Экология и безопасность жизнедеятельности / Serikov - Ekologizaciya neftyanikh operaciy v more 2009

соответствии с которым требуемый объем V устройства определяется из

условия

t = tв-tн≥0,

где tв - время, которое очищаемая вода находится в седиментационном устройстве; tн - время, которое требуется частице нефти подняться в верхнюю часть седиментационного устройства, то есть выделиться из объема очищаемой воды.

Для цилиндрической формы седиментационного устройства вертикального типа диаметром D и высотой Н

tв = πD2 H . 4Q

Для горизонтальных седиметационных устройств прямоугольного сечения

	tн =	abh	,
		Q

Время движения частиц нефтепродуктов соответственно для цилиндрического и прямоугольного седиментационного устройства равно

t		=		Н		и	tн =		h		,
	н							ν
			ν		η
										н

Предлагается следующая последовательность расчета размеров седиментационных устройств на примере устройства цилиндрической формы.

Используя известного соотношения tθ =tн или	V	=		H	можно
	Q
			ν н

предложить формулу для вычисления объема V седиментационного устройства:

V= QH

νн

Требуемый объем V некоторой емкости может быть получен при различных соотношениях ее размеров [87, 89]. Учитывая, что

существующие методики для расчета седиментационных устройств не дают достаточно обоснованных рекомендаций по определению оптимальных их размеров [86,90-92], используем вышеуказанное свойство

геометрических тел для определения оптимального соотношения размеров седиментационного устройства.

Результаты расчета показывают, что площадь S поверхности

устройства при разном соотношении размеров устройства и неизменном значении его объема V будет принимать разные значения.

Для расчета в данной работе предложен алгоритм, состоящий из следующих основных шагов:

1. Задается значение диаметра седиментационного устройства – D;

2. По соотношению H =	4V	вычисляется значение высоты
	πD2

седиментационного устройства Н.

3.Используя заданное значение D и полученного в пункте 2 значения высоты седиментационного устройства Н, определяется значение

	æ	πD	2 ö	+ πDH .
площади S поверхности устройства:	ç		÷
	S = 2ç	4	÷
	è		ø

4.Задавая, различные значения диаметра седиментационного устройства D, повторяя пункты 2 и 3 вычисляется ряд значений S для разных значений D и Н.

На рисунке 4.10 представлены результаты расчета площади S для

седиментационного устройства цилиндрической формы в диапазоне объемов V от 0,25 до 2,0 м3 [79]. Анализ результатов показывает наличие минимальных значений площади S в рассматриваемом диапазоне изменения его размеров. Минимальным значениям площади S будут соответствовать минимальные затраты материала.

Однако, более объективным показателем, который характеризует затраты материала на изготовление седиментационных устройств, является объем В материала. Учитывая толщину стенок устройства, а также наличие жесткостей или других подобных конструктивных элементов, можно рассчитать объем В, затрачиваемого материала для разных соотношений D и Н.

Результаты расчета объема В, затрачиваемого на изготовление материала с учетом толщины материала и наличия элементов жесткости, представлены на рисунке 4.11.

Расчет величины В выполнен для устройств, объем V которых составляет 1,0; 2,0 и 4,0 м3. Анализ результатов расчета показывает наличие минимальных значений объемов затрачиваемого материала. Очевидно, что значения размеров седиментационных устройств должны приниматься такими, при которых значения В будут минимальными.

Рисунок 4.10.. Изменение площади поверхности седиментационных

устройств

Рисунок 4.11. Изменение объема материала для изготовления

седиментационных устройств

Оптимальные значения размеров определяются следующим образом. По зависимости B=f(D), построенной для требуемого значения объема V, определяется значение диаметра D, для которого значение B будет минимальным. Для полученного значения диаметра D по вышеприведенной формуле (п.2 алгоритма) для расчета высоты H вычисляется новое ее значение.

