Дипломная работа - Разработка природоохранных мероприятий по снижению выбросов вредных веществ в атмосферу в условиях эксплуатации нефтедобывающего комплекса ОАО Би - файл n1.doc

Дипломная работа - Разработка природоохранных мероприятий по снижению выбросов вредных веществ в атмосферу в условиях эксплуатации нефтедобывающего комплекса ОАО Би
скачать (1008 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc1008kb.10.09.2012 15:17скачать

n1.doc

  1   2   3   4   5


ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ВЯТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГУМАНИТАРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ


Химический факультет


Кафедра экологии и методики обучения экологии


Выпускная квалификационная работа


РАЗРАБОТКА ПРИРОДООХРАННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ВЫБРОСОВ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕГО КОМПЛЕКСА ОАО "БИТРАН"






Выполнила

студентка 5 курса

химического факультета

Н.Н.Трушкова

__________________________/подпись/





Научный руководитель:

к.т.н., доц. В.М.Тимонюк

__________________________/подпись/





Рецензент:

к.п.н., А.А. Хохлов

_________________________/подпись/



Допущена к защите в ГАК
Зав. кафедрой _________________________________________ Кондакова Л.В.

(подпись)

"____" _____________________
Декан факультета ______________________________________ Зайцев П.Т.

(подпись)

"____" _____________________
КИРОВ

2006
Содержание


Введение

4

Глава 1.

Физико – географическая и геологическая характеристика

района расположения предприятия………………………………..


6




1.1.

Климатическая характеристика района расположения предприятия…………………………………………………..


7




1.2.

Оценка состояния почвенного покрова…………………….

10




1.3.

Геологические сведения о местоположении промышленного объекта ……………………………………


14

Глава 2.

Технология добычи нефти шахтным подземным способом и рациональное использование минеральных ресурсов …………..


20

Глава 3.

Характеристика предприятия как источника загрязнения природной среды …………………………………………………...


31




3.1.

Производства, загрязняющие водную среду ………………

31




3.2.

Основные производства, загрязняющие атмосферу ………

41




3.3.

Загрязнение твердыми отходами и обращение с ними …...

47

Глава 4.

Оценка уровня загрязнения атмосферы и разработка мероприятий по снижению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на нефтедобывающем комплексе ОАО "Битран" …...



54




4.1.

Мониторинг состояния атмосферного воздуха в районе действия предприятия ОАО "Битран" ……………………...


54




4.2.

Характеристика установок по очистке газа ………………..

60




4.3.

Сведения о залповых и аварийных выбросах ……………...

61




4.4.

Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых предприятием ………………………………………………..


64




4.5.

Параметры выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

66




4.6.

Основные результаты реализации проекта ………………..

74

Глава 5.

Экономическое обоснование проекта …………………………….

77




5.1.

Определение капитальных вложений на реконструкцию котельных НШ-2 …………………………………………….


77




5.2.

Эксплуатационные затраты новой котельной ……………..

78




5.3.

Экономическое и экологическое обоснование проект ……

80

Глава 6.

Планирование природоохранной деятельности ………………….

86

Заключение ……………………………………………………………………..

89

Список использованных источников …………………………………………

92


Введение

Подземная разработка залежей высоковязких нефтей и природных битумов является одним из эффективных методов, обеспечивающих максимальное использование углеводородного сырья.

Мировые запасы высоковязких нефтей и битумов во много раз превышают разведанные в настоящее время запасы обычных нефтей. Несмотря на то, что добыча высоковязких нефтей и битумов в экономическом отношении не может конкурировать с добычей легких нефтей, освоение и промышленное внедрение эффективных способов добычи таких углеводородов является важнейшей задачей ввиду ограниченности запасов обычных нефтей и постоянно растущих цен на мировом рынке.

Главная роль в решении проблемы повышения нефтеизвлечения из пластов высоковязких нефтей и природных битумов отводится тепловым методам. Основные их достоинства заключаются в снижении вязкости нефти, обеспечивающей повышение её подвижности. Среди тепловых методов одним из наиболее эффективных является паротепловое воздействие. Впервые в мировой практике на Ярегском месторождении (Республика Коми) создана термошахтная технология, промышленное внедрение которой осуществляется с 1972 года.

Для закачки пара в пласт необходим предварительный прогрев жидкости на поверхности, с этой целью на предприятии существуют котельные, работающие на газе. В представленном дипломном проекте основное внимание уделено работе котельных на промплощадке нефтешахты № 2.

Целью проекта является решение задачи по снижению выбросов загрязняющих веществ от работы котельных и уменьшению затрат на эксплуатацию котельных.

Для достижения поставленной цели решаются следующие задачи:

- анализ воздействия предприятия на окружающую среду

- выявление наиболее существенных источников загрязнения на атмосферу

- разработка методов по снижению выбросов в атмосферу


Глава 1. Физико – географическая и геологическая характеристика

района расположения предприятия

Акционерное общество открытого типа «Битран» находится в городе Ухта, Республики Коми. ОАО «Битран» образовано 01.11.92 года путем выделения из уставного фонда Ухтинского НПЗ части основных фондов в виде технологических установок: БУ-1, БУ-2. Совместное Российско-Британское открытое акционерное общество «Битран» является нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей компанией и производит широкий спектр нефтепродуктов. «Битран» – единственный на территории бывшего СССР производитель уникальных видов продукции из тяжелой Ярегской нефти, поставляемой в Россию и в страны СНГ: масел – мягчителей нафтопласта и полимерпласта, битума, высокоплавкого мягчителя А-1, битумов хрупких марок «Б» и «Г», пластбита, дистиллята трансформаторного масла. Эти продукты переработки тяжелой Ярегской нефти применяются в производстве изделий резинотехнической, шинной, электротехнической и кабельной промышленности, производстве смазочно-охлаждающих жидкостей и пластических смазок, лакокрасочной продукции, электроизоляционных масел, производстве противошумных автомобильных мастик и в других отраслях национальной экономики.

В августе 1993 года к ОАО «Битран» присоединено нефтешахтное управление «Яреганефть», входившее до этого в состав АО «Коминефть». Производство по добыче нефти – структурное подразделение ОАО «Битран», занимающееся добычей нефти шахтным способом, включает в себя три нефтешахты, вспомогательные цеха и участки. Начало эксплуатации залежи тяжелой нефти положено в августе 1947 года. Промышленная разработка Ярегского месторождения осуществляется шахтным методом с 1939 г. на режиме растворенного газа с применением "Ухтинской" и уклонно-скважинной систем разработки. Вторичная промышленная разработка месторождения /добыча нефти/ ведется с 1972 г. термошахтным способом, с применением двух-горизонтной системы разработки.

Объекты Ярегского участка расположены в 23-25 км от административного центра Ухтинского района- г. Ухта и связаны с ней автомобильной дорогой. Транспортное сообщение предприятия с сетью железных дорог общей сети МПС осуществляется посредством подъездных путей от станции Ярега. Нефть, добываемая на нефтешахтах, поступает на нефтебазу, с которой железнодорожным транспортом направляется на установки по переработке, расположенные на территории промплощадки ОАО «Ухтинский» НПЗ. В санитарно защитной зоне предприятия, в основном размещены объекты промышленного назначения.

