Борьба с парафином в условиях НГДУ "Лениногорскнефть"
3.3 Техника и оборудование, применяемое для депарафинизации
скважин в условиях НГДУ «ЛН»
Для депарафинизации скважин в НГДУ «ЛН» применяют
различное оборудование. Краткое их описание и технические характеристики
приведены ниже.
Наиболее часто применяют для депарафинизации скважин
метод промывки. При промывке микробиологическим раствором, нефтедистиллятной
смесью, дистиллятом используются автоцистерны и промывочные агрегаты.
Доставка промывочного раствора на скважину
осуществляется в автоцистернах ЦР-7АП, АЦН – 7,5–5334, АЦН-11–257, АЦ-15–5320/8350,
АЦ-16П.
Таблица 9 Техническая характеристика автоцистерн
Автоцистерна
Транспортная база
Грузоподъемность, т
Наибольшая скорость передвижения
с полной нагрузкой, км/ч
Тяговый
двигатель-четырёхконтактовый дизель
Номинальная мощность
(при
п=2100 мин-1), кВт
Вместительность цистерны
Центробежный насос
Подача (дм3/с)
при напоре, м 70
48
Время заполнения жидкостью,
мин
Наиб. мощн, потреб. насосом,
кВт
Условн. диам. линии, мм
всасывающей
напорной
Всасывающее устройство
Высота всасывания, м
Рабочий агент
Размеры, мм
длина
ширина
высота
Масса, кг
полная
комплекта
|
АЦН-11–257
КрАЗ-257Б1А
12
68
ЯМЗ-238
176,5
11
9
9600
2500
2860
22600
11040
|
АЦН – 7,5–5334
МАЗ-5334
7,2
85
ЯМЗ-236
132
7,5
12,5
21
6
15
100
50
Эжектор
5
6950
2500
2870
15325
7450
|
ЦР-7АП
КрАЗ-255
7,5
71
ЯМЗ-238
176,5
7,5
8590
2500
3070
19035
10980
|
Для промывки скважин
применяются самоходные насосные агрегаты: цементировочный агрегат ЦА-320М, насосные
установки УН1–100х200,
УН1Т-100х200. Все агрегаты имеют трубки высокого
давления с цилиндрической резьбой для быстрой сборки и разборки нагнетательной
линии.
Таблица 10 Техническая характеристика ЦА-320 М
Монтажная база
Силовая установка:
марка
тип двигателя
Наиб.мощн. при частоте
вращ. вала дв-ля 2800 мин-1, л.с.
Насос марки
Наибольшая подача
насоса, л/с.
Наибольшее давление,
МПа
Водопадающий насос
Наибольшая подача, л/с.
Наибольшее давление,
МПа
Объём мерной ёмкости, м3
Диам.проходн. сечения
коллектора, мм
приёмного
нагнетательного
Вспомогательный
трубопровод
число труб
общая длина, м
Масса агрегата, кг
без заправки
заправленного
Габаритные размеры, мм
|
КрАЗ-257
5УС-70
ГАЗ-51
70
9Т
23
32
1В
13
1,5
6,4
100
50
6
22
16970
17500
10425х2650х3225
|
3.4 Техника и оборудование при паротепловой
обработке
При паротепловой обработке используются
специальная техника и оборудование, парогенераторные установки: отечественная
ППГУ-4/120М с максимальной производительностью пара 4 т/ч и рабочим давлением
12 МПа, заграничные «Такума» и КSК.
Парогенераторная установка предназначена для
выработки пара. Котлоагрегаты установок могут работать на природном газе или
жидком топливе. Для предупреждения образования накипи на поверхности нагрева
сырую воду перед подачей в котел осветляют и обессоливают в специальных
фильтрах.
Таблица 11 Техническая характеристика
парогенераторной установки ППГУ – 4/120М
Теплопроизводительность
по отпускаемому пару, кВт/ч
Давление на выходе из
парогенератора, мПа
максимальное
рабочее
Давление пара на выходе
из установки. МПа
Степень сухости пара, %
Расход пара на
скважину, кг/с
Установленная
электрическая мощность, кВт
Вместимость осн.
топливного бака, л
Вместимость бака воды.
