Источники загрязнения и состояние атмосферы

Оценка процессов переноса и рассеивания примесей в атмосфере при проведении буровых работ базируется на инженерных методах расчета загрязне­ния атмосферы, которые отражены в действующих нормативных документах Росгидромета [53, 54]. Несмотря на то что эти методы основаны на достаточно упрощенной схеме расчетов, которая слабо сочетается с современными пред­ставлениями о процессах диффузии газов в атмосфере и экспериментальными данными, этот подход рекомендован к применению и обязателен при обосно­вании нормативов ПДВ и сумм природоохранных платежей за загрязнение ОС при различных видах хозяйственной деятельности.

При оценке воздействия на атмосферу предполагается, что интенсивность выбросов априори известна. Однако на практике зачастую это не так. К данным источникам загрязнения (рис. 5.6) можно добавить рост содержания ме­тана в подпочвенном воздухе в результате метанового брожения органических составляющих насыпного основания буровых площадок. Как правило, отсып­ка оснований до 1 м и более производится на пониженные участки рельефа с характерной болотной растительностью и заторфованностью грунтов. Кроме этого довольно часто в качестве экранов, препятствующих поступлению заг­рязняющих веществ с поверхности, используют глинистые экраны, которые способствуют интенсификации биохимических процессов и деятельности метанпродуцирующих бактерий в анаэробных условиях. Вместе с метаном в ре­зультате таких процессов образуется углекислый газ, который накапливается под герметичными основаниями буровых и других площадок.

Рис.5.6. Источники и объекты загрязнения ОПС при бурении скважин

 

В процессе сооружения скважин источниками физических воздействий на ОПС и здоровье человека являются дизельные агрегаты и электродвигатели, буровые насосы, компрессоры, гидросмесительные агрегаты, цементировоч­ные насосы, транспорт и другая спецтехника, а также сейсмодеформационные явления, аномальные геофизические поля и эманации флюидов по зонам ак­тивных разломов земной коры.

В табл. 5.26 представлены основные виды ЗВ, поступающих в атмосферу в процессе строительства скважин [29].

При оценке воздействия на атмосферу в процессе строительства скважин необходимо учитывать наличие отдельных этапов работ, их длительность, состав механизмов, производящих выбросы, концентрацию ЗВ в выбросах и воз­можность возникновения опасных концентраций на различных расстояниях от источников выбросов.

Каждый этап строительства скважин условно подразделяется на ряд ста­дий. Так, этап строительно-монтажных работ по обустройству буровой имеет следующие стадии:

- сооружение вахтового поселка, буровой площадки;

- вышкомонтажные работы;

- снятие слоя почв;

- прокладка коммуникаций;

- строительство вспомогательных сооружений и др.

Непосредственно бурение подразделяется на стадии:

- бурения скважины до вскрытия продуктивного пласта;

- вскрытия продуктивного пласта; -цементирования колонн;

- освоения скважины - вызов притоков пластового флюида для очистки призабойной зоны и ствола скважины от бурового раствора и примесей;

- спуска НКТ.

Расчет выбросов загрязняющих веществ при сжигании продукции при испытании скважин. Испытание скважины на продуктивность предусматривает ряд достаточно сложных технических операций, сопровождающихся выб­росами ПНГ и других газов в атмосферу.

Демонтаж, консервация или ликвидация скважин характеризуются различными по сложности технологическими операциями с переменными выброса­ми различных объемов газов в атмосферу.

Наибольшие выбросы в атмосферу создаются при бурении скважин, их объем зависит от типов буровых установок (табл. 5.27).

 