В непосредственной близости от предприятия отсутствуют зоны отдыха, санатории, пионерлагеря, памятники культуры и другие объекты. Ярегское месторождение расположено в пределах крупной пологой и асимметричной Ухтинской брахиантиклинальной складки, находящейся на восточном склоне Южного Тимана, являющегося западным бортом Печорской депрессии.


    1. Климатическая характеристика района расположения предприятия


В гидрографическом отношении описываемая территория относится к бассейну северных морей и характеризуется сильной разветвлённостью речной сети, заболоченностью местности. Часть болот была подвержена осушению.

В рельефе района преобладают увалистые и плоские мореные равнины, сложенные водно-ледниковыми и озёрными осадками, с обширными болотными массивами.

Слабая водопроницаемость мореных суглинков и быстрый сток атмосферных осадков обусловили развитие густой сети (0,56 км/км2), преимущественно транзитных рек. Реки в пределах пологоволнистой равнины, прилегающей к Тиману, характеризуются относительно узкими и глубокими долинами.

Климат района умеренно-холодный с продолжительной и довольно суровой зимой и коротким, но сравнительно тёплым летом. Годовое количество осадков (672 мм) превышает величину испарений (200 мм/год),

что и определяет избыточное увлажнение. Минимум осадков приходится чаще на февраль, максимум на летние месяцы.

Главной водной артерией, прилегающей с севера к территории, является р. Ухта с её многочисленными притоками. Наиболее крупными притоками являются р. Ярега и р. Доманик. Долины рек преимущественно узкие, залесённые. Основным источником питания рек являются атмосферные осадки, составляющие около 80% годового стока.

Глубокие и полноводные весной реки, летом и зимой сильно мелеют, что связано со слабостью грунтового питания их истоков. Замерзают реки в конце октября – начале ноября, вскрываются – в начале – середине мая. Во время весеннего половодья подъём уровня воды в реках составляет 2-3 м, в это время на участках с пологими берегами реки широко разливаются, затопляя низменные прилегающие пространства.

Болота преобладают моховые, бугристые. Средняя глубина болот от 0,5 до 1,5 м. Замерзают болота во второй половине октября. Весной и осенью болота обычно переувлажнены.

Зима холодная, с пасмурной погодой и частыми метелями. Самыми холодными месяцами года являются январь и февраль, среднемноголетняя температура которых составляет от -17 до -21 град. Абсолютный минимум равен –52 град. В начале и конце зимы возможны оттепели, которые сопровождаются гололёдом. Часты снегопады. Устойчивый снежный покров образуется во второй половине октября, толщина его в марте и апреле составляет 0,8 м. Снежный покров распределяется неравномерно: с ровных и возвышенных мест снег сдувается ветром, в пониженных местах наметает сугробы до 2-3 м.

Лето прохладное с пасмурной погодой. Температура воздуха в течение суток изменяется от 8 до 17 град. Бывают жаркие дни с температурой 25-33 град, но в любом летнем месяце возможны заморозки. Осадки выпадают часто, преобладают кратковременные моросящие дожди, реже обильные короткие дожди.

Ветры в течение года преимущественно юго-западные, весной и летом часто дуют северо-восточные. Средняя скорость ветра 4-5м/с. Сильные ветры бывают зимой во время пурги (22-28м/с).

В таблице 1 приведены метеорологические характеристики и коэффициенты, необходимые для расчета рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере.
Таблица 1

Метеорологические характеристики и коэффициенты, определяющие условия рассеивания вредных веществ

Наименование характеристик

Величина

Коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы

160

Коэффициент рельефа местности

1

Средняя температура наружного воздуха наиболее жаркого месяца,0С

19,5

Средняя температура наружного воздуха наиболее холодного месяца,0С

-18,9

Среднегодовая роза ветров, %




С

14

СВ

8

В

7

ЮВ

13

Ю

12

ЮЗ

20

З

17

СЗ

9

Скорость ветра, повторяемость которой составляет м/с

7,2



В связи с особенностями климатических условий в районе расположения предприятия (преобладание низкой инверсии) условия для рассеивания вредных веществ в атмосфере неблагоприятные, способствующие созданию локальных зон с высокими концентрациями загрязняющих веществ. Это создает сложную экологическую обстановку на исследуемой территории.


    1. Оценка состояния почвенного покрова


Состояние уровня загрязнения почв является одним из наиболее важных показателей в ходе экологических исследований. Это обусловлено тем, что почвенный покров ярко отражает степень вносимых загрязнений, об-разующихся вследствие деятельности человека.

Согласно почвенно-географическому районированию территория района относится к Тимано-Печорскому округу, Южно-Тиманскому почвенно-му району, торфянисто-глеевых, торфяно-глеевых иллювиально-гумусовых подзолов и подзолистых почв. Сложность растительно-почвенной географической ха-рактеристики заключается в расположении рассматриваемой территории на границе северной и средней подзон таежной зоны. Это обусловливает значи-тельное разнообразие почв и растительности, благодаря наличию природных черт обеих подзон.

Почвообразующие породы на большей части территории представ-лены флювиогляциальными маломощными грубозернистыми песками с гра-вием и галькой, с глубины 40-60см подстилаемыми моренными суглинками. Распространены моренные суглинки, а также покровные отложения на повы-шенных участках песчано-суглинистого состава, имеются древнеаллювиаль-ные песчаные отложения ( на древних террасах ). Есть также выходы извес-тняков, на них залегают карбонатные моренные суглинки.

Развитие почвенно-растительного покрова связано с характером рельефа и составом пород.

Преобладают разновидности подзолистого, болотно-подзолистого типов почв, развиты также болотные торфяные почвы, чаще верхового типа, в поймах речек представлены дерново-аллювиальные почвы разных степеней оглеения, есть окультуренные почвы.

Тип подзолистых почв наиболее распространен в почвенном покрове на слабо повышенных волнистых водораздельных территориях под сосновы-ми, еловыми и смешанными лесами. Разновидности этого типа почв связаны с составом пород, степенью дренирования, обусловливающих выраженность и мощность подзолистого горизонта. Почвы характеризуются развитием сезонного оглеения, в них практически отсутству-ет гумусовый горизонт. Биогенно-аккумулятивный слой представлен ма-ломощной лесной подстилкой, слабо разложившейся, оторфованной в нижней части.

В условиях удовлетворительного дренирования под еловыми и сме-шанными лесами на моренных и покровных суглинках строение почвы можно характеризовать следующим примером. Для подзолистых почв характерна сильнокислая реакция по профилю (рН=3,8-4,1), при подстилании карбонатной мореной рН имеет вели-чину 6,9-7,2. Почвы, особенно песчаные, характеризуются малой бу-ферностью, низкой поглотительной способностью.

На дренированных приречных участках, на плоских выровненных междуречьях, занятых флювиогляциальными наносами, развиты под сосняка-ми подзолистые и торфянисто-подзолистые иллювиально-железисто-гумусо-вые и иллювиально-гумусовые почвы. Эти почвы различают-ся по интенсивности иллювиирования гумуса, нарастающей с возрастанием и увеличением мощности органо-аккумулятивного слоя.

На более влажных местах развиты иллювиально-железисто-гумусо-вые или иллювиально-гумусовые почвы. Растительность представлена сосняками, брусничными, черничными. В иллювиальном слое этих почв оседают, вымываемые из органогенного слоя (до 10-15 см мощностью) дисперсные гумусовые вещества (фульвокислоты) вместе с оксидами железа.

