по охране труда и технике безопасности, которой предшествует теоретическая подготовка.

Требования к персоналу

1) К работам на объектах нефтегазового комплекса допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и не имеющие противопоказаний по здоровью.

2) Организация и порядок обучения, проведения инструктажей, проверки знаний и допуска персонала к самостоятельной работе должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.0.004 ССБТ и «Положения о порядке проверки знаний правил, норм и инструкций по безопасности у руководящих работников и специалистов предприятий, подконтрольных Госгортехнадзору России», утвержденных Госгортехнадзором России 19.05.93.

3) Обучение в области промышленной безопасности рабочих основных профессий проводится в специализированных учебных центрах, комбинатах, имеющих разрешение (лицензии) территориальных органов Госгортехнадзора России.

4) К руководству работами по бурению, освоению и ремонту скважин, ведению геофизических работ в скважинах, а также по добыче и подготовке нефти и газа допускаются лица, имеющие образование по специальности и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности.

5) Специалисты с высшим и средним специальным образованием, работающие по рабочим специальностям, в том числе практиканты высших и средних специальных учебных заведений, для допуска к самостоятельной работе должны иметь соответствующее удостоверение по рабочим профессиям.

6) Производственный персонал должен владеть приемами оказания доврачебной помощи пострадавшим при несчастных случаях.

7) Проверка знаний по безопасному ведению работ у рабочих должна приводиться ежегодно. При внедрении новых технологий, оборудования, изменения действующих правил безопасности после соответствующего обучения должна проводиться внеочередная проверка знаний.

8) Проверка знаний у руководящих работников и специалистов проводится не реже одного раза в три года.

9) Специалисты и рабочие, прибывшие на объект для работы, должны быть ознакомлены с правилами внутреннего распорядка, характерными опасностями и их признаками, обязанностями по конкретным тревогам и другим вопросам, входящим в объем вводного инструктажа.

10) Персонал предприятия обеспечивается спецодеждой, спецобувью, защитными касками и другими средствами индивидуальной защиты.

 

6.5 Обеспечение специальной одеждой, обувью и другими средствами индивидуальной защиты

 

Персонал предприятия обеспечивается спецодеждой, спецобувью, защитными касками (зимой — с утепленными подшлемниками) и другими необходимыми средствами индивидуальной защиты. Спецодежда, предназначенная для использования на взрывопожароопасных объектах или взрывопожароопасных участках производства, должна быть изготовлена из термостойких и антистатичных материалов.

Рабочие должны обеспечиваться необходимыми средствами индивидуальной защиты, к которым относятся:

• спецодежда (спецобувь, головные уборы, рукавицы, перчатки);
• средства защиты органов дыхания (противопылевые респираторы и противогазы), применяющиеся при работах с пылящими веществами и в атмосфере содержащей вредные вещества (газы, пары, пыль) в концентрациях превышающих предельно допустимые санитарные нормы;
• предохранительные пояса, при работах связанных с опасностью падения с высоты, к которым предъявляются следующие основные требования: прочность, надежность, удобство в работе, небольшая масса;
• средства защиты органов слуха (антифоны-заглушки), при технологических процессах, сопровождающихся производственным шумом, превышающим допустимые нормы (общий уровень звука: при воздействии до 8 часов – 80 дБ, при воздействии до 4 часов – 86 дБ).

Таблица 6.5.1 – Обеспечение основными СИЗ работников

 

6.6 Основные мероприятия по охране окружающей среды

 

Каждая фаза освоения месторождения (сейсмические, геологоразведочные, строительные работы, бурение, добыча нефти) оказывает влияние на состояние окружающей природной среды (ОПС). Поэтому необходимо предусмотреть всевозможные варианты влияния на ОПС при выполнении различных видов работ, чтобы избежать нарушения экосистемы изучаемого района.

Производственная деятельность предприятий нефтяной промышленности связана с использованием как специализированных минеральных природных ресурсов недр (нефть, газ, строительные материалы), так и ресурсов универсальных ‑ вода, земля, атмосферный воздух. Использование этих ресурсов сопровождается негативным воздействием на ОПС в виде выбросов и сбросов различных загрязнителей и отходов производства. Наращивание объемов добычи нефти ведет к нарастанию антропогенного воздействия на ОПС.

Основными видами вредного воздействия на ОПС являются загрязнение атмосферного воздуха и подземных вод.