Таблица Источники техногенного воздействия на ОС

Наименование этапа Ориентировочная длительность, сут. Основной состав работ
1 ЭТАП. Строительно-монтажные работы
1. Подготовительные работы к строительству (ПРС) 2. Монтаж сооружений и оборудования 25-30     30-40 Подготовка территории к приему оборудования и монтажу; обустрой­ство дорог и сооружение насыпных площадок для размещения оборудо­вания Насыпка основания под фунда­менты; монтаж буровой установки, оборудования, вспомогательных со­оружений, инженерных коммуника­ций; сооружение земляного амбара, обваловки площадки (отвода)
2 ЭТАП. Бурение, крепление
3. Подготовительные работы (ПРБ) 4. Бурение и крепление сква­жин 4-6   50-90 Размещение и проверка работы агрегатов   Проходка ствола скважины, це­ментация, тампонаж
3 ЭТАП. Испытание скважины и эксплуатация (сжигание газа на факеле)
5. Испытания продуктивных пластов 3-30 Вскрытие продуктивных пластов и вызов притока нефти, закачка в пласты БСВ, перевод скважин в дру­гие категории назначения
4 ЭТАП. Демонтаж установки, консервация и ликвидация скважины
6. Демонтаж сооружений 7. Рекультивация нарушенных земель 5-10   5-10 Демонтаж буровой установки и инфраструктуры (фундаментов и коммуникаций) Ликвидация шламовых амбаров, буровых площадок, участков загряз­нения грунта, восстановление почвенно-растительного покрова

 

Таблица 5.26 - На разных этапах строительства скважин

 

Воздействие на атмосферу Воздействие на элементы ландшафта
Источники воздействия Перечень вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу
Транспорт, строительная техника, дизельные элект­ростанции, материалы от­сыпки, емкости хранения ГСМ, газосварка Строительная техника, дизельные электростан­ции, транспорт, газосварка СО, NOx, УВ (дизтопливо), сажа (в пересчете на С), SО2, глинопорошок, цемент, КМЦ, недифферен­цированный остаток, окись марганца, окись хрома, фториды бенз(а)пирен, HF Изменение микроре­льефа, повреждения почвенного покрова, верхнего слоя грунта, вырубка растительности; погребение почв под насыпными основаниями Изъятие земель под временное функцио­нальное использование
Дизельная электростан­ция, ДВС, резервуары ГСМ Передвижные и стацио­нарные ДВС, парокотельные установки, ГСМ, мате­риалы для ПЖ, БР, ТР, БЖ; отходы бурения (ОБР и др.); пластовые флюиды, хозбытовые отходы СО, NOx, УВ, сажа (в пересчете на С), S02, глинопорошок, цемент, ба­рит, КМЦ, бенз(а)пирен, H2S, V2Os При использовании бурового обо­рудования с электроприводом пере­чень выбросов в атмосферу значи­тельно уменьшится Изменение микроре­льефа; загрязнение земель Изменение микроре­льефа; загрязнение земель
Сепаратор (факел), ди­зельная электростанция, котельная (котлы), емкости ГСМ, склад материалов и реагентов, транспорт СО, NOx, УВ (метан), сажа, бенз(а)пирен, SО2, УВ (в пересчете на С) Перед началом эксплуатации скважин потери ПНГ (неплотнос­ти фланцевых соединений) резко сокращаются, а весь газ уходит на сжигание Загрязнение элементов ландшафта
Транспорт, дизельная электростанция, газореза­тельный аппарат, емкости хранения ГСМ, котельная, циркуляционная система, шламовый амбар, превенторный амбар и т.д. Техника с ДВС СО, NOx, УВ (метан), УВ (ди­зельное топливо и бензин), сажа (в пересчете на С), бенз(а)пирен, SО2, H2S, цемент, пыль (барит) Выделение H2S возможно при консервации и ликвидации скважин в период строительства и эксплуатации Загрязнение элементов ландшафта Восстановление элементов ландшафта

 

Таблица 5.27 Состав и количество газов, выбрасываемых в атмосферу при бурении (по Л. А. Паршуковой и др., 2000)

Вещества ПДК в воздухе, мг/м3 Класс опасности Выбросы при бурении, т/скв.
населенных мест рабочей зоны БУ 3000 БД БУ 2500 ДГУ БУ 2500 ДЭП БУ75 БРД
Оксид углерода Диоксид азота Сажа Диоксид серы Углеводороды Итого 5,0 0,085 0,15 0,5 5,0 20,0 5,0 4,0 10,0 100,0 39,05 14,92 5,60 19,79 10,23 89,59 40,39 15,42 5,79 20,45 10,58 92,63 40,93 15,31 5,75 20,31 10,50 92,80 13,40 11,73 1,93 6,26 1,92 34,77

 

По данным табл. 5.27, около 44 % общих выбросов составляет СО, около 22 % - диоксид серы, не менее 16 % - диоксид азота. К сожалению, авторы не указали расчетное время бурения.