Достаточно широко распространены болотные почвы, которые развиваются в понижениях рельефа или на плоских выровненных пространствах, очень слабо дренированных. Почвы характеризуются значительным накоплением с поверхности (до глубины 50 см и более) органической массы раз-личной степени разложенности. Под органогенным слоем залегает иногда органо-минеральный оглееный горизонт, прокрашенный гумусом, чаще же сразу идет глеевый, сизого цвета, разного механического состава слой. На данной территории в основном встречаются переходные и верховые болота. Результаты химического анализа свидетельствуют о кислой реакции, низком содержании подвижных фосфора и калия: 3-4 мг на 100 г первого и 1-3 мг на 100 г почвы второго.

В поймах речек и ручьев развиты дерново-аллювиальные почвы-. Главной их особенностью является периодическое отложение наилка. Фор-мируются аллювиально-дерновые почвы с хорошо развитым дерновым гори-зонтом, под которым следует серия слоев иногда с погребенным дер-новым горизонтом. На низких уровнях развиты аллювиально-дерновые гле-евые, а на карбонатных породах - карбонатные дерновые почвы. Аллювиальные дерновые почвы представляют собой фонд пахотных почв, в частности, вблизи известкового карьера (руч. Лыа-ель), где эти земли используются. Био-генно-аккумулятивный слой (лесная подстилка) в рассматриваемых подзолис-тых (лесных) почвах имеет чрезвычайно важное экологическое значение. Будучи биоценотической структурой, она достаточно автономно существует от минеральной породы, что, с одной стороны, является благоприятным для под-держания растительного сообщества, с другой - является причиной чрезвы-чайной уязвимости биоценоза к внешним воздействиям, в частности, техногенным, особенно транспортным. Нарушение растительного покрова сопровождается разрушением мохового слоя и лесной подстилки, а с этим практи-чески уничтожается биогеоценоз в целом вместе с субстратным бикомплексом (микрофлора, беспозвоночные).

Ясно, что в случае полного уничтожения растительной и почвенной (т.е. органогенного слоя) структур, самовосстановление начинается на биологически инертном, практически безгумусном минеральном субстрате-, что и является причиной медленного на Севере процесса самовосстановления растительности зонального типа.

Понимание особенностей строения не только почв, но и северных экосистем в целом дает возможность охарактеризовать северные (таежные) экосистемы как легко уяз-вимые и быстро разрушающиеся, обладающие пониженной способностью к регенерации. Понимание характерных особенностей северных таежных эко-систем позволяет разрабатывать на этой концептуальной основе практичес-кие приемы биологического восстановления разрушенных природных систем.

На территории Ярегского нефтяного месторождения наибольшие нарушения почвенного покрова отмечены при отсыпке стройплощадок и строительстве дорог.

Для охраны земель и биоты и рационального их использования принимаются следующие меры:





В геологическом строении Ярегского месторождения принимают участие отложения верхнего протерозоя, девонской и четвертичной систем. Отложения верхнего протерозоя представлены метаморфизованными зеленовато-серыми сланцами и кварцитами. Отложения девонской системы представлены средним и верхним отделами. К среднему отделу относятся афонинский и старооскольский горизонты живетского яруса.

Эти горизонты слагают основную часть пласта Ш (местное подразделение). Вверху пласта Ш залегают отложения верхнего девона (нижне-франского подъяруса) в составе пашийского горизонта. Пласт Ш в целом имеет сложное строение и представляет собой чередование конгломератов, песчаников, алевролитов и аргиллитов. Мощность его колеблется от 0 до 105 м, в среднем составляет 70 м.

Верхнюю часть песчаников пласта Ш занимает нефтяная залежь, являющаяся объектом шахтной разработки. Мощность нефтяной залежи в среднем 25 м. Остальная часть пласта Ш водонасыщенная и может служить объектом для закачки промстоков нефтешахт после их предварительной очистки.

В отложениях нижнефранского подъяруса верхнего девона выделены пашийский, кыновский и саргаевский горизонты. Как указывалось выше, в основании разреза верхнего девона залегают песчаники продуктивного пласта Ш. Выше по разрезу пашийского горизонта залегает пачка надпластовых аргиллитов мощностью порядка 10 м, представленных массивными тонкослоистыми породами средней крепости, являющимися хорошим водопроницаемым разделом.

Выше прослеживается туфо-диабазовая толща мощностью около 40 м. Толща сложена туффитами, диабазами. Туффиты зеленовато-серые, грязно-серые, шлаковой и ноздреватой агломератовидной текстуры и могут служить водоупором.

Диабазы тёмно-серые и зеленовато-серые, массивные, местами трещиноватые, трещины заполнены минеральными образованиями (кварц, кальцит). Залегают диабазы пластовыми интрузиями с частыми апофизами и дайками. Выше пашийский горизонт представлен в основном аргиллитами, среди которых выделяют два пласта – Б и П, представленные тонко- и мелко-зернистыми песчаниками с прослоями аргиллитов, мощность их в среднем составляет 3 – 4 м. Пласт Б не везде прослеживается на площади. Общая мощность песчано-глинистой верхней толщи пашийского горизонта может достигать 25 – 27 м. Промышленного содержания нефти в этих пластах в пределах месторождения не имеется.

Выше по разрезу прослеживается кыновский горизонт мощностью до 140 м. Сложен он преимущественно зеленовато-серыми, реже коричневыми аргиллитами, иногда с прослоями известняков и мергелей. В средней части горизонта залегает пласт А общей мощностью 3 –15 м, а вверху – пласт 1, общей мощностью 2 –12 м. Пласты представлены тонкозернистыми песчаниками, глинистыми алевролитами с прослоями глин и аргиллитов. Указанные пласты промышленного значения не имеют.

Саргаевский горизонт сложен аргиллитоподобными глинами зеленовато- серыми, местами песчанистыми и известковистыми. Средняя мощность горизонта в пределах месторождения около 40 м. Выше залегают отложения доманиковой свиты верхнефранского подъяруса. Эти отложения представлены известняками тёмнозеленовато-серыми, тонко- и мелко-кристаллическими, слоистыми, зачастую окремнёнными с прослоями глин, мергелей и битуминозных сланцев. Отложения верхнего девона мощностью до 250 м доманикового горизонта можно считать надёжным водоупором для всего Ухтинского района.

Четвертичные отложения сложены глинами, суглинками, супесями, песками с гравием, галькой и валунами. Мощность отложений до 24 м.

Наличие залежей нефти на Ярегском и Западно-Тэбукском месторождении свидетельствуют о хорошей гидрогеологической закрытости пласта Ш в Ухтинском районе. Песчаники пласта Ш в районе Ярегского месторождения обладают хорошими коллекторскими свойствами: эффективная пористость мало отличается от общей и изменяется в широких пределах от 8 до 34%, в среднем составляя 26%. Проницаемость коллектора также колеблется в широких пределах от 0 до 12.2*10-12м2. Средняя проницаемость, определённая по керну, составляет 3,2∙10-12м2.

Среднее по месторождению текущее соотношение насыщенностей после первоначальной разработки составляет:

Пластовая температура – +6ОС.