л
Метод деаэрации
Масса установки, кг
Масса блока
парогенератора, кг
Габариты, мм
парогенератора
водоподготовки
|
2,32
13,2
6–12
0–12
80
0,55–1,11
75
1000
5000
термический
39700
29500
12080х3850х3200
6250х3850х3200
|
Установка ППУА-1200/100
Предназначена для депарафинизации скважин,
промысловых и магистральных нефтепроводов, замороженных участков наземных
коммуникаций в условиях умеренного климата. Можно использовать так же при
монтаже и демонтаже буровых установок и при прочих работах для отогрева
оборудования.
Включает в себя парогенератор, водяную, топливную
и воздушную системы, привод с трансмиссией, кузов, электрооборудование и
вспомогательные узлы. Оборудование установки смонтировано на раме, закрепленной
на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б или КрАЗ-257, и накрыто
металлической кабиной для предохранения от атмосферных осадков и пыли.
Привод основного оборудования осуществляется от
тягового двигателя автомобиля, управление работой установки – из кабины
водителя.
Таблица 12 Техническая характеристика ППУА – 1200/100
Монтажная база
Максимальная
температура 0С
Максимальное давление
пара, МПа
Применяемое топливо
Максимальный расход
топлива, кг/ч
Ресурс работы установки
(по запасу воды на максимальной производительности) ч
Масса (с заправочными
емкостями), кг
|
Шасси авт. КрАЗ 255Б
или КрАЗ 257
310
10
Дизельное
83,2
3,5
19200 или 18380
|
Агрегаты
АДПМ
Предназначены для депарафинизации скважин
горячей нефтью. Агрегат, смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ 255Б1А, включает
в себя нагреватель нефти, нагнетательный насос, системы топливо и воздухоподачи
к нагревателю, систему автоматики и КИП, технологические и вспомогательные
трубопроводы.
Привод механизмов агрегата – от двигателя
автомобиля, где размещены основные контрольно- измерительные приборы и элементы
управления.
Таблица 13 Техническая характеристика агрегатов
АДПМ-12/150 и 2АДПМ-12/150
Подачи по нефти м3/ч
Максимальная
температура нагрева
нефти 0С
безводной
Рабочее давление пара
на выходе. МПа
Теплопроизводительность
агрегата гДж
|
АДПМ-12/150
12
150
122
13
3,22
|
2АДПМ-12/150
12
150
122
13
3,22
|
Нефть, подвозимая в автоцистернах, закачивается
насосом агрегата и прокачивается под давлением через нагреватель нефти, в
котором она нагревается до необходимой температуры. Горячая нефть подается в
скважину, где расплавляет отложения парафина и выносит их в промысловую систему
сбора нефти
3.5 Расчет на прочность стеклопластиковых штанг
С целью определения нагрузок, возникающих в
точке подвеса штанг, произведём расчет на прочность комбинированной колонны из
стальных и стеклопластиковых штанг. Расчет будем вести согласно «Методики
расчета колонны штанг из композиционного материала для ШСНУ», разработанной
ВНИИнефтемаш 24.07.1994.
Исходные данные для расчета:
Номер скважины №1696
Глубина подвески насоса Ннас = 1200 м
Длина хода сальникового штока S = 0,9 м
Число качаний балансира п = 5 мин-1
Средняя масса 1 м колонны СПНШ тспнш =
1,05 кг
Средняя масса 1 м колонны стальных штанг тст
= 2,35 кг
Диаметр плунжера Дпл = 32 мм
Диаметр штанг dшт = 19 мм
Внутренний диаметр НКТ Двн = 62 мм
Плотность жидкости r ж =
1090 кг/м3
1. Для вычисления максимальной нагрузки в точке
подвеса штанг Ртах воспользуемся формулой Слоннеджера
Ртах=(Ршт
+ Рж)*(1 + S *п/137), Н (20)
где: Ршт – вес колонны штанг, Н
Рж – вес столба жидкости, Н
S – длина
хода сальникового штока, м
п – число ходов, мин-1
2. Вычислим вес колонны штанг Ршт
Ршт= Ннас*g*(тспнш*
? + ?*тст)= 1200*9,81*(1,05 *0,5 + 0,5 *2,35) = 20012,4 Н
3. Найдем вес столба жидкости Рж
Рж=Fпл*Ннас*r ж *g (21)
где: Fпл= p/4*Дпл2=p/4*(32*10-3) 2=8,01*10-4
м 2
Рж=8,01*10-4*1200*1090
*9,81=10314,5 Н
Вычислим Ртах;
Ртах=(20012,4 + 10314,5)*(1 + 0,9
*5/137)=31323 Н
4. Минимальное усилие в точке подвеса штанг при
ходе вниз
Рт1п=Ршт1
(1 – S
*п/137), Н (22)
где: Ршт1
– вес колонны штанг в жидкости
Ршт1=Ннас*g* (?*g1спнш+ ? *g1ст) (23)
здесь: g1спнш – вес 1 м СПНШ в
жидкости
g1ст – вес 1 м стальных штанг в жидкости
Ршт1=1200*9,81*(?*0,71+ ? *2,09)=16480,8 Н
Рт1п=16480,8*(1
-0,9*5/137)=15939,5 Н
5. Для
определения напряжений, действующих в точке подвеса штанг, воспользуемся
следующими формулами:
fшт=p/4*dшт2= 0,785*(19*10-3)2=
2,84*10-4 м2 (24)
sтах= Ртах/ fшт = 31323/2,44*10-4=110,3
мПа (25)
sт1п= Рт1п/ fшт = 15939,5/2,84*10-4=56,1
мПа (26)
sа=(sтах -sт1п)/2= (110,3–56,1)/2=27,1 мПа (27)
sпр= = = 54,7 Мпа
(28)
Как видно из вычислений, приведенное напряжение,
действующее в точке подвеса штанг равно 54,7 МПа.