Расчеты показывают, что отношение D/H для рассматриваемого диапазона размеров могут принимать значение от 0,79 до 1,57. При значениях D/H<1 рекомендуется седиментационное устройство цилиндрической формы использовать как горизонтальное, а при D/H>1 – использовать как вертикальное.

Предложенный алгоритм расчета параметров седиментационных устройств может быть использован для расчета размеров устройств прямоугольной формы.

Таким образом, в результате теоретических исследований, представленных в настоящей работе, был предложен алгоритм и методика расчета оптимальных значений размеров седиментационных устройств, которые могут быть применены при их проектировании.

Выводы: По результатам исследований, выполненных в настоящем

параграфе работы предложена методика оптимизации параметров седиментационных устройств, которая позволяет определить оптимальные размеры седиментационных устройств, обеспечивающих наиболее

эффективный режим процесса очистки при минимальных затратах на материал для изготовления устройств.

4.5 Размещения буровых отходов и совершенствования экологического мониторинга на объектах нефтегазового комплекса

Почти все этапы разведки, освоения и эксплуатации месторождений сопровождаются накоплением жидких и твердых отходов. Одним из

основных факторов потенциальной экологической опасности нефтегазодобывающей деятельности является размещение буровых отходов в шламовых амбарах на территории месторождений.

Буровые отходы (шламы), возникающие при бурении нефтяных скважин и собираемые в открытых земляных амбарах, являются активным источником загрязнения окружающей среды. Характер отрицательного воздействия определяется, прежде всего, их загрязняющими свойствами. В состав буровых шламов входят отработанные буровые растворы, химические реагенты и добавки, нефть и выбуренные породы. В результате дождевых и паводковых вод, загрязнители могут переноситься на значительные расстояния от источника загрязнения.

Токсичность буровых отходов связана с токсичностью составляющих их компонентов и, в первую очередь, с используемым буровым раствором и его реагентами. Химические реагенты, применяемые в бурении, как правило, представлены высокомолекулярными соединениями, слабо разлагаемыми в природных условиях, т.е. буровые

растворы являются для окружающей среды токсичными веществами длительного действия.

Чтобы оценить уровень негативного воздействия отходов бурения на поверхностные воды, проведены исследования по определению токсично-

сти и класса опасности содержимого нефтяных амбаров различных месторождений и буровых растворов, которые применялись для разбуривания скважин на этих же месторождениях [63,68].

Рассмотрим результаты исследования буровых растворов на водной основе. Нефть в рецептуре приготовления отсутствовала. Состав растворов различался по набору реагентов (таблица 4.7).

Таблица 4.7.

Состав буровых растворов и их токсичность

	Реагенты	Буровой раствор, №
		1	2	3	4	5	6	7	8	9
	Бентонит	+	+	+	+	+	+	+	+	+
	КМЦ	-	+	-	-	+	+	-	-	+
	НТФ	+	+	-	-	-	-	-	-	-
	Сепакол	+	-	-	-	-	-	-	-
	Спринт	+	+	-	-	-	-	-	-	-
	Сайпан	-	-	+	-	-	-	+	-	-
	Дк-дрилл	-	-	+	-	-	-	-	+	+
	ГКЖ	-	-	-	-	+	+	-	-	+
	Графит	-	-	-	-	+	-	+	-	-
	Сиб-Эст	-	-	-	+	-	-	-	-	-
	Сода	-	-	-	-	+	-	-	-	-
	кальцинированн
	ая
	Сульфанол	-	-	-	-	-	-	+	-	-
	Медь	-	-	-	-	-	+	-	+	-
	СаСl2	-	-	-	-	-	+	-	-	-
	Хромпик	-	-	-	-	+	-	-	-	-
	ПАКР	-	-	-	-	-	-	-	+	-
	Барит	-	-	-	-	-	-	-	-	+
	Диэтиленгликол	-	-	-	-	-	-	-	+	-
	ь
	РЖС	-	-	-	-	-	-	-	-	+
	ФХЛС	-	-	-	-	-	-	-	-	+
	Недействующая	1,18	2,29	0,02	0,2	0,01	0,001	0,00012	0,012	0,12

концентрация, г/л

Диапазон недействующих концентраций находился в пределах от 0,00012 г/кг до 2,29г/кг (среднее значение 0,42 г/кг). Согласно шкале классификации опасности веществ, все исследуемые буровые растворы относятся к 4 классу опасности – «умеренно опасные».