Охрана атмосферного воздуха. Наблюдения за состоянием загрязнения атмосферного воздуха, предназначенные для контроля выбросов от организованных и неорганизованных источников, производятся на двух постах, расположенных в районе скважин и в районе расположения основных объектов промысла.

Измерение концентрации вредных веществ в воздухе выполняется с помощью стандартных приборов, разрешенных к применению в области контроля загрязнения атмосферы, на содержание NO₂; SO₂; СО; углеводородова.

С целью максимального сокращения вредных выбросов в атмосферу при разработке Восточно-Ламбейшорского месторождения предусматривается:

• утилизация добытого газа для нужд собственного энергоснабжения путем использования ДВС, работающих на жидком и газообразном топливе, и газогенераторных установок на полное развитие;
• применение герметизированных процессов сбора и транспорта нефти, исключающих выделение нефтепродуктов в атмосферу;
• минимизация и сбор утечек от технологического оборудования с последующим возвратом их в технологический процесс;
• оборудование аппаратов, работающих под давлением, предохранительными клапанами, связанными с факельной системой;
• на всех резервуарах, используемых для хранения нефти, применение специальных устройств для предотвращения утечки летучих углеводородов и других газов в атмосферу (плавающие крыши);
• организация санитарно-защитной зоны от объектов;
• контроль за состоянием атмосферы согласно требованиям ГОСТов.

Сжигание газа на факеле осуществляется только в аварийных ситуациях. Факельные стояки оборудуются эффективными горелками, обеспечивающими наиболее полное сжигание, обратными клапанами и дежурной горелкой с оборудованным автоматическим электрозапальным устройством. Высота факельного стояка выбирается исходя из необходимости интенсивного рассеивания вредных примесей в приземном слое. Факельный стояк должен быть удален от места расположения жилых помещений.

Значительный вклад в загрязнение атмосферы вносят передвижные источники — автотранспорт, обслуживающий объекты нефтедобычи и выбрасывающий при движении отработавшие газы, содержащие вредные вещества. Кроме уже упомянутых вредных веществ (оксид углерода, оксиды азота, углеводороды, взвешенные частицы), в выхлопных газах содержатся высокотоксичные вещества (свинец). Для снижения уровней загрязнения от автотранспорта необходимо ежемесячное регулирование топливной аппаратуры и контроль за выбросами вредных веществ выделяемых при работе автотранспорта в рамках производственно-экологического контроля.

Покажем пример расчета годового выброса вредного вещества:

Оксид азота: выброс составляет 2,52 г/ с. Таким образом, в год будет выбрашено:

2,52*1000000/86400 = 29,167 т/год

Оксид углерода: выброс составляет 264,02 г/с. В год будет вырашено:

264,02*1000000/86400 = 3055,787 т/год.

Аналогично рассчитываются остальные показатели

Перечень веществ, выбрасываемых при обустройстве и эксплуатации нефтяных месторождений, приведен в таблице 6.6.1.

Таблица 6.6.1 – Загрязняющие вещества, выбрасываемые в атмосферу при разработке Восточно-Ламбейшорского месторождения

 

Охрана почв. С целью охраны земель принципиальные решения по обустройству месторождений предусматривают следующие мероприятия, повышающие степень экологической надежности проекта:

• опережающее обустройство и формирование внутрипромысловой дорожной сети;
• доставка грузов (оборудования, материалов, инструментов) на месторождение осуществляются только в осенне-зимний период по временным дорогам- «зимникам», в сроки и по трассам согласованным с местными природоохранными органами и землевладельцем;
• сокращение изъятия земель вследствие освоения залежей небольшим числом скважин и кустовых площадок, применения методов наклонно-направленного и горизонтального бурения, использование одной технологической площадки и вахтового поселка в районе месторождения;
• отсыпка дорог и площадок привозным грунтом из близлежащих карьеров местных строительных материалов;
• минимизация изъятия природных ресурсов за счет рационального размещения объектов обустройства, учета местных ландшафтных особенностей при их привязке на основе крупномасштабного районирования состояния ландшафтных комплексов;
• размещение кустовых и технологических площадок c учетом структурных элементов рельефа, длинной осью по направлениям линий стекания поверхностного и грунтового стоков, что предотвращает опасность подтопления территории;
• оборудование насыпи дорог водопропускными сооружениями и мостами;
• предотвращение неблагоприятных воздействий на ММП за счет использования конструкции насыпных оснований и надземной прокладки трубопроводов в теплоизоляции;
• снижение риска аварийных разливов в результате внутри и межпромысловой надземной прокладки нефтепроводов и водоводов и применение комплекса мер по их антикоррозионной защите;
• размещение трубопроводных коммуникации со стороны водораздела, что обеспечивает возможность удержания насыпью разливов в случае аварий;
• сооружение переходов трубопроводов через водные объекты в надземном исполнении;
• строительство выкидных линий в надземном исполнении на свайных основаниях;
• формирование внутрипромысловой транспортной инфраструктуры в едином коммуникационном коридоре, что сокращает потребность в изъятии земель и облегчает инспекции внутрипромысловых трубопроводов, оперативное реагирование на аварийные ситуации;
• вывоз нефтесодержащих и производственных отходов на специальный полигон для их утилизации;
• проведение рекультивации нарушенных земель.

Работы по технической рекультивации земельного участка проводятся буровым предприятием непосредственно после окончания строительства куста скважин и включают:

• извлечение и демонтаж фундаментов, и вывоз их для последующего использования;
• демонтаж контуров заземления, опор под трубопроводы и превенторных стоек, демонтаж якорей;
• очистку площадки от мусора, бетонных и металлических отходов, накопившихся в ходе работ, ликвидацию замазученности, если таковая имеется;
• засыпку искусственных углублений;
• выполаживание, террасирование и стабилизацию откосов;
• планировку площадки и взрыхление поверхности грунтов в местах, где они сильно уплотнены.
• 0,5-1,0 м, а высоких 1,6-3,0 м.

При обустройстве и эксплуатации Восточно-Ламбейшорского месторождения для снижения воздействия на поверхностные и подземные воды предусматривается:

• применение малоотходной безамбарной технологии бурения скважин снижающей потребность в свежей воде при их проводке;
• возврат буровых сточных вод после очистки в циркуляционную систему буровых установок;

сбор утечек на кустовых площадках с закачкой в нефтесборный коллектор

Охрана поверхностных и подземных вод от истощения и загрязнения.

Реки. Лицензионная площадь Восточно-Ламбейшорского нефтяного месторождения расположена в протоке реки Пыжшор и покрыта густой сетью мелких рек.

Озера. В районе Восточно-Ламбейшорского месторождения располагается довольно большое количество озерШироко распространены озерные водоемы с площадью 0,05-0,25 км². Максимальные глубины в озерах, как правило, не превышают 4-5 метров.

Болота. Для центральной части Большеземельской тундры характерны два основных типа болот: бугристые болота; мерзлые полигональные болота.

На территории Восточно-Ламбейшорского месторождения преобладают бугристые болота, до 90%, представляюшие собой сочетание плоских (низких) или куполообразных (высоких) мерзлых травяно-минеральных бугров порядка 0,5-1,0 м, а высоких 1,6-3,0 м.

• При обустройстве и эксплуатации Восточно-Ламбейшорского месторождения для снижения воздействия на поверхностные и подземные воды предусматриваетсяразмещение емкостного оборудования на площадках с твердым покрытием, имеющим обваловку или отбортовку;
• строительство системы канализации хозяйственных бытовых и производственных сточных вод на промплощадке;
• строительство очистных сооружений биологической очистки, обеспечивающих доочистку сточных вод до рыбохозяйственных показателей;
• утилизация сточных вод путем использования в системе ППД, что снижает нагрузку на поверхностные водоемы за счет снижения объемов сбросов;
• сбор и утилизация бытовых и производственных отходов, продуктов обработки скважин;
• обвалование по всему периметру куста скважин, укрепление вала;
• наличие отключающей запорной арматуры на нефтесборных сетях и кустовых площадках;
• устройство вдоль проездов промплощадки асбестоцементных открытых лотков для сбора нефти и отвода поверхностных вод с их дальнейшим сбросом в производственную канализацию;
• использование при сооружении трубопроводов материалов, соответствующих климатическим условиям района строительства;
• контроль качества сварных стыков и испытание на прочность и плотность согласно действующим нормативным документам;
• прокладка трубопроводов через автомобильные дороги в кожухах с устройством отводной канавы на случай разливов нефти;
• максимальное использование малоотходных технологий строительства и эксплуатации промысловых объектов;
• хранение материалов, сырья, оборудования только в огороженных местах на бетонированных и обвалованных площадках с замкнутой системой сбора и канализации;
• размещение бытовых и промышленных отходов, емкостей и оборудования для их хранения и обработки только на производственных площадках, с последующей транспортировкой на специальные полигоны для захоронения.

Системы внутреннего и внешнего транспорта нефти проектируются надземными, что значительно снижает риск коррозии. Сборные коллекторы предусматриваются с внутренним покрытием. Прокладка межпромыслового трубопровода месторождение осуществляется в надземном исполнении на опорах вантового типа при переходе водных преград.

Водоснабжение буровых работ обеспечивается за счет местных источников. Основным потребителем свежей воды, на месторождениях, являются системы ППД. Для этих целей предусматривается использование подземные источники водоснабжения.

Водоохранные зоны поверхностных водоемов и водотоков учтены при трассировке внутрипромысловых трубопроводов и размещении технологических площадок. Кустовые площадки удалены от водотоков и водоемов. Пересечение водотоков осуществляется по наиболее короткой траектории, перпендикулярно долине.

Охрана биоресурсов. Охрана растительного и животного мира представляет собой совокупность мероприятий, направленных на сохранение и поддержание популяционно-видового состава, численности видов и среды обитания животных и растений на уровне, обеспечивающем их нормальное существование.

Объекты обустройства Восточно-Ламбейшорского месторождения располагаются вне заповедных и особо охраняемых природных территорий, а также вне зон ограниченной хозяйственной деятельности.

Для снижения негативных последствий прямого и косвенного воздействия намечаемой деятельности на состояние биоресурсов и сохранения целостности биоценозов предусматривается ряд природоохранных мероприятий:

• минимизация по возможности площадей временного и постоянного землеотвода для размещения различных промышленно-хозяйственных объектов, что выражается в применении метода кустового бурения, концентрация производственных объектов в пределах ограниченного участка (промплощадка с тяготеющими к ней объектами), строительство всех линейных коммуникаций в одном коридоре;
• принимая во внимание чрезвычайную неустойчивость природных комплексов, расположенных в экстремальных климатических условиях, к механическим нагрузкам, проектом предусмотрено выполнение ряда требований:
• производство основных подготовительных работ, заброска материалов и оборудования – ноябрь-декабрь;
• запрет на перемещение наземных видов транспорта по тундровому покрову в летний период;
• движение транспорта в бесснежный период только по временным и постоянным дорогам;
• строительство линейных сооружений (выкидных трубопроводов, нефтегазопроводов, водоводов, линий электропредач, автодорог) только в зимний период,
• регулярная расчистка снега на технологических площадках;
• проведение рекультивации нарушенных земель по окончании строительных работ.

В границы лицензионного участка попадают пути миграции и очаги репродукции охраняемых представителей фауны. Учитывая данный фактор, размещение объектов обустройства проводится вне этих территорий, либо в обход их.

Проектом предусмотрены также мероприятия, обеспечивающие снижение воздействия на животный мир:

• минимальное отчуждение земель для сохранения условий обитания животных и птиц;
• исключение при строительстве объектов и трасс наиболее чувствительных в экологическом отношении участков;
• установка ограждений или отпугивающих устройств в целях исключения доступа животных в места производства работ;
• уборка остатков материалов, конструкций и строительного мусора по завершении бурения куста скважин;
• исключение сброса загрязняющих веществ в водоемы;
• максимальное сохранение почвенно-растительного покрова;
• надземная прокладка трубопроводов и сооружение переходов для мигрирующих животных (отдельные участки трубопроводов приподнимаются на высоту до 5 м для прохода оленей);
• устройство водопропусков в насыпях промысловых дорог;
• приоритет использования подземных источников водоснабжения, а при заборе поверхностных вод — оборудование водозаборных сооружений рыбозащитными устройствами;
• защита вращающихся частей оборудования кожухами, ослабляющими шум;
• применение на воздушных линиях электропередач конструкций изоляторной арматуры, исключающих гибель птиц при присадах;
• применение надземных способов перехода трубопроводов через водные преграды, без проведения механизированных работ в русле водотоков;
• запрещение ловли рыбы, охоты и сбора дикоросов обслуживающим персоналом;
• разработка планов быстрого реагирования и скорейшей локализации нефти при аварийных разливах.

