Экологическая обстановка месторождения Дунга

СОДЕРЖАНИЕ

1.Общие сведения о месторождении

2.Описание технологического процесса и технологической схемы

3.Охрана труда, техника безопасности

4.Охрана окружающей природной среды

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

4.1.1 Воздействие на атмосферу

4.2 Организационные мероприятия

4.3 Инженерно-те

хнические мероприятия по защите

компонентов биосферы

4.3.1 Обеспечение защиты атмосферы

4.3.2 Обеспечение защиты гидросферы

4.3.3 Обеспечение защиты литосферы

5.Оценка воздействия нефтедобывающего комплекса на

окружающую среду

Список литературы

1.ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

Месторождение Дунга расположено в степной равнинной части Южного Мангышлака в непосредственной близости от акватории Каспийского моря и административно входит в состав Тупкараганского района Мангистауской области Республики Казахстан.

Административный центр полуострова г. Актау находится в 50 км от месторождения и связан железной дорогой с промышленными центрами страны. Ближайшие населенные пункты – поселки Тельман и Акшукур, отстоят от месторождения на расстоянии 25 и 32 км.

Через месторождение проходит асфальтированная автодорога, по которой осуществляется сообщение с городами: Актау, Форт-Шевченко, Жанаозен и поселками Тельман, Акшукур и Таучик. Широко развита сеть грунтовых дорог, пригодных для передвижения автомобильного транспорта.

Нефтепровод, соединяющий группу нефтяных месторождений полуострова Бузачи с магистральным нефтепроводом Жанаозен-Атырау-Самара проходит вблизи от рассматриваемого месторождения.

В орографическом отношении район работ представляет собой слегка наклонееное к юго-западу плато. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +31 до +101 м. Постоянной гидрографической сети в районе работ нет, лишь в период дождей и снеготаяния вода скапливается в небольшом количестве в пониженных участках и ложбинах. Количество выпадаемых осадков составляет 70-85 мм в год. Климат района резко континентальный. Лето сухое и жаркое, температура воздуха достигает +35-40 ОС; зима малоснежная, температура понижается до –30 ОС. В зимние, весенние и осенние периоды характерны пыльные бури.

Фауна и флора района характерна для зон полупустынь с аридным климатом.

Растительность представлена полынью, верблюжьей колючкой.

Животный мир представлен пресмыкающимися, паукообразными и парнокопытными (сайгаками, джейранами).

Местное коренное население – казахи, заняты, в основном, в животноводстве.

Описываемый район характеризуется почти полным отсутствием пресных вод.

При разведочных работах снабжение питьевой водой осуществлялось автоцистернами из г. Актау, ввиду редкой сети колодцев в районе работ и их низких дебитов. Техническая вода добывалась из водяных скважин, пробуренных на альбсеноманские отложения.

Промышленным центром и энергетической базой Мангышлака является г.Актау. Линия электропередач 220-110 кВ проходит через район рассматриваемого месторождения.

2. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ

Продукция семи нефтяных скважин (ГЖС) в количестве до 1600 м3/сут (по жидкости) с давлением до 1,4 МПа (изб.), температурой 30оС поступает на гребенку (входной манифольд) по отдельным трубопроводам. Гребенка состоит из двух линий, к одной из которых поочередно могут подключаться все скважины для проведения исследований на тестовом сепараторе V-101. ГЖС из остальных скважин поступает во вторую линию гребенки, в которой происходит смешение и выравнивание этих потоков. На гребенке производится:

- измерение давления на входе ГЖС из каждой скважины манометрами МП-4У (поз.15.1…15.7);

- измерение и сигнализация давления манометрами показывающими и сигнализирующими ДМ2005 в каждой из линий (поз.18.1,18.2);

С гребенки основной поток ГЖС через клапан–отсекатель Эз-2 и трубный газоотделитель поступает в нагреватель Н-401А (рабочий) или Н-401В (резервный). На нагревателях Н-401А,В осуществляется:

- измерение температуры ГЖС на входе и выходе термопреобразователями сопротивления ТСМ0193 (поз.9.1,9.2,9.3).

В трубном газоотделителе отделяется основное количество свободного газа, выделившегося из ГЖС в процессе сбора и транспорта, с целью снижения нагрузки на нагреватели Н-401 (А,В). Этот газ возвращается в поток ГЖС после нагревателя Н-401(А,В) через байпас. После нагревателя Н-401А(В) ГЖС с температурой 45…60оС через успокоительный коллектор (Æ500 мм) поступает в депульсатор ДП, в котором отделяется основное количество свободного газа (до 90-95%). На депульсаторе производится:

- измерение давления манометром МП-4У (поз.15.9).

Перед входом в успокоительный коллектор в поток ГЖС подается реагент-деэмульгатор.

Газ по отдельной линии направляется в систему сбора и подготовки газа. Жидкость из депульсатора ДП поступает в сепаратор первой ступени V-201 объемом 25м3. В сепараторе V-201производится:

- измерение давления манометром МП-4У-16 (поз.15.10);

- температуры термометром техническим ТТ (поз.7.2);

- измерение уровня границы раздела фаз «нефть-вода» преобразователем уровня радарным ВМ-100 (поз. 27.1);

- уровень нефти преобразователем измерительным уровня буйковым Сапфир 22ДУ (поз.24.1);

- сигнализация верхнего аварийного уровня жидкости прибором ПП-021И (поз.30а2);

- регулирование уровня нефти сегментным регулирующим фланцевым клапаном типа R21с взрывозащищенным электроприводом (поз.38);

- регулирование уровня воды клапаном запорным шаровым с врывозащищенным электроприводом AUMA NORM (поз.40.1).

В сепараторе V-201 происходит разделение ГЖС на газовую, нефтяную и водную фазы. Уровень нефти в нефтяном отсеке сепаратора V-201 поддерживается клапаном Кр-2 (поз.38). Отделившаяся в сепараторе вода сбрасывается в линию отвода воды на блок подготовки. Уровень воды в сепараторе поддерживается запорным краном Кз-2 (поз.40.1). Газ из сепаратора V-201 смешивается с газом из депульсатора ДП, объединенный газовый поток поступает в систему сбора и подготовки газа.

Нефть из сепаратора V- 201 через клапан-регулятор Кр-2 (поз.38) поступает в сепаратор второй ступени V- 301 объемом 25м3. В сепараторе производится:

- измерение давления манометром МП-4У-1.0 (поз.13.1);

- измерение температуры термометром техническим ТТ (поз.7.1);

- уровня нефти и уровня границы раздела фаз «нефть-вода» преобразователем измерительным уровня радарным ВМ-100 (поз.28.1));

- сигнализация верхнего аварийного уровня жидкости прибором ПП- 021И (поз.30а1);

- регулирование уровня воды краном запорным шаровым с взрывозащищенным электроприводом AUMA NORM (40.2).

В сепараторе V-301 происходит окончательное отделение газа от нефти и сброс воды. Вода, отделившаяся в сепараторе V-301, через запорный кран Кз-3 (поз.40.2) поступает в линию отвода воды на блок подготовки.

Нефть из сепаратора V- 301 поступает на прием центробежного насоса Р-202А, В (рабочий и резервный) откачки нефти в резервуары Т-101, Т-201. В насосном блоке производится:

 Скачать реферат