В процессе бурения химические реагенты бурового раствора насыщают выбуренную породу и вместе с промывочной жидкостью и выбуренной породой сбрасываются в шламонакопители и шламовые амбары. Кроме этого, в процессе эксплуатации в амбары сбрасываются сточные воды с территории буровой площадки, собранная нефть в результате аварийных разливов и прочие загрязняющие отходы. Тем самым, шламовые отходы содержат в своем составе компоненты тех буровых растворов, которые использовались при бурении на этих скважинах, плюс к этому попутные загрязнители [93-95].

Изучен процесс изменения при этом токсикологических свойств шламов. Анализ шламовых отходов, образуемых в процессе бурения с использованием буровых растворов на водной основе, близкими по составу вышеупомянутым, показал следующее.

Диапазон недействующих концентраций находился в интервале от 0,01 до 4,18 г/кг (таблица 4.8). Среднее значение допустимой концентрации составляет 0,9 г/кг. Как видно, токсичность шламов в 2 раза ниже, чем используемых растворов.

Таблица 4.8.

Состав шламовых отходов и их токсичность

	Реагенты бурового раствора	Амбар №
		2	5	3	11	23	7	14
	Бентонит	+	+	+	+	+	+	+
	КМЦ	+	+	+	+	+	+
	НТФ			+	+	+	+
	Унифлок		+		+	+
	Сайпан						+
	Графит	+		+	+	+	+	+
	Гарпун	+
	Сульфанол	-	+	+	+		+	+
	РКП-1			+
	ПАА	-		+	+		+
	Недействующая	0,048	0,056	0,85	0,39	0,01	0,76	4,18
	концентрация, г/дм3

Сравнительный анализ токсичности буровых растворов и шламов показал, что большую опасность для окружающей среды представляют

буровые растворы, так как обладают более высокой степенью токсичности. Однако, вероятность попадания их в водоемы в чистом виде незначительна. Как правило, они входят в состав шламовых отходов,

поэтому для окружающей среды потенциальную опасность они будут представлять в составе шламовых отходов.

В зависимости от этапа производства работ по нефтедобыче состав шламовых отходов будет различен. В соответствии с этим будет различаться и степень опасности их для окружающей среды.

Буровые шламы, находящиеся в амбарах, представляют собою смесь отходов, неодинаковую по своей структуре [96]. Они состоят из жидкой и твердой фазы. Жидкая фаза включает непосредственно нефтешлам и пластовую воду избыточной минерализованости. Твердая фаза - это донный ил, образующийся в результате осаждения механических взвесей и состоящий в основном из глинистых материалов, содержащих большое количество нефтепродуктов и различных солей. В зависимости от составляющих компонентов, химический состав шламов будет различен

[68] (см. таблицу 4.9).

Таблица 4.9.

