Влияние состава сырья на характеристики готовой продукции Мыльджинского газоконденсатного месторождения (Томская область) (стр. 12 )

Таблица 3.18 – ГОСТ «Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления»

3.2.4 Сравнительный анализ ПБФ

Для сравнительного анализа были взяты результаты анализа проб пропан – бутановой фракции (ПБФ) в период времени до приема ПНГ с КНГКМ и продукции СВГКМ (таблица 3.19) и после (таблица 3.20).

Таблица 3.19 – Результат анализа пробы ПБФ до приема ПНГ с КНГКМ и продукции СВГКМ

Таблица 3.20 – Результат анализа пробы ПБФ после приема ПНГ с КНГКМ и продукции СВГКМ

В результатах анализов пропан – бутановой фракции (ПБФ) за период времени до и после приема ПНГ с КНГКМ и продукции СВГКМ видно уменьшение плотности ПБФ: с 531,4 кг/м3 до 526,4 кг/м3 за счет меньшего содержания суммы бутанов (52,31% мол. и 49,15% мол.) и большего содержания пропана (39,10% мол. и 49,15% мол.) и этана (7,01 мол. и 8,4 мол.). ДНП увеличилось на 0,08 МПа за счет большего содержания легких компонентов. Расход ПБФ в товарный парк, в среднем был 400 м3/сут., а стал 540 м3/сут. Расход увеличился на 140 м3/сут.

4 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР

Технология эксплуатации месторождения не исключает возможности нарушения и загрязнения компонентов природной среды. В соответствии с действующими законами, постановлениями и положениями в данном разделе предусматриваются мероприятия, обеспечивающие безопасность населения, охрану недр и окружающей природной среды от возможных вредных воздействий, связанных с эксплуатацией месторождения.

4.1 Охрана атмосферного воздуха

Фоновые концентрации загрязняющих веществ в атмосферном воздухе в районе месторождения значительно ниже установленных норм ПДК для населенных мест.

Источниками возможного выделения и выбросов в атмосферу ЗВ при добыче, сборе и внутрипромысловом транспорте газа и конденсата являются: устьевая противовыбросовая арматура скважин, свечи, газосборные сети; при подготовке газа - технологическое оборудование, факелы, котельные, трубопроводы.

Загрязняющие вещества, выбрасываемые в атмосферу при эксплуатации месторождения относятся к 2-4 классам экологической опасности. Перечень выбрасываемых загрязняющих веществ в атмосферу и их эколого-токсикологическая характеристика приведены в таблице.

Результат расчета количества выбросов ЗВ в атмосферу от объектов эксплуатации, проведенного в ОВОС Мыльджинского месторождения (согласованного с областным комитетом экологии 14.07.95 г., заключение № 000), представлен в таблице, кроме данных расчета по установке регенерации метанола (с учетом выбросов ЗВ от двух дополнительных кустовых площадок). Расчет количества выбросов ЗВ в атмосферу и определение возможного максимального уровня загрязнения атмосферного воздуха от установки регенерации метанола будут выполнены в процессе проектирования данного объекта. Автоматизированный расчет рассеивания вредных веществ в приземном слое атмосферы по унифицированной программе «ЭКОЛОГ» (версия 1.10) определил основные источники загрязнения атмосферы - стоянки тракторной и автомобильной техники. На эти источники приходится 99.5% выброса двуокиси азота и окиси углерода.

Превышение максимальных приземных концентраций ЗВ наблюдается на расстоянии 11.4 м от этих источников. По остальным источникам превышение ПДК ЗВ не наблюдается даже в непосредственной близости от них.

Анализ расчета максимально возможного уровня загрязнения атмосферного воздуха на месторождении технологическим оборудованием в рабочем режиме показал, что выбросы вредных веществ от объектов промысла, не создадут за пределами промплощадок приземные концентрации, превышающие установленные нормативы ПДК.

При проведении регламентных работ по проверке технологических аппаратов возникают залповые выбросы ЗВ, направляемые на факел или свечу сжигания газа. Валовой выброс ЗВ в результате проведения регламентных работ составит 40.972 т/год, без учета установки регенерации метанола. При этом в периоды особо неблагоприятных метеорологических условий возможно превышение концентраций ВВ в воздухе более 1 ПДК (1 ступень опасности), более 3 ПДК (2 ступень опасности) и более 5 ПДК (3 ступень опасности).

4.2 Охрана водной cреды

При эксплуатации месторождения негативное воздействие на водную среду возможно при строительстве и эксплуатации площадных объектов, устройстве подводных переходов водотоков трубопроводами, строительстве автодорог и мостов, бурении скважин на кустовых площадках, использовании подземного водозабора и сбросе сточных вод.

Для промывки и гидроиспытаний трубопроводов предусматривается забор воды из поверхностных водоемов.

При строительстве дорог возможно нарушение поверхностного стока насыпями с образованием вдоль трасс подпрудных озерков - очагов заболачивания.