Вязкость дегазированной нефти при пластовой температуре изменяется от 12 до 15.3 Па∙с. Плотность нефти при температуре +20ОС – 0.945г/см3:

В районе месторождения выделяются следующие формы скопления подземных вод: водоносный верхне-протерозойский метаморфический комплекс, живетский комплекс, пласт Ш пашийского горизонта, пласты А и 1 кыновского горизонта, доманиковый карбонатный горизонт и нерасчленённый четвертичный комплекс. Воды верхнепротерозойского метаморфического комплекса относятся к солёным (23-40 г/л), по солевому составу – к хлор-кальциевому типу, группа вод хлоридная, подгруппа натриевая, сульфаты отсутствуют. Водоносной является трещиноватая зона глубиной до 400 м. В водоносном живетском комплексе – пласте Ш выделяют подземные воды подошвенные и краевые. Вода содержится как в порах песчаника, так и в трещинах. Для месторождения характерно увеличение минерализации с глубиной, а так же с северо-запада на юго-восток. Воды пласта относятся к солёным с минерализацией от 10 до 35 г/л, хлор-кальциевому типу, группе хлоридных, подгруппе натриевых. Воды безсульфатные.

Пласт Б содержит преимущественно пропитанные нефтью песчаники, практически безводные. В пласте А водоносными являются трещиноватые известняки и песчаники. Водообильность пласта относительно низкая. Минерализация вод по площади довольно изменчивая и колеблется в пределах от 1,5 до 4,4 г/л. Воды гидрокарбонатно-натриевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы. Водоносность пласта 1 установлена на восточном крыле Ярегской структуры. Битуминозные песчаники пласта имеют низкую водообильность. Вода пресная с минерализацией 0,5 г/л, гидрокарбонатно-натриевого типа. По мере погружения пласта в восточном направлении минерализация увеличивается до 15-20 г/л и по составу относится уже к хлор-кальциевому типу. В доманиковом карбонатном горизонте подземные воды пресные с минерализацией до 0,6 г/л, гидрокарбонатно-кальциевого типа с запахом сероводорода. Горизонт имеет высокую водообильность. Подземные воды его пригодны для водоснабжения населения. Воды четвертичных отложений приурочены к линзам песков, залегающих среди мореных суглинков. Отложения имеют невысокую водообильность. Солевой состав воды гидрокарбонатно-кальциевый с минерализацией порядка 0,5 г/л.

Месторождение представляет собой весьма значительную по размерам, сложную по строению, но единую нефтяную залежь в центральной части Ухтинской складки. Она приурочена к Ярегской и Лыаельской и меньшей между ними Южно-Ярегской структурам, с их плоскими сводами, пологими крыльями и переклиналями, которые объединяются общим контуром нефтеносности. Протяженность залежи в региональном направлении с северо-запада на юго-восток около 23 км. - до скв. 7 – Н.. Последняя видимо находится уже на северной переклинали не менее крупной вежавожской структуры, вместе с которой общая протяженность залежи около 36 км.

Следует подчеркнуть общий асимметричный характер залежи, обусловленный как морфологической асимметричностью самих структур, которые имеют значительно более широкие и пологие северо-восточные крылья, так и вклиниванием пласта на западе древней береговой линии, где располагаются доживетские и более поздние поднятия фундамента и сформировавшиеся под ними своды структур по пласту. Здесь, а также на северо-западе месторождения, песчаники главным образом в нижней пачке пласта местами замещаются маломощными существенно глинистыми отложениями и обрезаются в зоне выклинивания крупными тектоническими нарушениями. Наибольшей мощности (до 106 м) они достигают в широкой продольной (осевой) части месторождения.

На востоке по падению залежи пласт снова заметно сокращается в мощности (до 20 – 30 м), причем в ряде мест продуктивные песчаники близ контура нефтеносности замещаются глинистыми отложениями или представлены практически непроницаемыми и конгломератовыми песчаниками верхней части пласта. Максимальная высота залежи 83 м на Ярегской структуре и 75 м на Лыаельской. Близка к ним (83 м) высота в Вежавожской структуре, а на Южноярегском поперечном куполе она около 45м.

Все это позволяет отнести залежь к типу пластовых, сводовых, асимметричных, литологически ограниченных, местами тектонически-экранированных.

Глава 2. Технология добычи нефти шахтным способом и рациональное использование минеральных ресурсов
В 1966-71 годах в научно-исследовательских институтах «ВНИИнефть» и «ПечорНИПИнефть» была обоснована технология термошахтной добычи нефти.

На основании этих работ в 1968-71 годах проведены опытно-промышленные работы по исследованию различных систем паротеплового воздействия на пласт в условиях нефтяных шахт. В результате чего была разработана и внедрена двухгоризонтная система термошахтной разработки.

Как показал опыт разработки Ярегского месторождения высоковязкой нефти, наиболее эффективным способом шахтной добычи нефти является термошахтный, включающий тепловое воздействие на пласт, способ получил впервые в мировой практике промышленное использование на этом месторождении.

Критериями выбора первоочередных объектов высоковязких нефей и природных битумов для разработки термошахтным способом являются: глубина залегания—до 600м; остаточные балансовые запасы нефти не менее 2,0 млн. т; устойчивые породы продуктивных пластов и вмещающих горизонтов, вязкость нефти более 50 мПас; нефтенасыщенность более 6% весовых и более 50 % (объемных); газонасыщенность не более 10 м3 /т; пористость пород продуктивного пласта более 16 %, проницаемость более 0.1 мкм2; начальная температура пласта не выше 260С.

Основные геолого-физические характеристики продуктивного пласта Ярегского месторождения, обеспечивающие эффективность применения термошахтного способа: небольшая глубина залегания, большая эффективная толщина, хорошие коллекторские свойства, большая остаточная нефтенасыщенность после первичной разработки на естественном режиме истощения.

Практика применения теплового воздействия на трещиноватый коллектор показывает, что наличие густой сетки пологих скважин создает возможность для интенсивного прогрева, позволяет повысить коэффициент охвата неоднородного пласта.

При нагнетании теплоносителя в трещиноватый пласт, закачиваемый агент, особенно в начальной стадии тепловой обработки, распространяется преимущественно по трещинам. При этом происходит эффективный прогрев пласта из густой системы трещин за счет теплопроводности. При поддержании в трещинах постоянной температуры скорость прогрева определяется лишь продолжительностью процесса тепловой обработки и почти не зависит от темпа ввода тепла в пласт. Расчеты показывают, что текущий расход тепла на нагревание пласта при постоянной температуре в трещинах резко снижается во времени при почти постоянном темпе теплопотерь в окружающие породы. Отсюда делается вывод, что в условиях трещиновато-пористой среды высокая тепловая эффективность может быть достигнута при поддержании темпа ввода тепла в пласт на оптимальном уровне, который должен снижаться по мере прогрева пласта. Превышение оптимального уровня закачки теплоносителя приводит к дополнительным потерям тепла с добываемой жидкостью, увеличению тепловыделений в шахтную атмосферу и уходу тепла за пределы разрабатываемого участка. Ускорить прогрев пласта при описанном механизме теплового воздействия можно двумя способами - за счет увеличения охвата поверхности трещин теплоносителем или за счет повышения параметров закачиваемого агента.

Основными факторами, участвующими в механизме нефтеотдачи, являются: снижение вязкости нефти, которое создает условия для гидродинамического вытеснения; термическое расширение пластовых флюидов; гравитационное дренирование пласта; вытеснение нефти за счет капиллярной пропитки.