Количество объектов и режимов испытания определяется проектом и назначением скважины, а также реальными условиями пласта-коллектора. Одна­ко, несмотря на кратковременный характер, загрязнение атмосферы на этом этапе может быть весьма интенсивным за счет сгорания газа, объемы которого обусловлены дебитом флюидов (табл. 5.28).

 

Таблица 5.28 - Сведения об образовании углеводородов при испытании Самотлорской скважины № 136 (по данным Л. А. Паршуковой и др., 2000)

Интервал, м Вид флюида Дебит, т/сут. Компонентный состав, % Время исследования, сут. Отбираемые объемы при исследованиях, т/сут.  
УВ СО SO2 N2  
возможные фактические  
3205-3210 Нефть 5,0 95,2 3,7 0,6 0,5 8,3 45,5 45,0  
3105-3115 То же 5,0 95,5 3,0 0,6 0,5 12,3 62,0 62,0  
2755-2770 То же 46,0 97,0 2,2 0,6 0,5 12,3  

 

Данные табл. 5.28 свидетельствуют о том, что при испытании продуктив­ных горизонтов было сожжено на факеле более 400 т нефти. Этот процесс сопровождался накоплением предельных концентраций в воздухе: СО - 0,12 мг/м3, сажи - 0,01 мг/м3, NО2 - 0,3 мг/м3. Всего же за 10 суток сжигания собранной в земляном амбаре нефти в результате испытаний на границе СЗЗ могли возник­нуть следующие максимальные концентрации (в долях от ПДК): УВ - 0,5-0,7, NО2 - 1,85-2,0, СО - 0,1-0,2, сажи - 0,3-0,5, S02 - 0,2-0,4.

Таким образом, при испытаниях скважин с появлением даже значительных объемов нефти превышение ПДК в воздухе на границе СЗЗ может быть зафиксировано при неблагоприятных условиях лишь для оксидов азота.

Расчет выбросов ЗВ при сжигании продуктов испытания производится ис­ходя из предположения о продуктивности (нефтеотдаче) пласта или пластов-коллекторов и газового фактора. Как правило, эти показатели принимаются в соответствии с прогнозными значениями или по данным о месторождениях-аналогах. Исходя из условия, что нефть и газ будут сожжены, рассчитываются валовые выбросы ЗВ. В случае испытания нескольких горизонтов объемы нефти и попутного газа могут быть значительными, а сам процесс сжигания зай­мет несколько недель.

Расчет выбросов при сжигании нефти производится аналогично расчету для котельных установок. При производительности установки сжигания нефти "Норалко" 250 г/с 416,5 т нефти, подлежащей уничтожению, сжигается за 19,3 сут.

Так, по данным В.И. Балабы (2003), получены следующие эксперименталь­ные значения удельных выбросов ЗВ (кг на 1 т сжигаемых продуктов испыта­ния) (табл. 5.29).

В период бурения эксплуатационных скважин основными источниками выбросов в атмосферу на буровых площадках являются дизельные установки. Их может быть задействовано одновременно 5-6. В этом случае вследствие засорения воздушных фильтров, износа двигателей и др. могут наблюдаться от­клонения количества вредных выбросов от номинальных величин до 300-400 %.

Выхлопные газы дизельных установок при бурении скважин содержат 6 % О2, 75 % N2, 10 % СО2, 9 % паров Н2О. В сумме эти вещества составляют более 99 % общего количества отработанных газов. Наиболее токсичные вещества

 

Таблица 5.29 - Выбросы ЗВ в результате сжигания нефти и газа при испытании скважин

 

 

 

 

  Состав выбросов
2 СО СО2 СН1.85
  Удельный выброс, кг/т Валовой выброс, т   Мощность выброса, г/с Валовой выброс, т Сжигание газа
6,7 0,220 1,0 0,329 2,5 0,082 0,494
Сжигание нефти
0,746 1,246 3,456 5,772 0,248 0,414 0,002 0,003

 

составляют всего 0,3 % состава отработанных газов. Это преимущественно NО, СО, HnCm, SО2 и только 0,005 % твердых частиц. Последние включают сильно полярные соединения, сульфаты, воду, продукты износа, углеводороды в виде твердых частиц.

При нормальной работе дизеля в период проходки ствола и спускоподъемных операций за сутки выбрасывается (кг): NOx - 1300, СО - 1140, SО2 - 142. HnCm - 16, сажи - 16-18. Средняя концентрация оксида углерода на буровой б безветренные дни достигает 150-200 мг/м3 [24].

Наиболее напряженная обстановка создается в период цементации обсад­ных колонн. Эта операция может занимать 18-24 ч. К выхлопным газам дизе­лей буровой добавляются газы дизелей спецтехники: цементирующих агрега­тов, цементосмесительных машин, блока манифольдов, станции контроля за цементированием. Общая мощность передвижной техники достигает 2300-3600 кВт. Цементировочные агрегаты (мощностью 590-1470 кВт) выбрасывают газы карбюраторных двигателей с присутствием такого токсикогена, как 3-,4-бенз(а)пирен, в саже. Его количество в среднем составляет 200 у на 1 г сажи карбюраторного и дизельного топлива.

Источником загрязнения атмосферного воздуха также является пыль, кото­рая выделяется при приготовлении буровых растворов из порошкообразных материалов (неорганизованные выбросы). К этой же категории можно отнести выбросы углеводородов, попадающих в циркуляционную систему буровой установки и в шламовые амбары при возможных нефтегазопроявлениях в про­цессе бурения или углубления (ремонта) скважин. Среди газов, выделяющихся вместе с углеводородами, могут быть меркаптан и окись углерода, обладаю­щие сильнодействующими свойствами, а бенз(а)пирен и его гомологи призна­ны канцерогенами. Необходимо учитывать высокую миграционную способ­ность газообразных веществ. Максимальный ореол рассеяния (до 15 км) присущь углеводородам, аммиаку и окислам углерода. Сероводород мигрирует до 5-10 км, а окись азота и серный ангидрид - до 1-3 км от очага загрязнения.

Большое количество ЗВ может выделиться при аварийной ситуации. Основная причина - нефтегазопроявление. Основной источник - открыто фонта­нирующая скважина. Примерная вероятность возникновения такой аварийной ситуации при разведочном бурении - 0,0001, при эксплуатационном - 0,00001.

В качестве примера рассмотрим технологию проведения оценки воздействия буровых работ на одном из расширяющихся месторождений Предуралья.

При бурении, углублении, забуривании вторых стволов скважин основны­ми источниками загрязнения атмосферного воздуха, как правило, являются передвижная котельная с котлоагрегатом марки ПКН-20, дизельная буровая установка БУ-75 БрД, трактор Т-130 и резервуары ГСМ с дизтопливом и нефтью.

Разработка ситуационной схемы расположения источников загрязнения и расчет параметров выбросов в атмосферу от перечисленных источников производятся согласно действующим методикам [53, 54].

Практически на каждом месторождении используются передвижные котель­ные установки, которые также являются источниками загрязнения ОПС. Параметры этого оборудования при бурении скважин, необходимые для оценки заг­рязнения атмосферы, приведены в табл. 5.30.

 

Таблица 5.30 - Расчет количества ЗВ, образующихся при сжигании топлива в передвижной котельной

Показатель Единица измерения Основные рабочие характеристики
Количество рабочих часов в год ч/год
Используемое топливо   Нефть
Годовой расход топлива т/год
Максимальный часовой расход топлива кг/ч 90,5
Характеристика используемого топлива:    
зольность, Аг % 0,1
содержание серы, S2 % 0,6
теплотворная способность, Qi ГДж/кг 39,9
Характеристика топки:    
X доли ед. 0,01
g3 % 0,5
R доли ед. 0,65
g4 %
KNOx кг/ГДж 0,08
Эффективность системы пылеулавливания доли ед.
Доля оксидов серы, связываемых летучей золой топлива доли ед. 0,02
Доля оксидов серы, улавливаемых в золоуловителях доли ед.
Коэффициент, зависящий от степени снижения выбросов оксидов азота доли ед.
Количество выбрасываемых вредных веществ:    
сажа г/с 0,025
т/год 0,47
диоксид серы г/с 0,296
т/год 5,527
оксид углерода г/с 0,326
т/год 6,095
оксиды азота г/с 0,08
т/год 1,5

 

Промышленные запасы одного из месторождений нефти Приуралья приурочены к карбонатным отложениям сакмарского (СМ), башкирского (БШ) и фаменского (ФМ) ярусов. Химический состав растворенных в нефти газов в целом однотипен и имеет существенные различия (в % мол.) по сероводороду и азоту. По абсолютным величинам содержания H2S эти показатели не столь контрастны и составляют для сакмарского яруса 7,2 мг/см3, а для башкирского - 6,2 мг/см3.

В нефтях фаменского яруса сколько-нибудь значительных концентраций проявлений H2S не зафиксировано. Сероводород является наиболее токсичным ингредиентом в составе газов, сопутствующих добыче нефти. Его токсичность возрастает в сочетании с различными углеводородами, а комбинированный эффект иногда превосходит сумму действия для компонентов этого ряда в отдельности. Важно отметить, что H2S под действием иона гидроксида ОН в атмосфере окисляется до сернистого ангидрида и в виде кислых дождей выпадает на землю, нанося значительный вред биоте. Аналогично действие соеди­нений азота с образованием опасных нитритов, воздействующих на почвы и растительность.

При утверждении ПДВ был проведен расчет загрязнения атмосферы при существующем комплексе воздухоохранных мероприятий на месторождении. Расчеты рассеивания проведены с помощью унифицированной программы расчета загрязнения атмосферы "Эколог" с оценкой категории опасности пред­приятия и максимальных концентраций и определением размеров санитарно-защитной зоны (рис. 5.7)

Условные обозначения: 4 - эстакада налива нефти; 5,6- дизельные установки; 7 - факел

Рис. 5.7. Расположение источников загрязнения атмосферы

 

В соответствии с ГОСТом и методиками группа из 4 источников (№ 4 - эста­када налива нефти, № 5,6 - дизельные установки 1Д-12 и У1-Д6 и № 7 - факел сжигания попутного газа), расположенных на небольшом расстоянии друг от друга, была приведена к единым координатам со следующими исходными дан­ными выбросов (табл. 5.31).

 

Таблица 5.31 - Результаты расчета критериев предварительной оценки воздействия выбросов на загрязнение приземного слоя воздухаприлегающих территорий

Код Наименование вещества ПДКмр (ОБУВ) м, г/с Hmin, м Сm/ ПДК Расчет поля
Диоксид азота Сажа Диоксид серы Оксид углерода Углеводороды УВ предельные Группа суммации NO2+SO2 0,085 0,15 0,50 5,0 5,0 1,0 0,845 5,559 1,307 46,091 5,559 1,445 2,152 20,58 25,64 1,89 6,26 0,77 41,30 22,48 + + + + + + +

 

В соответствии с проведенными расчетами необходимость нормирования ЗВ может быть распространена на все вещества, кроме У В (табл. 5.32).

 

Таблица 5.32 - Значения расчетных концентраций ЗВ вне СЗЗ в сторону жилой зоны

Наименование вещества ПДКмр (ОБУВ), мг/м3 Расчетная максимальная приземная концентрация № источни­ка на карте-схеме, дающего наибольший вклад Вклад, % Принадлежность источника
В мг/м3 В долях ПДК
Диоксид азота Сажа Диоксид серы Оксид углерода Группа сумма­ции NО2+SО2 0,085 0,15 0,50 5,0 0,0 0,084 0,02 0,7 0,18 0,56 0,04 0,14 0,2 Дизельная установка Факел Факел Факел Дизельная установка

 

В результате расчета максимально возможных концентраций ЗВ в атмо­сфере установлено, что выбросы всех ингредиентов и группы суммации от существующих на сегодня источников (эстакада, факел, дизельные двигатели) не создают концентраций, превышающих ПДК на границе СЗЗ (1000 м), а существующие значения могут быть приняты за нормативные (ПДВ). Годо­вые нормативы устанавливались в соответствии с проектной мощностью месторождения в расчете на неизменность добычи нефти и газа.

В связи с увеличением добычи нефти и газа на месторождении в исходные данные по выбросам в атмосферу были внесены существенные коррективы.

По данным замеров, годовой объем добычи нефти составляет 3800 т, газа - 5800000 м3. Однако в связи с увеличением добычи нефти до 41500 т для источников № 4 и 7 (эстакада налива нефти и факел) выбросы пересчитаны.

Согласно проведенным оценкам ПДВ, выбросы в атмосферу в настоящее время можно представить следующими величинами (табл. 5.33). По данным табл. 5.33, ежегодно выбрасывается около 233,5 т ЗВ. Наибольший вклад в суммарное загрязнение атмосферы вносит факел сжигания попутного газа (91 % , а затем следуют дизельная установка 1Д-12 – 4 %, дизельная установка У1-Д6 -2,6, эстакада налива нефти - 2,4 %. Последняя всецело обеспечивает поступле­ние в атмосферу предельных углеводородов через дыхательный клапан. Не­смотря на внедрение бессажевого сжигания попутного газа на факеле (оголо­вок "голубая свеча"), выбросы оксидов углерода, азота и диоксида серы остаются значительными. Это и определяет доминирующие компоненты валовых выб­росов в атмосферу от всех источников загрязнения: около 62 % приходится на оксид углерода, 21 % - на диоксид серы, 12 % - на диоксид азота, далее следуют УВ предельные - около 2 %, метан, керосин.

После проведения воздухоохранных мероприятий с учетом увеличения добы­чи нефти и газа произошло существенное изменение нормативов ПДВ (табл. 5.34).

 

Таблица 5.33 - Характеристика источников выбросов в атмосферу (т/год)

Наименование источника и его номер Высота источника, м Норматив ПДВ по источникам, т/год УВ предельные СО 2 SO2 Сажа СН4 Керосин
4. Эстакада налива нефти 5. Дизельная установка 1Д-12 6. Дизельная установка У1-Д6 7. Факел сжигания попутного газа Норматив ПДВ по веществам, (т/год) 1,5     4,497 9,513   6,086   213,85   233,481 4,497 -   -   -   4,497 - 3,271   2,091   140,108   145,470 - 4,592   2,941 21,016   28,549 - 0,330   0,204 48,758 49,292 - 0,660   0,425   -   1,085 - -   -   3,503   3,513 - 0,660   0,425   -   1,085

 

Таблица 5.34 - Изменение нормативов ПДВ (т/год)

Ингредиенты NO2 SO2 СО Сажа УВ суммарные УВ пре­дельные Всего
Нормативы 1997 г. Нормативы 2000 г. Изменение 19,905 28,549 +8,644 43,565 49,292 +5,72 1551,877 145,470 -1406,407 186,667 1,085 185,582 186,667 4,419 4,497 +0,078 1993,10 233,481 1759,619

 

Достигнуты значительные снижения по оксиду углерода и саже на фоне повышения за счет диоксидов азота и серы при сокращении валовых выбросов на 88 %. В соответствии с РД 52.04.52-85 "Регулирование выбросов при неблагоприятных метеорологических условиях" (Л., 1987) проведенные мероприя­тия по бессажевому сжиганию попутного газа можно признать весьма эффек­тивными как с экологической, так и с экономической точек зрения.

Тем не менее следует отметить установленную закономерность: присутствие в газах сероводорода до 0,37 % и повышенная температура значительно усиливают действие, казалось бы, инертных предельных УВ. Наиболее токсичные из них - бутан и пентан. По степени экологической опасности на объектах добычи нефти ЗВ можно расположить в следующем порядке:

H2S CnH2n+223 NO NО2 CO NH32

С экологических позиций неприемлемо сжигание нефти в случае ее разли­ва на поверхности земли. Этот процесс сопровождается образованием канцерогенных веществ (например, бенз(а)пирена или диоксинов) при пиролитических реакциях (табл. 5.35).

 






Дата добавления: 2016-06-18; просмотров: 4226; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ


Поиск по сайту:

Воспользовавшись поиском можно найти нужную информацию на сайте.

Поделитесь с друзьями:

Считаете данную информацию полезной, тогда расскажите друзьям в соц. сетях.
Poznayka.org - Познайка.Орг - 2016-2022 год. Материал предоставляется для ознакомительных и учебных целей.
Генерация страницы за: 0.077 сек.