Забор воды из подземных вод предусматривается при бурении эксплуатационных скважин. Для обеспечения водой хозяйственно-питьевых и технологических нужд при бурении скважин на каждой кустовой площадке необходимо бурение артскважины глубиной 172 м (по аналогии с артскважинами Чкаловского месторождения). Подземные воды приурочены к пескам атлымской свиты, залегающим в интервалах глубин 135-170 м и защищены от загрязнения с поверхности. Воды напорные, пьезометрические уровни устанавливаются на глубине 10 м. Дебит скважин изменяется в пределах 4-14.4 л/с.

Для снижения негативного воздействия на водную среду предусматривается:

·  размещение кустовых площадок и промплощадок за пределами водоохранных зон водотоков;

·  обвалование кустовых площадок высотой не менее 0.5 м и устройство бетонированных оснований технологических площадок с бортиком по периметру и металлическими поддонами под оборудование, предупреждающих утечки токсичных загрязнителей в прилегающие участки;

·  повторное использование воды из системы оборотного водоснабжения (при бурении и освоении эксплуатационных скважин);

·  прокладка коридоров коммуникаций к объектам промысла с учетом минимального пересечения площади водоохранных зон рек ;

·  выбор подводных переходов трубопроводов на участках с пологими, не размываемыми берегами, при минимальной ширине заливаемой поймы, с учетом прогнозируемого уровня деформации дна и береговой части с целью предотвращения размыва;

·  забор воды для промывки и гидроиспытаний трубопроводов из пересекаемых постоянных водотоков (во время паводков) с очисткой использованной воды в прудках - отстойниках или в передвижных емкостях до 5 м3 (с повторным использованием на нескольких участках), и последующим сбросом в водоемы;

·  устройство водопропускных труб для пропуска паводковых и ливневых вод при строительстве автодорог (поддерживающих природный водный режим по обеим сторонам дороги);

·  строительство мостов через водотоки в зимнее время свайно-эстакадного типа с безростверковыми опорами, исключающими работы по выемке грунта и взмучиванию вод;

·  применение антикоррозийной изоляции трубопроводов, 100% контроль сварных стыков, планово-предупредительный ремонт оборудования и трубопроводов.

Выполнение предусмотренных водоохранных мероприятий обеспечит рациональное использование водных ресурсов и снизит негативное воздействие разработки месторождения на водную среду.

4.3 Охрана земель, лесов, флоры и фауны

Размещение эксплуатационных скважин на кустовых площадках и прокладка инженерных коммуникаций в одном коридоре позволяет локализовать возможное негативное воздействие на ограниченных площадях.

Для строительства 16 кустовых площадок и коридоров коммуникаций к ним предусматривается изъятие 643.92 га земель, в том числе 170.07 га планируется изъять в постоянное пользование для строительства кустовых площадок, автодорог к ним и площадок под опоры ВЛ и 473.85 га - во временное пользование. На стадии составления рабочих чертежей будет уточнен временный и постоянный отвод земель под объекты обустройства месторождения. Планируемые к использованию земли заняты лесными угодьями III группы.

Почв, пригодных для сельскохозяйственного использования на площади месторождения не имеется. При строительстве кустовых оснований снятие плодородного слоя нецелесообразно ввиду развития на площади месторождения болотно-подзолистых и болотных типов почв.

Земли, отводимые на период строительства объектов промысла во временное пользование, рекультивируются в ходе проведения основных работ, при отсутствии возможности- в месячный срок после завершения работ, но не позднее 1 года после окончания строительных работ.

Для рационального использования ресурсов и снижения негативного воздействия на растительность планируемых объектов ОПЭ месторождения рекомендуется :

·  использовать древесину, вырубаемую на отводимых под объекты площадях, для нужд строительства;

·  ликвидировать порубочные остатки - сучья и ветки (сжигать с соблюдением мер пожарной безопасности), пни закапывать в траншеях в местах рубки;

·  выполнять строительные работы строго в полосе отвода, для предотвращения механического нарушения почвенно-растительного покрова на прилегающих участках;

·  проводить своевременную рекультивацию нарушенных земель и шламовых амбаров;

·  соблюдать правила пожарной безопасности при работе в лесных массивах.

4.4 Охрана недр

Негативное воздействие на недра в процессе реализации проекта оказывается при бурении эксплуатационных скважин, извлечении нефти, газа, конденсата и попутных пластовых вод, добычи подземных вод для нужд промысла, закачки промстоков в поглощающие скважины.

Предусматриваемые мероприятия по охране недр являются составной частью всех основных технологических процессов при эксплуатации месторождения, направлены на обеспечение высокой эффективности и безаварийности производства, более полного извлечения и использования нефти и газоконденсата.

При ОПЭ месторождения охрана недр сводится к контролю за работой добывающих скважин в установленных технологических режимах, обеспечивающих сохранность скелета продуктивных пластов и рациональную выработку запасов.

Проседание земной поверхности над нефтяными и газовыми месторождениями отмечается при разработке с падением пластового давления продуктивных пластов - коллекторов рыхлых или слабосцементированных песчаных пород (переслаивающихся с малоуплотненными глинами), мощностью в несколько сотен метров, залегающих на глубине не более 2000 м, и возрастом не старше эоцена.