Так как по предельно допустимым приведенным
напряжениям для стеклопластика у нас нет значений, то воспользуемся минимальным
значением предельно допускаемых приведенных напряжений для стали марки 40. В
пользу стеклопластиковых штанг говорит также, что разрушающее напряжение при
растяжении у них больше, чем у стальных: 760 МПа у стеклопластика и 610 МПа у
стали.
[sпр]=70мПа – приведенное напряжение для стали
Полученное sпр=54,7 мПа свидетельствует о возможности использовать в качестве
материала для штанг стеклопластик.
Для приведения эксперимента было подобранно 9
скважин. Для определения эффективности использования стеклопластиковых штанг
скважины были оборудованы счетчиками активной и реактивной электрической мощности.
Ниже в таблице №14 приведены результаты
расчетов.
Таблица. 14 Результаты анализа работы СПНШ
Нагрузка на головку
балансира кН
|
1696
|
9288А
|
15470
|
12428а
|
26769
|
26504
|
16942
|
24356
|
26480
|
Стеклопластик
Стек+сталь
Сталь
Потр. мощн с учетом
веса штанг, кВт
Стеклопластик
Стек+сталь
Сталь
Умень. веса%
Умень. потребляемой
мощности
|
21,4
31,3
38,5
18,3
23,2
33
|
20,5
28,1
35,9
17,1
20,6
24,2
22
19
|
10,6
12,7
18,5
2,9
3,3
4,5
31
26
|
21,6
29,2
37,8
18,2
22,4
32,9
22,7
31,4
|
17,5
24,1
30,6
12,6
17,6
24,6
21
28
|
12,6
17,1
27,9
5,6
7
10,5
38
32
|
17,1
22,1
29,9
10,3
11,8
14,3
26,1
17,5
|
22,5
33,3
39,4
18,5
24,6
33,1
15,4
27
|
11,9
15,7
26,5
3,9
4.8
7,3
40
34
|
Сравнивая результаты можно сделать вывод, что
нагрузка на головку балансира станка-качалки уменьшилась в среднем на 20–25%
при условии комплектации колонны штанг из стеклопластика и стали.
3.6 Выбор оборудования для подачи реагента
(ингибитора)
Существуют два основных способа подачи реагента
в обрабатываемую систему: непрерывное (периодическое) дозирование и разовая
обработка.
Наиболее эффективным способом является
непрерывное дозирование, обеспечивающее постоянный контакт реагента с
обрабатываемой системой и частично предупреждающее образование АСПО. Однако
этот способ требует обвязки специального оборудования на устье каждой скважины
(насос – дозатор, емкость для реагента, поршневой насос для смешения, манифольд
и др.).
Реагент в затрубное пространство постоянно
подается устьевыми дозаторами УДЭ и УДC
конструкции НПО Союзнефтепромхим и СКТБ ВПО Союзнефтемашремонт.
УДЭ и УДC можно применять также для борьбы с солеотложением, коррозией
оборудования нефтяных скважин и внутрискважинной деэмульсации нефти.