Роль этих факторов в механизме нефтеотдачи зависит в основном от температуры пласта и возрастает с ее увеличением.

При средней температуре пласта 70-90°С нефтеотдача от этих факторов может быть следующей:

Таким образом, за счет указанных факторов нефтеотдача при термошахтной разработке Ярегского месторождения может достичь 40-60%, а с учетом предшествующей разработки залежи на естественном режиме 45-65%.

Технология термошахтной добычи нефти реализуется на Ярегском месторождении в виде нескольких систем: двухгоризонтной, одногоризонтной, двухъярусной, панельной.

Из них наибольшее распространение получила двухгоризонтная система, а другие имели в основном опытно-промышленный характер.

Сущность двухгоризонтной системы заключается в том, что нагнетание пара в пласт производится с надпластового горизонта, расположенного на 10-30 м выше кровли пласта, через вертикальные и крутонаклонные скважины, а отбор нефти осуществляется из пологовосходящих добывающих скважин длиной до 300 м, пробуренных из расположенной в продуктивном пласте галереи (см. рис.1).



рис. 1

Сосредоточение в продуктивном пласте или в непосредственной близости от него основных технологических процессов, применение густой сетки размещения нагнетательных и добывающих скважин, закачка в пласт теплоносителя (пара) обеспечивают высокие технологические показатели термошахтной разработки. Паро-нефтяное отношение составляет 2,54 т/т.

Подготовительные работы: для добычи нефти в условиях нефтяных шахт с применением термошахтной технологии необходимо проведение комплекса подготовительных работ, который включает:

По двухгоризонтной системе термошахтной разработки необходимо проведение или восстановление в надпластовом горизонте горных выработок откаточных, вентиляционных и полевых штреков и уклона с подъемными площадками, наклонными частями и эксплуатационной галереей в нижней части пласта.

Все горные выработки в надпластовом горизонте проходятся по пустым налегающим породам: аргиллитам, туффитам и диабазам. Выработки эксплуатационной галереи и наклонные части уклона (половина расстояния) проходят по нефтенасыщенному пласту. Срок службы этих выработок составляет 10 – 12 лет. Исходя из этого сечения выработок приняты минимальными, но вместе с тем отвечающими их назначениям. Поперечные сечения и конструкция крепи горизонтальных и наклонных выработок соответствуют типовым сечениям подземных выработок, ранее утвержденных Госстроем.

Минимальные поперечные сечения выработок установлены:

  1. для главных откаточных и вентиляционных выработок, вентиляционных и промежуточных штреков и уклонов – 6,0 м2 при высоте этих выработок в свету не менее 1,9 м от головки рельсов,

  1. для вентиляционных сбоек – не менее 4,5 м2.

Двухгоризонтная система разработки, получившая промышленное использование на Ярегских нефтешахтах, явилась продолжением ранее применяемых шахтных систем на естественном режиме истощения (ухтинской, уклонно-скважинной) со всеми их многочисленными недостатками, а кроме того, закачка пара в пласт привела к дополнительным проблемам, требующим больших текущих и капитальных затрат на нормализацию теплового режима, подачу в шахту огромного количества воздуха и, как следствие, значительного увеличения сечений горных выработок. Все это явилось серьезным тормозом для дальнейшего развития традиционной термошахтной технологии.

Особенностью нового подземно-поверхностного способа разработки является следующее: нефтяное месторождение (залежь) разбивается на отдельные нефтепромысловые блоки (минишахты), размеры которых определяются технической возможностью подземного станка по бурению в продуктивном пласте горизонтальных (пологонаклонных) нагнетательных и добывающих скважин.

Вскрытие нефтяного пласта осуществляется вертикальными шахтными стволами небольшого диаметра. Согласно установленным «Правилам безопасности угольных (нефтяных) шахт» необходимо иметь не менее двух стволов диаметром в свету не менее 2,0 м.

В кровле нефтяного пласта сооружается нагнетательная галерея, у подошвы пласта — добывающая галерея с емкостями для сбора и подготовки нефти (песколовушки, нефтеводосборники). Нагнетательная и добывающая галереи являются выработками околоствольного двора кольцевого типа и служат для закачки в пласт теплоносителя, отбора жидкости, ее подготовки и транспорта на поверхность. Протяженность галерей выбирается из расчета размещения необходимого количества добывающих и нагнетательных скважин по сверхплотной сетке (с расстояниями между забоями скважин до 25м). Сечение выработок галерей принимается исходя из размещения в них бурового станка. Крепление выработок производится металлобетонной арочной крепью с железобетонной затяжкой и гидротеплоизоляцией свода и стен. Из галереи, расположенной в кровле продуктивного пласта, бурят до 300 горизонтальных (пологонаклонных) нагнетательных скважин длиной 300-500 м, располагая их в два-три или более ярусов в зависимости от толщины пласта. Конструкция скважин обеспечивает нагнетание теплоносителя давлением до 1.0 Мпа на устье, а для доставки теплоносителя с давлением 0.2-0.3 Мпа до забоя скважины прокладывается лифтовая труба диаметром 50 мм.

Добывающие скважины объединяются при эксплуатации в группы по 10-12 штук и подключаются к групповым коллекторам, последние подключаются к сборному коллектору. На групповых коллекторах предусматривается установка средств автоматизации отбора и замера продукции скважин. Автоматизируются процессы регулирования закачки пара и подъема жидкости на поверхность.

Добываемая жидкость (нефть, вода, конденсат) и мехпримеси по сборному коллектору самотеком собираются в специально сооружаемые на добычном горизонте емкости (песколовушки, водонефтесборники). В песколовушках мехпримеси оседают, а нефть с водой перетекает в водонефтесборники, откуда погружными (скважинными) насосами автоматически перекачивается на установку предварительного сброса пластовой воды, расположенную на поверхностной промплощадке промысла.

Жидкость, поступающая в нагнетательную галерею, перепускается на добычной горизонт в водонефтесборные емкости по специально пробуренной скважине. Жидкость откачивается из шахты по нефтесборочному коллектору и поступает в резервуары предварительного сброса, в которых отстаивается в течение 6 часов при температуре 70°С, а затем перекачивается насосами дожимной насосной в резервуарный парк нефтебазы.

Для эксплуатации подземно-поверхностного промысла на поверхностной промплощадке располагается надшахтный комплекс.

Подъемно-поверхностный способ является более совершенным вариантом термошахтной разработки. Основные технические и технологические преимущества новой технологии в следующем:

Разработка месторождения на естественном режиме истощения показала, что количество нефти, извлекаемой за счет естественной энергии пласта, не превышает 10 %, а большая часть нефти находится в капиллярах и пленочном состоянии. Нефть по состоянию её в пласте можно разделить на следующие виды:

10  20 %;

Вмещающий нефть песчаник отличается хорошими коллекторскими свойствами, однако, не смотря на это, добыча нефти крайне затруднена в силу специфических особенностей свойств нефти и состояния её в пласте.