Химический состав жидкой фазы БШ на различных этапах освоения месторождений

№	Наименование		Единица	Этапы работ		ПДК, мг/дм3
п/	компонентов		измерения	разве	эксплу	рыбохозяйс	Санитарно-
п				дка	атация	твенные	гигиеничес
							кие**
1	2		3	4	5	6	7
1	рН		(ед)	8,05		6,5-8,5*	6,5-8,5
2	Гидрокарбонат		мг/дм3	115,1	109,8	-	-
	ы (НСО3)
3	Хлориды (Cl)		мг/дм3	28,36	135,8	300,00	350,0
4	Сульфаты		мг/дм3	3,84	9,8	100,00	500,0
	(SO4)
5	Одновалентные		мг/дм3	58,8	381,8	до 120,00*	-
	катионы
	(Na*+K+)
6	Сумма		мг/дм3	219,3	1147,3	1000,0*	1000,0
	основных
	ионов
7	Аммонийный		мг/дм3	0,17	1,4	0,40	2,0
	ион (N/NH4)				(3,5)
8	Фосфат	ион	мг/дм3	0,02	0,9 (4)	0,05-0,2	-
	(РО4)
9	ХПК		мгО/дм3	56,6		20,00*	15,00
				(2,8)

10	Окисляемость	мгО/дм3	15,6	44,6	10,00*	5,00
	перм. ПО		(1,6)	(4,4)

Продолжение таблицы 4.9.

1	2	3	4	5		6	7
11	БПК5	мгО2/дм3	3,66	4,8		2,00	2,00
			(1,8)	(2,4)
12	Нефтепродукт	мг/дм3	1,24	0,03		0,05	0,1-0,3
	ы		(24,8)
13	АПАВ	мг/дм3	0,05	3,2	(32)	0,10	-
14	Ртуть, Hg	мкг/дм3	0,13			0,01	0,5
			(13,0)			мкг/дм3
15	Марганец, М0	мкг/дм3	45,6	40 (4)		10,0мкг/дм3	100,0
			(4,5)
16	Медь, Cu	мкг/дм3	9,74	2,0	(2)	1,0 мкг/дм3	1000,0
			(9,7)
17	Никель, Ni	мкг/дм3	6,87(-	3,0(-)		10,0мкг/дм3	100,0
			)
18	Свинец, Pb	мкг/дм3	8,01	1,5	(-)	6,0 мкг/дм3	30,0
			(0,5)
19	Хром, Cr	мкг/дм3	3,8 (-)	5,0	(-)	20-70	50 500
						мкг/дм3
20	Цинк, Zn	мкг/дм3	<1,00	6,0	(-)	10 мкг/дм3	1000
			(-)
21	Токсичность	мг/дм3	16,6	341,4
	(безвредная
	концентрация)

Примечание – в скобках – превышение ПДКр: * ГОСТ 17.1.2.04-77:

**СанПиГ 2.1.5.980-00.

Жидкая фаза исследуемых шламовых амбаров содержит органические вещества выше ПДКР в 2,8 раза, в том числе легкоокисляемой органики (по перманганатной окисляемости) - в 1,6 раза.

Сравнительный анализ токсичности на примере экспериментальных исследований с использованием дафний показал, что острая токсичность снижается с увеличением срока хранения шлама. Содержание нефтяных

углеводородов в июне по сравнению с талой снеговой водой резко снижается. Поскольку нефтепродукты являются нестойкими веществами, то при повышении температуры процессы переноса, трансформации и деградации нефтепродуктов происходят очень интенсивно, вследствие чего в водоемах наблюдается снижение их концентрации.

К осени отмечается увеличение содержания нефтепродуктов в поверхностных водах и приближается к уровню талой снеговой воды. Вероятно, повышение концентраций нефтепродуктов обусловлено

поступлением их с дождевыми осадками и со сточными водами объектов нефтепромыслов, расположенных поблизости.

Содержание ртути к осени в водных объектах снижается. Это указывает на то, что загрязнение вод ртутью в основном определяется атмосферными эмиссиями. Концентрация цинка в поверхностных водах и осенью, и летом выше концентраций в снеге. Вероятно, его нахождение в

водных объектах напрямую зависит от ландшафтных стоков с загрязненных участков. Содержание других элементов тяжелых металлов в поверхностных водах варьирует, в одних водных объектах повышается к осени, на других понижается. По всей видимости, поступление этих веществ в водные объекты осуществляется кроме атмосферных эмиссий, еще и за счет выноса их с территории водосбора. Особенно наглядно это видно по нефтепродуктам и фенолам, содержание которых к осени значительно увеличивается (по нефтепродуктам в 2 раза, по фенолам в 5- 13 раз). Токсичность также увеличивается к осени.

Таким образом, проведенный анализ содержания загрязняющих веществ в талой снеговой воде и в поверхностных водах, и полученные

результаты позволяют сделать вывод о значительном антропогенном вкладе атмосферного источника токсикантов в существующий уровень загрязнения поверхностных вод. Среди исследуемых загрязняющих веществ определяющая роль в атмосферном переносе принадлежит ртути, нефтепродуктам и фенолам.

Рассмотрим некоторые рекомендации по совершенствованию экологического мониторинга на объектах нефтегазового комплекса.

Поскольку основным техногенным фактором воздействия на окружающую среду в Западном регионе Казахстана является нефтедобывающая деятельность, а добыча нефти и газа будет вестись и дальше нарастающими темпами, то антропогенное воздействие - неизбежный результат этой деятельности. Поэтому цель и задача любых экологических программ заключаются в том, чтобы минимизировать степень этого

воздействия и решается это путем разработки природоохранных мероприятий, обеспечивающих устойчивое экологическое состояние окру- жающей среды. При этом экологические аспекты этих задач должны

рассматриваться совместно с решением задач по интенсификации и оптимизации производственных процессов.

Кроме мониторинговых исследований проводится изучение состояния водных объектов на территориях нефтегазовых месторождений.

Эти работы выполняются в рамках подготовки проектной документации (раздел ОВОС).

Практика участия в выполнении этих исследований показала, что все

эти работы являются констатацией фактического состояния водных объектов на момент подготовки проекта. Несмотря на то, что эти исследования носят комплексный характер и включают гидрохимические, гидробиологические, токсикологические и ихтиологические наблюдения,

они недостаточны для прогнозирования возможных изменений и разработки природоохранных мероприятий.

В этих работах негативное воздействие на водные объекты оценивается посредством расчета ущерба, который наносится в период

строительства объектов месторождений и выражается в снижении рыбопродуктивности водоема вследствие гибели кормовых организмов. Факторы, связанные с загрязнением, ухудшением качества воды при этом не учитываются. Кроме того, раздел ОВОС выполняется в составе проекта на начальной стадии обустройства месторождения и впоследствии, при эксплуатации месторождения, к экологическим проблемам больше не возвращаются.

Для того чтобы экологические вопросы постоянно находились в зоне внимания и контроля, и решения по ним могли быстро приниматься в случае возникновения непредвиденных ситуаций, а, как известно,

непредсказуемость экологического риска в нефтедобывающей отрасли велика, то в состав проекта по обустройству месторождения должен входить «Экологический паспорт месторождения».

Этот документ будет содержать научно-обоснованную оценку

экологической опасности загрязнения окружающей среды на всех этапах обустройства и эксплуатации конкретного месторождения. Разрабатываться он должен в составе проекта, с учетом исходного фонового уровня загрязнения, но корректироваться и пересматриваться на протяжении дальнейшей эксплуатации месторождения, в случаях, если локальные изменения водной среды превысили допустимый уровень. Этот документ будет являться отправной точкой при организации эколо- гического мониторинга на этом месторождении. Задачи мониторинга будут формулироваться с учетом результатов исследований, изложенных в Паспорте.

Структура Паспорта будет состоять из нескольких разделов,

включающих описание всех техногенных объектов как возможных источников загрязнения окружающей среды, характеристику

экологической обстановки на обустраиваемой территории и прогнозную оценку изменений окружающей среды под влиянием нефтедобывающей деятельности на этом месторождении.

Поскольку воздействие объектов нефтегазового комплекса оказывает влияние на окружающую среду в целом, поэтому в разделах должно быть отражено влияние на все компоненты окружающей среды (атмосфера,