Электронасосная дозировочная установка УДЭ в
зависимости от дозировочного насоса имеет четыре типоразмера: УДЭ 0,4/6,3; УДЭ
1/6,3; УДЭ 1,6/6,3; УДЭ 1,9/6,3. Установки комплектуются специальными
дозировочными насосами: НД 0,4/6,3 К14В; НД 1/6,3 К14В; НД 1,6/6,3 К14В; НД
1,9/6,3 К14В. Они обеспечивают максимальные подачи реагента 0,4; 1; 1,6 и 1,9 л/ч
при максимальном давлении нагнетания 6,3 МПа. Потребляемая мощность насоса 0,5
кВт, масса 32 кг.
Установка имеет бак на 450 л; габаритные
размеры установки 1230х690х1530 мм, масса 220 кг, рабочая температура 223
– 318 К.
Принцип работы УДЭ заключается в следующем.
Реагент из бака 5 через фильтр 6 по всасывающему трубопроводу 11 поступает в
плунжерный насос – дозатор 13 и по нагнетательному трубопроводу 14 подается в
затрубное пространство скважины. Подача регулируется изменением длины хода
плунжера.
Наибольшее число установок эксплуатируется в ПО
«Татнефть». Дозировочные установки изготавливаются Лениногорским заводом
«Нефтеавтоматика», а дозировочные насосы – Свесским насосным заводом.
Рис. 4 Дозировочная установка УДЭ
1 – дозировочный блок, 2 – электроконтактный
манометр, 3 – указатель уровня, 4 – заливная горловина, 5 – бак, 6 – фильтр, 7
– рама, 8 – сливной вентиль, 9, 10, 15 – вентили, 11 – всасывающий трубопровод,
12 – обратный клапан, 13 – электронасосный агрегат, 14 – нагнетательный
трубопровод, 16 – кожух
Комплектная дозировочная установка УДС с
приводом от станка – качалки располагается на СК. Её нагнетательный трубопровод
присоединяется к затрубному пространству скважины, а рычаг дозировочного насоса
посредством гибкой тяги к балансиру СК. Подача устанавливается регулятором
длины хода плунжера насоса и изменением мест крепления тяги к рычагу насоса и к
балансиру СК. Подача дозировочного насоса составляет 0,04–0.63 л/с;
давление нагнетания 6,3 МПа; вместимость бака 250 л, габаритные размеры 1500
х 730 х 735 мм, масса 145 кг.
По сравнению с другими дозировочными установками
УДС-1 обеспечивает большую точность регулирования подачи, имеет более простую
конструкцию, она безопасна (снабжена предохранительным устройством и не
питается электрическим током) и удобна в эксплуатации.
Рис. 5 Дозировочная установка УДС
1 – указатель уровня, 2 – горловина, 3 – бак, 4
– манометр, 5 – предохранительный клапан, 6 – вентиль, 7 – кожух, 8 – насос
дозировочный, 9 – обратный клапан, 10 – трехходовой клапан, 11 – фильтр, 2 –
рама
Периодическое дозирование может осуществляться
при использовании перечисленного выше оборудования или с помощью специального
устройства для ввода реагента под давлением, первый случай имеет те же
недостатки что и непрерывное дозирование. Во втором случае затрубное
пространство перекрывают задвижкой 3, открывают вентиль 6 для сброса газа из
емкости 4, снимают заглушку 5, закрывают вентиль 6, заливают реагент в емкость
4, закрепляют заглушку и открывают задвижку 3; регент поступает в затрубное
пространство.
Рис. 6 Принципиальная схема устройства
ввода реагента в затрубное пространство по давлением: 1 – устьевая арматура, 2
– выкидная задвижка,
3 – задвижка затрубного пространства, 4 –
резервуар для реагента, 5 – заглушка, 6 – вентиль.
При этом способе подачи реагента обслуживание
упрощается, но снижается эффективность действия реагента.