К основным факторам, снижающим нефтеотдачу пласта, относятся:

Важнейшим фактором, повышающим нефтеотдачу пласта, является снижение вязкости нефти путём теплового воздействия на пласт. Кривая вязкости приведенная на рис. 2 показывает, что при температуре 120оС вязкость нефти снижается до 12 ч 15 мПас, т. е. Более, чем в 1000 раз. Кроме того, при тепловом воздействии на пласт происходят следующие изменения физико-химических свойств пластовой системы, способствующие увеличению нефтеотдачи пласта:


Зависимость вязкости нефти от температуры



Рис. 2

Таблица 2

Запасы нефти на 01. 01. 2004 год


Наименования

Участки

Всего по

шахтному

полю

Отработанные

на

естественном

режиме


Не отработанные

на

естественном

режиме


Площадь нефтеносности, га

886

175

1061

Нефтенасыщенная толщина, м

26,9

4,7

22,5

Объём нефтенасыщенных пластов, тыс. м3

230180

8237

238417

Коэффициент открытой пористости

0,26

0,26

0,26

Коэффициент нефтенасыщенности

0,87

0,87

0,87

Плотность нефти в стандартных условиях на поверхности, т/м3

0,945

0,945

0,945

Начальные балансовые запасы,

тыс. тонн.

48218

1725

49943

Накопления добычи нефти,

тыс. тонн.

8559

-

8559

В том числе на естественном режиме

2080

-

2080

За счет прогрева пласта

6479

-

6479

Остаточные балансовые запасы,

тыс. тонн.

39659

1725

41384

Принятый коэффициент нефтеотдачи

0,45

0,45

0,45



Основным сопутствующим компонентом при добыче нефти является титан. На промплощадке НШ-3 действует комбинат по производству титановых белил, которые поставляются на продажу на территории России.

Глава 3. Характеристика предприятия как источника нарушений и загрязнений природной среды
По направлениям деятельности предприятие подразделяется на производство по переработке нефти и производство по добыче нефти.

Производство по переработке нефти расположено на территории Ухтинского НПЗ на одной промплощадке, местоположение - г. Ухта, ул. Заводская, 11.

Производство включает в себя промплощадки нефтешахт № 1, 2, 3, а также территории вспомогательных участков. Местоположения промплощадки:
нефтешахты № 1 граничит с территорией п. Ярега, промплощадки нефтешахты № 2 с п. Первомайский, промплощадки нефтешахты № 3 с п. Нижний-Доманик.
3.1. Основные производства, загрязняющие водную среду
Наиболее активным загрязнителем воды является производство шахтных нефтесодержащих вод. Менее загрязнённые воды поступают от вспомогательных производств (мойки гаражей, промывки котельных, очистные сооружения посёлка, станочный парк).

Необходимо учесть так же ливневые воды, поступающие с территории производств.

Нефтесодержащие сточные воды образуются при отделении нефти от воды, в результате мойки загрязнённого ГСМ оборудования (машин, трубопроводов, резервуаров хранения, деталей оборудования), загрязнённой ГСМ территории.

Потребность производства Ухтинского куста в питьевой и технической воде и отведение хозяйственно-бытовых и промышленных стоков обеспечивается по договорам с Ухтинским НПЗ и предприятием «Горводоканал». Суммарный объём потребления и сброса вод составляет: питьевого качества порядка 15000 куб. м/год, технического качества 2,5млн. куб. м/год.

На производстве по добыче нефти и Ярегском кусте потребность в питьевой воде и отведении хозяйственно-бытовых стоков обеспечивается предприятием Ярегажилкомхоз.

Потребность в технической воде и отведение промышленных стоков обеспечивается собственными силами за счёт эксплуатации двух водохранилищ и очистных сооружений (прудов-отстойников). Объём водохранилища, расположенного на р. Малый Вой-Вож, 0,86млн. куб. м., среднегодовой сток 1,26 млн. куб. м. Промстоки на Ярегском кусте подразделяются на нормативно-чистые (без очистки), которые сбрасываются непосредственно в водные объекты, и недостаточно-очищенные, которые проходят механическую очистку (отстой) в прудах-отстойниках на нефтешахтах. Объём отстойника на НШ составляет 9,07 тыс. куб. м со стоком162 тыс. куб. м/год. Кроме того, попутно с нефтью добываются пластовые шахтные воды, часть которых после очистки (отстоя) по трубопроводу закачивается через 5 поглощающих скважин в пласт Ш живетского яруса верхнего девона, где отсутствуют перспективные для водоснабжения водоносные горизонты, а другая часть закачивается в ликвидированные шахтные уклоны. Суммарные объёмы утилизированных пластовых вод составляют: в скважины 2190 тыс. куб. м/год, в ликвидированные уклоны 2007 тыс. куб. м/год. Баланс водопотребления и водоотведения по Ярегскому кусту представлен в таблице 3:

Таблица 3
Баланс водопотребления и водоотведения по Ярегскому кусту

Наименование показателей

Объёмы, тыс. куб. м/год

1. Потребление питьевой воды

3300

2. Отведение хозбытовых сточных вод




3. Потребление технической воды

3000

4. Отведение промстоков, всего

1097

Продолжение таблицы 3


в том числе нормативно - чистые

311

недостаточно - очищенные

786

5. Вода, добываемая попутно с нефтью

4197

в т. ч. закачиваемые воды в скважины

2190

закачиваемые в ликвидированные уклоны

2007


Основными потребителями воды являются производства нефтешахт Ярегского района и жители посёлков.

Вода питьевого качества поступает с водозабора р. Лунь-вож на охлаждение компрессоров, нагнетающих сжатый воздух в шахты. Здесь предусмотрена оборотная система водоснабжения. Осуществляется периодическая подпитка системы для компенсации потерь воды.

С подпиткой работает система водоснабжения трёх посёлковых котельных. Теплом обогреваются жилые дома, производственные помещения и административные здания посёлков. Вода на нужды теплоснабжения забирается из водохранилища.

Наиболее крупные потребители воды – нефтешахты. Вода необходима для преобразования её в пар для закачки в нефтяной пласт с целью умягчения тяжёлой нефти. Для этого используются производственные котельные нефтешахт. Вода поступает из водохранилища.

Вода питьевого качества используется также для вспомогательных производств (мойки гаражей, промывки систем трубопроводов, охлаждение станков и т.д.).

С целью оценки состояния загрязнения поверхностных вод были отобраны пробы из рек, ручьёв, и озёр района нефтешахт. Пробы воды брались с середины рек и водохранилищ на глубине 0,3 м от поверхности воды, чтобы избежать попадания мусора с поверхности воды.

Основные показатели поверхностных вод:

ПДС веществ поступающих в водный объект со сточными водами:

  1. Предприятие – НШ п. Ярега.

  2. Категория сточных вод – недостаточно-очищенные.

  3. Наименование водного объекта, принимающего сточные воды – ручей Малый Вой-Вож, приток р. Ярега.

  4. Категории водопользования – рыбохозяйственная.

  5. Фактический расход сточных вод – 94 тыс. м3/год, 10,7 м3/час.

  6. Утверждённый расход сточных вод для установления ПДС - 35,7 м3/час.

  7. Утверждённый ПДС и состав сточных вод представлен в таблице 4.


Таблица 4

Утверждённый ПДС и состав сточных вод

Показатели состава сточных вод

факт. Конц. Г/м3

факт. Сброс, г/час

доп. Конц. ПДС, г/м3

доп. Конц. ВСС, г/м3

утвержд. ПДС, г/час

норматив сброса, кг/год

лимит сброса, кг/год

взвешенные

в-ва

145,82

1560,2

7,85

7,85

280,245

2457,05

2457,05

БПК полн.