В процессе эксплуатации скважин приповерхностная зона ствола скважин подвержена максимальным нагрузкам на верхние секции эксплуатационных колонн и интенсивным температурным напряжениям, ухудшающим условия крепления ствола скважин и герметичность обсадных колонн. В целях охраны недр при эксплуатации скважин контроль за условиями крепления ствола скважин и герметичностью обсадных колонн приводится на уровне обязательных технологических решений, выполняемых газодобывающим управлением.

В процессе эксплуатации месторождения необходимо своевременно проводить изоляционно-ликвидационные работы в скважинах, подлежащих ликвидации или консервации, предупреждающие их негативное влияние на сохранность и рациональное использование природных ресурсов.

Ликвидация скважин после опробования проводится установкой цементных мостов в интервалах залегания высоконапорных минерализованных вод и слабопродуктивных, не имеющих промышленного значения залежей углеводородов, и заполнением скважин глинистым раствором, создающим давление на 10-15 % больше пластового, но не выше давления гидроразрыва пластов.

5  ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ВАР был проведен сравнительный анализ сырья и готовой продукции МГКМ, до приема ПНГ с КНГКМ и продукции СВГКМ и после, описана и показана новая технологическая схема по приему и подготовки сырья. В связи с чем можно сделать выводы, что дополнительная подача сырья с других месторождений увеличила количество товарной продукции, тем самым была обеспечена полная загрузка УКПГ и УДСК. Если до 2011г. расход сухого газа был 265 тыс. м3/ч., то после поступления дополнительного сырья с Казанского НГКМ и Северо-Васюганского ГКМ расход сухого газа увеличился до 385 тыс. м3/ч. (на 120 тыс. м3/ч.), что сравнимо с объемом товарного газа в начале разработки месторождения. Расход стабильного конденсата увеличился с 440 т./сут. до 640 т./сут. (на 200 т./сут.), расход ПБФ увеличился с 400 м3/сут. до 540 м3/сут. (на 140 м3/сут.).

Также можно отметить, что с приемом ПНГ в компонентном составе товарного газа появился гелий (0,019 % мол.).

После пуска Казанского газа изменилось не только количество, но и состав газа, а следовательно изменились и свойства товарной продукции, что главным образом видно в изменении плотности, за счет более высокого содержания УВ С3 – С4 в ПНГ с КНГКМ.

В товарном газе и стабильном конденсате видно увеличение содержания УВ С3 – С4, что привело к увеличению плотности товарного газа (с 0,748 кг/м3 до 0,765 кг/м3) и уменьшению плотности с. к. (с 0,727 г/см3 до 0,692 г/см3). В ПБФ видно увеличение содержания пропана и уменьшение плотности (с 0,531 г/см3 до 0,526 г/см3).

Таким образом, несмотря на то, что количество и состав сырья изменились, качество товарной продукции осталось на уровне требований стандартов.

В настоящий момент задействованы в работу все три технологических модуля подготовки газа и обе очереди УДСК, т. е. работа ведется с полной нагрузкой и без резервного оборудования. Считаю нужным рекомендовать составление проекта по вводу в эксплуатацию дополнительного оборудования – модуля по подготовке газа и одной очереди УДСК, тем более, что расход ПНГ с КНГКМ будет увеличиваться (в связи с наращиванием добычи нефти на КНГКМ).

Новая схема приема и подготовки сырья полностью себя оправдала как в экономическом так и в экологическом плане.

Список используемых источников

1. Справочник по геологии нефти и газа. - М., “Недра”, 1988 г.

2. Горная энциклопедия / Под ред. ­ловского. - М.: Сов. энциклопедия, 1989. - Т. 4. - С. 438.

3. Эксплуатация газовых месторождений. - М.,“Недра”,1975 г.

4. Проект опытно-промышленной эксплуатации Мыльджинского газоконденсатонефтяного месторождения. - ТомскНИИПИнефть, 1996 г.

5. Технологический регламент по добыче, сбору и подготовке газа к транспорту на установке низкотемпературной сепарации Мыльджинского газоконденсатного месторождения. «ВНИПИгаздобыча» 2007г.

6. ОСТ 51.40-93 - Физико-химические показатели природных газов, поставляемых и транспортируемых по магистральным газопроводам (введенному 01.10.93 г. без указания срока действия)

7. Технологический регламент по эксплуатации установки закачки ШФЛУ в газопровод Мыльджинского газоконденсатного месторождения. «ВНИПИгаздобыча» 2007г.

8. Технологический регламент по эксплуатации установки деэтанизации и стабилизации конденсата Мыльджинского газоконденсатного месторождения

9. Результаты лабораторных исследований ПНГ с КНГКМ, нестабильного конденсата с КНГКМ и СВГКМ, природного газа, нестабильного конденсата, товарного газа, стабильного конденсата, ПБФ МГКМ.

10. ОСТ 51.65«Конденсат газовый стабильный. Технические условия», ГОСТ Р «Нефть. Общие технические условия»

11. ГОСТ «Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления»

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12