 

6.7 Мероприятия по предотвращению и ликвидации аварийных разливов

 

Основной принцип борьбы с аварийными разливами — предотвращение происшествий. Однако если они все же имеют место, должна быть обеспечена возможность незамедлительного и эффективного реагирования. Наиболее тяжелым видом аварий в случае нарушения технологии бурения является открытый фонтан. Возможный ущерб зависит от геологических условий разреза, вскрытого аварийной скважиной (пластовое давление, суммарный дебет выбрасываемого продукта), организационных факторов (время фонтанирования и т.п.).Геотехнологические наряды и технологическая часть проектов скважин должны содержать необходимую информацию и рекомендации по предупреждению различного рода осложнений в процессе бурения. На каждой строящейся скважине должен быть план ликвидации аварий, который позволит правильно организовать работу во время аварии и уменьшит отрицательное воздействие на окружающую среду.

Ликвидация аварий будет проводиться имеющимися в регионе специализированными противофонтанными военизированными предприятиями, с которыми будут заключаться договора на профилактическое обслуживание строительства и ремонт скважин и ликвидацию аварий в случае открытого их фонтанирования.

Другими потенциально возможными аварийными ситуациями являются разливы нефти, пластовых вод и нефтепродуктов.

Скорость и тип реагирования будут зависеть от типа аварии, остроты ситуации, сезона года и эколого-экономической целесообразности с учетом особенности аккумуляции и устойчивости различных типов ландшафта к загрязнению продукцией скважин и водами систем ГШД. Основными элементами системы срочного реагирования являются:

— обученный персонал;

— хорошее оборудование;

— план реагирования;

— время реагирования.

Стратегия реагирования.

Выбор соответствующей стратегии реагирования основан на минимизации воздействия на окружающую среду без компромисса для безопасности. Опыт показал, что при выборе правильной стратегии возможна как экономия средств и времени при устранении воздействий, так и наименьший вторичный ущерб окружающей среды, часто возникающий при использовании механических и химических средств. Выбор методов реагирования, включая локализацию и восстановление, определяются типом ландшафта местности, сезоном (зима или лето) и природой разлива. В связи с чем, при разработке проектных решений должна быть дана оценка вероятности, масштабов и последствий аварий на различном оборудовании в различных ландшафтных условиях.

Методы и оборудование.

Для локализации и восстановления мест разливов нефти и соленой воды можно применять различные методы. Они включают в себя рытье траншей и ям-ловушек, отсыпку ограждающих дамб, локализацию загрязненных зон поплавками и искусственными ограждающими устройствами, установку фильтрующих ограждений и дренажных уловителей. Применяемое оборудование включает в себя резервуары и автоцистерны, насосы, различные типы нефтеловушек, ограждения и уловители, сорбенты и бактериальные препараты.

Учитывая климатические условия, большую часть года территория покрыта снегом, а водные объекты льдом. Наличие снежного покрова и промерзание почвы облегчает сбор разлитой нефти, тогда как наличие льда, толщиной до 1,5 метров затрудняет локализацию разливов.

Организация службы.

В связи с удаленностью осваиваемых месторождений на предприятии предусматривается создание собственной службы — бригады срочного реагирования. Она будет укомплектована оборудованием и материалами для ликвидации аварийных разливов (в соответствии с международной классификацией) малого и среднего объема и проведения первоочередных мероприятий для локализации разливов большого объема.

В последнем случае требуется привлечение сторонних организаций. При подготовке ТЭО (проекта) будут изучены технические возможности имеющихся в настоящий момент служб других недропользователей в НАО и на севере Республики Коми и возможность оперативной доставки специалистов, оборудования и материалов.

Первоочередной задачей предприятия будет выпуск инструкции по стратегии реагирования, в зависимости от типов разливов и ландшафтов с описанием наиболее подходящих методов локализации, восстановления и рекультивации, На все возможные, виды аварий будут разработаны планы действий, включающие отработанные методики, а также четко сформулированную процедуру принятия решений.

Склад аварийной бригады должен быть размещен на площадке ДНС. Наличие внутри промысловых автодорог, обеспечит возможность быстрой доставки оборудования к месту разлива. В наиболее экологически важных местах на ближайших площадках должны создаваться временные запасы бонновых ограждений, сорбентов и т.п. На водотоках, дренирующих территорию месторождения, целесообразно предусмотреть возможность установки стационарных бонновых ограждений или систем ступенчатой очистки (бонны и носитель для микрофлоры) при выходе с месторождения.

 

Заключение

 

В данной курсовой работе были рассмотрены 3 метода очистки нефти от сероводорода на примере УПН «Востойный Ламбейшор».

Наиболее целесообразным технико-экономическим решением проблемы очистки нефти от сероводорода является использование каждой из рассмотренных технологий с учетом определяющих факторов и конкретных условий их осуществления.

Эти условия предполагают:

1. Использование химических реагентов при невысокой массовой доле сероводорода в нефти – до 150-200 ppm, т.е. при увеличении массовой доли сероводорода в исходной нефти ведет к увеличению расхода химических реагентов на подготовку тем самым поглотитель обильно откладывается, начиная от точки подачи реагента, что создавало дополнительные гидравлические сопротивления и уменьшение эффективного объема аппаратов. Возникает проблема частичного заполнения аппаратов, резервуара, трубопроводов и засорения фильтров продуктами реакции нейтрализации.
2. Из вышеперечисленных методов очистки нефти от сероводорода наиболее целесообразно и экономически выгодно применять установку отдувки нефти от сероводорода, так как этот метод наиболее прост в эксплуатации и не имеет осложнений в процессе подготовки. В сравнении с другими методами он наиболее экономически выгоден.Использование метода стабилизации и отпаривания нефти для удаления основного количества сероводорода до остаточного его содержания, метод эффективен при массовой доле сероводорода в нефти – до 500 ppm.Данный метод сероочистки и стабилизации нефти имеет недостатки. Нагрев нефти до необходимой высокой температуры 120-135⁰С приводит к образованию солей на стенках внутритрубного пространства. В дальнейшем, вследствие снижения теплопередачи и пропускной способности теплообменников, это приведет к вынужденной остановке установки сероочистки для проведения ремонтных работ, что в свою очередь влечет дополнительные организационные мероприятия финансовые затраты и временное повышение содержания сероводорода в нефти. Согласно этого метода для заполнения системы теплообменников маслом ТЛВ-332М необходимо 120 т масла. В связи с потерей свойств масла, необходимых для нормальной работы теплообменников, требуется производить замену масла один раз в два года, что ведет к дополнительным эксплуатационным затратам.
3. Использование физического метода отдувки чистым углеводородистым газом для удаления основного количества сероводорода до остаточного его содержания, исключающего высокие потери нефти и влияния на качество товарной нефти. При использовании этого метода практически нет эксплуатационных затрат, так как газ не сжигается, а проходит аминовую очистку и обратно возвращается очищенным на установку. Так как нет подачи химических реагентов и нагрева до высоких температур соответственно нет никаких соле-сероотложений, что обеспечивает стабильную и бесперебойную работу установки.

 

Список использованной литературы

 

1. Баринова Е.М. и др. «Отчет о результатах детализационных сейсморазведочных работ 2D методом ОГТ на Восточно-Ламбейшорской площади». Москва, ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед, 2001 г.
2. Бойко, В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений [Текст]: учеб. для вузов. — М.: Недра, 1990.- 427 с.
3. Васильев В.В. «Отчет о результатах обработки сейморазведочных данных 3D, полученных на Восточно-Ламбейшорском месторождении».
4. Павлушин В.С. и др. «Отчет по полевым сейсморазведочным работам 3D, выполненным с/п 1700 в зимнем сезоне 2001-2002 г.г. на Восточно-Ламбейшорском месторождении.» Москва, ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед, 2002г.
5. Петрова И.В. «Обобщение материалов сейсморазведки с целью изучения геологического строения поддоманиковых девонских отложений в пределах Восточно-Ламбейшорском блока в 1992-1994 г.г.
6. «Подсчет запасов нефти в карбонатах сирачойского горизонта верхнего девона Восточно-Ламбейшорском месторождения», 2001 г., ОАО «Архангельскгеолдобыча».
7. «Технологическая схема разработки Восточно-Ламбейшорского месторождения» ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед и Нефтяная комания «ЛУКОЙЛ», ОАО «Архангельскгеолдобыча».
8. Отчет о результатах проведения детализационных сейсморазведочных работ 3D методом ОГТ в пределах Восточно-Ламбейшорского месторождения //Рук. Баринова Е. М., дог. 28.01.ДП от 02.12.01, — «ПетроАльянс» — Москва. – 2002. – 260 с. с илл.
9. Обобщение результатов проведения сейсморазведочных работ 3D методом ОГТ в пределах Восточно-Ламбейшорского месторождения //Отчет по договору № 87-02-3/1; Рук. Баринова Е. М.; «ПетроАльянс», — Москва – 2003. – 286 с. с илл.

---

Страницы:   1   2   3