8,48

90,68

3

8,48

107,1

939

2654,24

хлориды

6082,3

65080

300

5071

10710

93900

1587223

сульфаты

77,35

827,65

100

100

3570

31300

31300

нефтепродукты

1,85

19,795

0,05

1,38

1,785

15,65

431,94

фосфор

0,04

0,327

0,04

0,04

1,428

12,52

12,52

азот аммонийный

6,45

69,015

0,67

1,6

23,919

209,71

500,8

фенолы

0,003

0,0321

0,001

0,003

0,0357

0,313

0,939

железо

0,59

6,313

0,59

2,14

21,063

184,67

669,82

медь

0,003

0,0321

0,003

0,003

0,1071

0,939

0,939

свинец

0,11

1,177

0,11

0,11

3,927

34,43

34,43


Продолжение таблицы 4


никель

-

0

0,01

0,01

0,357

3,13

3,13

кадмий

0,032

0,3424

0,005

0,032

0,1785

1,565

10,016

кобальт

-

0

0,02

0,02

0,714

6,26

6,26

марганец

0,34

3,638

0,108

0,108

3,8556

33,804

33,804

цинк

0,02

0,214

0,16

0,16

5,712

50,08

50,08




  1. Утверждённые свойства сточных вод:


Технологическая схема очистки сточных вод
Поверхностные сточные воды собираются с территории промплощадки в водоотводные канавы и поступают в пруды отстойники и хвостохранилище, где происходит предварительная очистка от взвешенных веществ путём отстаивания и улавливание основной массы нефтепродуктов. После этого сточные воды самотёком направляются в горизонтальные отстойники очистных сооружений, где происходит разделение фракций – всплытие нефтепродуктов и осаждение взвешенных веществ. После отстойников сточные воды проходят двухступенчатую доочистку на фильтрах. Очищенная вода после фильтров сбрасывается в поверхностные водоёмы. Уловленные в прудах – отстойниках и очистных сооружениях нефтепродукты самотёком отводятся через существующие скважины в нефтешахту. На промплощадке они сбрасываются в подземную ёмкость, откуда перекачиваются к существующей скважине, по которой спускалась в шахту нефть ранее действовавших очистных сооружений. Удаление осадка, выпавшего в отстойниках очистных сооружений, производится насосами в бункерную, где происходит сгущение и обезвоживание осадка на гидроциклонах. Обезвоженный осадок автотранспортом периодически вывозится в места хранения,складирования. Дренажная вода от гидроциклонов возвращается в голову очистных сооружений.

Отработанная загрузка фильтров перегружается в специальные контейнеры и так же вывозится в места хранения, складирования (отработанные уклоны нефтешахт, отвалы).

Проектируемая площадка собственных очистных сооружений примыкает к автодороге Ухта – Н. Доманик. Вертикальная планировка площадки выполняется из привозного песчаного грунта. Средняя высота насыпи 2 м. Покрытие проезжей части принято из песчано-гравийной смеси. Отвод поверхностных вод производится по спланированной поверхности за пределы площадки. Комплекс сооружений размещается в непосредственной близости от существующей автодороги Ухта – Н. Доманик. Взаимная компоновка зданий и сооружений производится в полном соответствии с технологической частью проекта. Пруд предварительного отстоя расположен на месте существующего земляного пруда. Автоподъезд к пруду принят с покрытием из песчано-гравийной смеси.

Для задержания основной массы взвешенных веществ и нефтепродуктов, содержащихся в поверхностных сточных водах, предусматривается использовать существующий пруд-отстойник. Основная часть нефтепродуктов, поступающих в пруд, адсорбирована на глинистых частицах и имеет высокую плотность (около 1 т/м3), что приводит - к снижению скорости всплывания нефтепродуктов, а при изменении атмосферного давления к всплытию ранее выпавших частиц. В соответствии с этим объём отстойной части пруда-отстойника рассчитан на 18-20 часовое пребывание сточных вод в нём и составляет 2550 м3.

Габаритные размеры пруда-отстойника приняты конструктивно и равны: длина - 85 м, ширина по верху - 24 м, глубина проточной части - 1,5 м и полная глубина - 2,3 м.

Пруд-отстойник представляет собой прямоугольный в плане железобетонный резервуар с постепенно сужающейся торцевой частью. Боковые стены имеют уклон 1:1,5. Днище пруда предусмотрено с уклоном 0,02 в сторону торцевой части для опорожнения пруда в период очистки от осадка. В торцевой части пруда-отстойника расположен узел улавливания нефтепродуктов, состоящий из полупогружной бетонной перегородки и нефтесборной поворотной трубы с ручным приводом заводского изготовления. Собранные в трубе нефтепродукты самотёком отводятся в существующую скважину. Очистка пруда-отстойника от выпавшего осадка производится экскаватором на базе колёсного трактора с погрузкой на автосамосвал и вывозом в места утилизации. С этой целью предусмотрен съезд в пруд-отстойник шириной 6 м. На подводящем к пруду лотке и обводной линии устанавливаются затворы с ручным приводом.

Для доочистки поверхностных сточных вод после прудов отстойников предусматривается строительство очистных сооружений. В связи с тем, что расчётный расход сточных вод, поступающих на очистные сооружения, составляет 40 л/с, принимается два блока очистных сооружений. Блоки очистных сооружений выполняются из двух секций, каждая из которых состоит из отстойника и камеры доочистки. Отстойник представляет собой подземный железобетонный резервуар длиной 25 м. Сбор всплывших нефтепродуктов осуществляется мазутосборным лотком, расположенным в конце отстойника, с помощью скребкового механизма с ручным приводом. Для снижения вязкости нефтепродуктов в мазутосборном лотке предусмотрен их подогрев до 60оС регистрами из гладких труб. После отстойника сточная вода проходит двухступенчатую доочистку на фильтрах. Загрузка первой ступени фильтров: керамзит крупностью 10-15 мм. Загрузка второй ступени: древесная стружка и капрон. Направление фильтрования снизу вверх. Смена загрузки фильтров производится по сигналу о достижении верхнего уровня в одной из перепадных камер. Удаление осадка, выпавшего в отстойнике, производится из средней части насосом НЦС-1. Осадок по напорной линии подаётся в бункерную, оборудованную двумя гидроциклонами ГЦР-360 для сгущения осадка. Взмучивание осадка на дне отстойника производится от напорной линии насоса НЦС-1. Принятые гидроциклоны рассчитаны на обезвоживание осадка до 75% влажности. Обезвоженный осадок накапливается в бункере ёмкостью 4,5 м3. В бункере обезвоженный осадок отстаивается, а отстоявшаяся вода возвращается на очистные сооружения. Для возможности поочерёдной выгрузки осадка принимается двухсекционный бункер с объёмом каждой секции 2,25 м3. Каждая секция бункера оборудуется переливной трубой и лотками для выгрузки обезвоженного осадка. Периодичность вывоза осадка определяется при эксплуатации очистных сооружений. Для приёма случайных проливов в здании бункерной предусмотрен водоприёмный колодец, откуда потоки подаются на очистные сооружения.

Для контроля за распределением промстоков по пласту Ш создана режимная сеть из 6 наблюдательных скважин (N 1-BH, 2-BH, 5-BH, 6-BH, 956, 960). Контроль за состоянием подземных вод в доманиковом горизонте производится в 4-х скважинах (N 2-КН, 3-КН, 4-КН, 5-КН) (приложение №10).