4. Охрана труда и противопожарная защита
4.1 Охрана труда и техника безопасности
При
эксплуатации скважин для удаления АСПО применяется паропередвижная установка,
при её работе должны выполняться следующие правила безопасности:
– паропередвижная
установка (ППУ) на скважине устанавливается от устья на расстоянии не менее 25
метров с наветренной стороны так чтобы обеспечивался обзор для машиниста ППУ;
– обвязка
выполняется бесшовными стальными трубами, испытанными на пробное давление Рпр=1,5Рраб;
– при
пропаривании арматуры скважин, оборудования и трубопроводов, в которых
ожидается повышение давления необходимо установить обратный клапан (непосредственно
у установки или на любом стыке магистральных труб);
– на
арматуре скважины, подвергаемой пропарке, необходимо предусматривать
специальный патрубок с вентилем или задвижкой для подсоединения паропроводов от
ППУ;
– при
пропарке арматуры скважины, оборудования и трубопроводов надо знать
максимальное рабочее давление, допускаемое для данного типа арматуры и не превышать
его;
– для
подачи пара в насосно – компрессорные трубы, уложенные на мостках, паропровод
должен быть оборудован специальным наконечником, который должен соединятся к
трубе на резьбе или накидным приспособлением на муфту.
Концы труб
должны быть уложены со стороны устья в одной плоскости;
– пропарку
с использованием шланга с наконечником, закреплённым на деревянном держаке,
производить только наружных поверхностей труб, шланг и другого технологического
оборудования;
– подача
пара в пропарочные трубы должна быть постепенной до выхода пара из
противоположного конца трубы, во избежание появления пробок;
– пуск
пара производить только по сигналу с места присоединения паропроводов и после
удаления людей на безопасное расстояние;
– пропарка
штанг от замазученности и парафина производится с помощью шланга с
наконечником, которые закреплены на деревянном держаке длинной не менее 1,5 м;
– очистка
и пропарка от замазученности станка – качалки машинист производит с помощью
шланга с наконечником прикреплённых к деревянному держаку длинной не менее 2,5
метра. В случае невозможности пропарки балансира из-за высоты, то бригада КРС
устанавливает стеллажи или подготавливает лестницу с которой производится
пропарка оборудования находящееся на высоте.
При подъёме
на высоту свыше 1,5 метра необходимо применять предохранительный пояс от
падения;
– разработка
паропроводов производится после снижения давления пара до атмосферного и
охлаждения труб;
– замазученность
и парафин оставшийся на территории скважин и баз необходимо убирать.
При использовании удаления АСПО химическими методами
необходимо соблюдать особые меры предосторожности и технику безопасности.
Среди
химических реагентов, используемых для борьбы с АСПО, имеются токсичные,
взрывоопасные, с низкой температурой вспышки. Поэтому при работе с такими
реагентами должны соблюдаться особые меры предосторожности.
На территории
(или в помещении) для хранения и применения газового бензина запрещается
обращаться с открытым огнем; искусственное освещение должно быть выполнено во
взрывобезопасном исполнении.
Ремонтные
работы на резервуарах, сосудах должны производиться инструментами, не дающими
при ударе искру. Технологическое оборудование и коммуникации для
транспортирования газового бензина должны быть заземлены.
Запрещается
перекачивание газового бензина при помощи сжатого воздуха. Содержание паров
газового бензина в воздухе рабочей зоны должно составлять не более 300 мг/м3.
При разливе
бензина облитые части машины должны быть насухо протерты, а пролитый на пол или
на землю бензин – засыпан песком. Последний необходимо собрать в отдельную тару
и вывезти из территории или помещения. Указанные работы должны производиться в
фильтрующем противогазе марки А (коробка коричневого цвета).
Сосуды,
смесители, коммуникации, насосные агрегаты должны быть герметичны.
Помещение
должно быть снабжено общеобменной механической вентиляцией согласно действующим
нормам.
При работе с
газовым бензином применяют индивидуальные средства защиты: противогаз и
спецодежду.
Запрещается
использовать газовый бензин для мытья рук и чистки одежды.
Рабочие места
должны быть оборудованы источником острого пара, песком, пенным или
углекислотными огнетушителями, кошмой, асбестовой тканью.
Аналогичные
меры предосторожности должны соблюдаться и при использовании других
углеводородных растворителей.
5. Охрана недр и
окружающей среды
5.1
Мероприятия по охране окружающей среды и недр в условиях НГДУ «ЛН»
Республика
Татарстан характеризуется высоким промышленным потенциалом, богатыми природными
ресурсами; нефтяные месторождения Татарстана расположены на территории 21
административного района республики и 3 районов соседних республик и областей с
общей площадью более 30 тысяч кв. км.
В 1997 году
для предприятий Татарстана было отчуждено более 34 тыс. га. В последние годы в
Татарстане увеличивается доля сернистых нефтей, газов и сероводородсодержащих
пластовых вод, что усложняет экологическую обстановку. Разработка залежей
вязкой нефти и битума с применением большой гаммы химических реагентов и
тепловых методов тоже значительно усугубляют ситуацию. Приведенные данные
показывают, на сколько высока ответственность нефтяников в деле охраны природы.
Разработаны
методические основы оценки технологической нагрузки, проведено ранжирование
территории по антропогенному воздействию на природу. В основу экологических
программ были заложены результаты систематических исследований. В них
обоснована и сформулирована постановка задачи, состоящей из следующих
концепций:
свести до
минимума вредное воздействие сопутствующих нефтедобыче процессов нарушения
экологии;
добиться
управляемости производственных процессов, чреватых экологически негативными
последствиями; проводить регенерационные мероприятия, и, по максимуму,
восстановить среду нашего обитания до того состояния, которое было характерно
для начала разработки нефтяных месторождений.
На территории
НГДУ «ЛН» находится много населенных пунктов: города, деревни, рабочие поселки.
Вокруг населенных пунктов устанавливаются санитарно-защитные зоны.
Многие из
промысловых сооружений расположены в санитарно-защитных зонах населенных
пунктов, родников и ручьев. Эти объекты являются потенциальными загрязнителями
атмосферы, почв, грунтовых и подземных пресных вод при возможных авариях и
разгерметизации. При бурении, добыче, сборе и транспортировке нефти имеет место
загрязнение почв и грунтов. Основные площади замазученных земель располагаются
обычно вдоль водопроводов, часто вдоль ряда скважин.
Все отходы
предприятий по добыче нефти оказывают отрицательные воздействия на объекты
окружающей среды и представляют угрозу здоровью населения, проживающего в
нефтедобывающих районах. Поэтому на промысловых объектах необходимо более
эффективно осуществлять технологические, санитарно-технические и
организационные мероприятия по контролю за состоянием окружающей среды. Все эти
мероприятия позволяют с наименьшим вредом для окружающей среды добывать и
транспортировать нефть, быстро и без осложнений устранять причины и последствия
загрязнения. В НГДУ «ЛН» осуществляются работы, направленные на улучшение
экологической обстановки на территории деятельности предприятия.
5.2 Охрана
атмосферного воздуха
За последние
5 лет выбросы в атмосферу загрязняющих веществ сократились с 22000 тонн до 4500
тонн в год. Это было достигнуто благодаря проводимой определенной работой в
этом направлении в НГДУ.
Была
проведена реконструкция канализационного хозяйства, на ЛОС и ГТП было
ликвидировано 12 накопителей. Пущена в работу установка улавливания легких
фракций УЛФ, что позволяет ежемесячно улавливать 500–550 тонн нефти.
Подготовка
сточной воды переведена на УКНП на герметизированную систему.
Топливно-энергетический комплекс является
основным загрязнителем атмосферного воздуха, на долю которого приходится 87% или
66 000 тонн вредных веществ в год.
По сравнению
с 2004 годом валовые выбросы снизились на 21,3%
Таблица 15
Количество источников и объемы выбросов, поступающих в атмосферу от промышленных
предприятий
Промыш-
ленные комплексы
|
Кол-во источников
выбросов вредных веществ
|
Условно обезврежено
вредных веществ
|
Обьем выбросов, тыс
м/год.
|
Доля выбросов % от общего
|
|
2003
|
2004
|
2005
|
2003
|
2004
|
2005
|
2003
|
2004
|
2005
|
|
Топливный
|
4301
|
4653
|
5200
|
29,8
|
25,5
|
21,0
|
97,8
|
92,4
|
66,0
|
87
|
Теплоэнерге-
ческий
|
-
|
67
|
66
|
-
|
-
|
-
|
-
|
1,3
|
2,4
|
3,2
|
Машиностро-
ительный
|
427
|
354
|
200
|
0,2
|
0,5
|
0,3
|
0,2
|
0,5
|
0,1
|
0,7
|
Строительный
|
207
|
309
|
250
|
5,8
|
4,6
|
3,1
|
3,8
|
2,5
|
2,3
|
3,0
|
Прочие
|
-
|
-
|
120
|
-
|
1,3
|
0,6
|
-
|
1,3
|
4,6
|
6,1
|
Всего по ремонту
|
7191
|
6270
|
5716
|
36,7
|
29,6
|
25,0
|
118,4
|
101,5
|
74,4
|
100
|
Сокращение
выбросов достигнуто за счет уменьшения количества источников выбросов и ввода
установок улова легких фракций углеводородов в НГДУ ЛН.
С целью
уменьшения воздействия автотранспорта на окружающую среду необходимо:
– осуществить
вынос крупных автотранспортных предприятий за черту города;
– наладить
производство неэтилированного бензина;
-
применять
нейтрализаторы для выхлопных газов и присадки к моторному топливу;
-
активизировать
перевод автомашин на газовое топливо.
5.3 Охрана
вод
Систематические
наблюдения за состоянием поверхностных водоемов в нефтедобывающих районах
юго-западной республики Татарстан были начаты ТатНИПИнефть в 1969 году.
Осуществляются силами химико-аналитических лабораторий УПТЖ и НГДУ. С 1991 года
к этой работе были привлечены ТГРУ и КГУ. Под наблюдением находятся все реки и
малые речки Лениногорского района. В пробах речной воды ежемесячно (НГДУ) и
ежеквартально (УПТЖ) определяют содержание нефти (плавающей и эмульгированной),
хлоридов, сульфатов, а так же рН, жесткость, общую минерализацию, потребность в
кислороде БПК5, тип и концентрацию ПАВ, нитраты и другие.
В настоящее
время на территории нефтепромыслов под наблюдением лаборатории охраны природы
находятся 14 речек (ежедневно) и 69 родников (ежеквартально).
Благодаря
проведенным в очагах загрязнения подземных вод комплексным
эколого-гидрологическим исследованиям, источники загрязнения подземных вод в
основном известны.
Разработаны
мероприятия и методы предотвращения этих загрязнений.
5.4 Охрана земель
В результате
упорядочения и более продуманного размещения сооружений, применение кустового и
горизонтального бурения скважин значительно сократится отвод земель под
нефтяные объекты. Так в начале 90-х годов под сооружениями и коммуникациями АО «Татнефть»
находилось более 55 тыс. га, а в настоящее время –34 тыс. га, хотя фонд
пробуренных скважин за этот период возрос в 1,3 раза.
Наряду с
сокращением отвода земель за счет применения новых технологий бурения и
разработки месторождений, нефтяникам уделяется большое внимание сохранения
плодородия почв. В среднем сегодня возвращается прежним пользователям на 1500
га сельхоз. угодий АО «Татнефть».
Длительное
время, нередко десятилетиями, хранились в открытых амбарах т.н. нефтешламы,
оставшиеся в наследство от прошлого. Для утилизация создано совместное
предприятие. Более полумиллиона тонн нефтешламов уже переработаны по
технологии, разработанной учеными «ТатНИПИнефть», предприятием «Татойлгаз»
совместно с Германией. Эта работа продолжается, а для предотвращения дальнейшего
накопления шламов, загрязняющих природную среду, разработана технология без
амбарного бурения с использованием передвижных буровых установок.
Из года в год
в НГДУ «ЛН» уменьшаются площади нарушенных земель.
Это
достигнуто за счет уменьшения аварийности на трубопроводах, а так же большой
положительный эффект оказала остановка бригад ПРС, КРС и строительных
организаций на период весенней распутицы. Кроме того, большая часть бригад ПРС
в НГДУ «ЛН» переведены на колесный ход, что резко позволило уменьшить порчу
земель.
Продолжаются
работы по охране недр и окружающей среды:
а)
Исследование и наращивание цемента за кондуктором;
б)
Исследование и герметизация колонн;
в) Физическая
ликвидация скважин в санитарно-защитных зонах населенных пунктов рек и ручьев,
а так же в зонах питания родников.
Список использованной литературы
1. Акульшин А.И., Бойко В.С. Эксплуатация нефтяных
и газовых скважин. М.: Недра, 1989 г.
2. Гиматудинов Ш.К. Справочная
книга по добыче нефти. М.: Недра, 1974 г.
3. Государственный доклад
о состоянии окружающей природной среды Республики Татарстан. Издательство
Природа, 1997 г.
4. Документация НГДУ
«Лениногорскнефть»
5. Куцын П.В. Охрана
труда в нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1987 г.
6. Муравьев В.М.
«Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» М.: Недра, 1978 г.
7. Юрчук В.А., А.З. Истомин
«Расчеты в добыче нефти» М.: Недра, 1997 г.
Страницы: 1, 2, 3, 4
|
|