Нагнетательные скважины пробурены в 2,5-6 км к северо-востоку от промплощадки нефтешахты. Месторасположение их выбрано исходя из следующих соображений:


Конструкция нагнетательных скважин определена исходя из задач надёжной изоляции отложений доманикового горизонта и отделения туффитового горизонта от III-го пласта.

Конструкция скважин:

Обе колонны зацементированы с подъёмом цемента до устья скважин.

Интервал III-го пласта на полную вскрытую мощность перфорирован и в целях увеличения поглощающей способности скважин произведён гидравлический разрыв пласта с последующим гидроразмывом.

В процессе бурения скважин проведён необходимый комплекс геофизических и гидродинамических исследований. Проверка качества изоляционных работ осуществлена внутренним и внешним давлением для эксплуатационных колонн. В настоящий момент в работе 6 скважин.

Солевой состав воды аналогичен составу вод III-го пласта с некоторым опреснением за счёт конденсата от закачки пара. После очистки на очистных сооружениях в воде содержится 30 мг/л механических примесей и 20 мг/л нефтепродуктов. В настоящее время в районе закачки воды эксплуатируемых водозаборных скважин в радиусе 20 км не имеется.

Количество сточных вод, закачиваемых от нефтешахт, составляет 2300 тыс. м3/год.

Химический состав закачиваемых сточных вод:

Среднесуточный объём закачки -6100 м3
3.2. Основные производства, загрязняющие атмосферу
Нефтешахта № 1.

Нефтешахта № 2.

Нефтешахта № 3.


Вентиляционные стволы нефтешахт
Предназначены для осуществления вентиляционных горных выработок. Характер работы вентиляционных стволов – круглосуточный. Выброс загрязняющих веществ осуществляется через вентиляционные стволы. В процессе работы в атмосферный воздух выбрасываются продукты производственного процесса ведения горных работ и вентиляции уклонов и штреков. Данные о количественном и качественном составе выброса вентиляционных стволов получены на основании инструментальных замеров.

В атмосферный воздух выбрасываются следующие загрязняющие вещества:


Производственные котельные
Реологические особенности тяжелой Ярегской нефти и особенности термошахтной добычи вызывают необходимость прогрева нефтеносных пластов. Процесс закачки в пласты большого количества пара для снижения вязкости нефти и повышения её текучести обусловил большое количество котлоагрегатов, работающих на газе, для выработки теплоносителя. Характер работы котельной круглосуточный. В процессе работы в атмосферный воздух выбрасываются продукты сжигания топлива. Данные о количественном и качественном составе выбросов получены методом натуральных замеров на источниках выброса по каждой котельной.

В атмосферный воздух через дымовые трубы котельных выбрасываются следующие загрязняющие вещества:

Нефтебаза с нефтеналивной эстакадой

Назначение – сбор, доведение до товарных кондиций и последующая отправка нефти на перерабатывающие установки. Источниками выделения загрязняющих веществ являются резервуары в процессе сбора, подготовки, хранения и подготовки к отправке нефти, а также железнодорожные цистерны в процессе их налива. Состав резервуарного парка приведен в таблице 5. В процессе работы в атмосферный воздух выбрасываются углеводороды, а также продукты, содержащиеся в нефти. Данные о количественном и качественном составе выбросов резервуарного парка получены методами натуральных замеров.

Таблица 5

Характеристика резервуарного парка Ярегского участка ОАО «Битран»

№№

источника

Объем резервуара

Производитель-ность, м3/час

Вид продукта

Т,

0С

Время работы, час/год

Обогрев

заполнен

откачка

0012

3000

720

960

Яр. нефть

60

8760

пар

0015

2000

720

960

Яр. нефть

60

8760

пар

0016

2000

720

960

Яр. нефть

60

8760

пар

0017

2000

30

500

Яр. нефть

60

8760

пар

Продолжение таблицы 5


0018

2000

30

500

Яр. нефть

60

8760

пар

0019

2000

30

500

Яр. нефть

60

8760

пар



Налив нефти в железнодорожные цистерны осуществляется полуоткрытой струей сверху. Закачка идет одновременно в 19 цистерн. Скорость закачки составляет 1140 тонн в час, время закачки 2,5 часа. Количество и характер выбросов, выделяющихся при наливе нефти, в железнодорожные цистерны получены расчетными методами. Выделяемые в процессе закачки загрязняющие вещества:


Блочно-кустовые насосные станции
Назначение – сбор, очистка и последующая закачка в пласт попутных вод, образующихся в процессе добычи нефти. Источники загрязнения атмосферы представлены объектами механической очистки производственных стоков (резервуарами, шламонакопителем, прудами-отстойниками).

Источниками выделения загрязняющих веществ являются резервуары для приема производственных сточных вод в количестве: РВС-3000 – 2 шт., РВС-2000 – 2 шт., пруды-отстойники – по одному каждой нефтешахте, шламонакопитель – 2. Загрязняющие вещества, выбрасываемые в атмосферный воздух – углеводороды.

Деревообрабатывающие цеха и участки
Деревообрабатывающий цех Ярегского участка представлен следующим парком деревообрабатывающих станков:

Все станки оборудованы местными отсосами и замыкаются на циклон ЦН-15, с эффективностью очистки – 88,4%.

Деревообработкой помимо ДОЦ на предприятии занят участок деревообработки в составе РСУ, расположенный на территории нефтешахты №3. Состав станочного парка деревообрабатывающего участка РСУ представлен следующими типами станков:

Загрязняющие вещества, выбрасываемые в атмосферный воздух:


Ремонтно-механические мастерские
Ремонтно-механические мастерские занимаются мелким ремонтом для нужд предприятия. Основной ремонтной базой являются центральные ремонтно-механические мастерские (ЦРММ), расположенные на промплощадке нефтешахты №3.

Источниками выделения загрязняющих веществ в атмосферный воздух служат:

Основные вредные вещества, поступающие от источников загрязнения ремонтно-механических мастерских в атмосферу:


Ремонтно-строительный участок (РСУ)
В состав РСУ входят:

Основные загрязняющие вещества, выделяемые объектами РСУ в процессе работы:


Транспортный цех
Транспортный цех Ярегского участка шахтной добычи нефти ОАО «Битран» расположен на территории пос. Ярега и предназначен для осуществления технологического процесса. Источниками выделения загрязняющих веществ служат автомобили и спецтехника.

Основные загрязняющие вещества, выбрасываемые объектами транспортного цеха, являются:


3.3. Загрязнения твердыми отходами и обращение с ними
Для обеспечения производственно-хозяйственной деятельности предприятие располагает следующими участками и службами:

Производство по добыче нефти.

Здания АБК, складские помещения и вспомогательные сооружения, промышленно-санитарная лаборатория.

Административно-бытовые корпуса, складские помещения, вспомогательные сооружения и промышленно-санитарная лаборатория являются источником o6pазования твердых хозяйственно-бытовых отходов, которые складируются на территориях в металлические контейнеры в специально отведенных местах.

Котельные, компрессорные, ремонтно - механические мастерские, участок
механизации и автоматизации участки подъема.

В результате производственной деятельности указанные подразделения и службы являются источниками o6pазования нефтепродуктов, металлолома, твердых хозяйственно-бытовых отходов, которые складируются на территориях в металлические контейнеры и бочки в специально отведенных местах.
  1   2   3   4   5


Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации