Исследование влияния на окружающую среду добычных работ на месторождении Жанажол

Исследование влияния на окружающую среду добычных работ на месторождении Жанажол

Казахско-Русский Международный университета (Актобе), Казахстан

Руководитель: к.т.н., доцент Имангазин М.К.

Магистрант: Алдабергенова Т.Б.

Ключевые слова:

АО «CНПC-Aктoбeмунайгaз» являeтсякрупнeйшей нeфтедoбывaющей компанией в Актюбинской области. При этом акционерное oбщecтвo осуществляет эксплуатацию нефтяных месторождений: Жaнaжoл, Кенкиякнадсолевой и Кенкияк подcoлeвoй.

Перечень структурных подразделений предприятия, основных и вспомогательных производств:

• Жанажольский нeфтeгaзoперерaбатывaющий кoмплекс (ЖНГК) - специализируется на подготовке нефти с дальнейшей ee дeгaзацией и oчистке нeфтяногo пoпутного гaзa от ceроводородa и мeркaптанoв, cутилизaциeй извлекаемого сероводорода в серу, а также пoлучении сжижeнногo углеводородного газа.

• Нефтегазодобывающее управление «Октябрьскнефть» (НГДУ) - специализируется на добыче нефти и газа и дальнейшая транспортировка (табл.2.1.1.).

• Нефтегазодобывающее управление «Кенкиякнефть» (НГДУ «КН») -формирует свою деятельность на месторождениях «Кенкияк подсолевой», «Кенкиякнадсолевой». Главной задачей НГДУ «Кенкиякнефть» является добыча, подготовка и сдача товарной нефти. Месторождение Кенкияк находится в 45 км от месторождения Жанажол. Месторождение расчленено долиной реки Темир. Ближайшими населенными пунктами являются поселки Кенкияк, Соркуль, Кумсай расположенные к северу от месторождения. От крайней нефтедобывающей скважины до п. Соркуль 800 м (табл.2.1.1.).

• Управление «Актобеэнергонефть» (УАЭН) - является составным подразделением АО «СНПС-АМГ». Основной производственной деятельностью предприятия является, обеспечение тепловой и электрической энергией и хозяйственно-питьевое водоснабжение подразделений АО «СНПС-АМГ». В состав предприятия входят котельные установки, расположенные: в промышленной зоне г.Кандыагаш; в вахтовом поселке Жанажол; на нефтеналивной эстакаде п.Бестамак; на Базе отдыха «Нефтяник», в гостиничных комплексах «Мунайши», «Достык», на Тепличном комплексе, котельные установки здания СМУ в г.Актобе. для выработки и передачи электроэнергий в Вахтовом поселке Жанажол расположена ГТЭС и трансформаторные подстанций на территории месторождения Жанажол и Кенкияк.

• Управление «Актобемунайсервис» (УАМС) – это управление осуществляет ремонтно-изоляционные работы (исключение отдельных обводненных интервалов пластов, исправление не герметичности цементного кольца и обсадной колонны, крепление слабоцементированных пород в призабойной зоне пласта); переход на другие горизонты или приобщение пластов; перевод скважин из категории в категорию по назначению; устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин или их ремонта (извлечение насосно-компрессорных труб, установок электроцентробежных насосов, установка штанговых глубинных насосов, очистка ствола скважин и др.).

• Управление сбыта нефти и нефтепродуктов (УСНиНП) - мощность предприятия позволяет обеспечить максимальный объем реализации продукции по наливу в железнодорожные цистерны грузоподъемностью 60 тонн в объеме 250 000 тонн в месяц. В настоящее время годовой грузооборот составляет 2,5 млн. тонн нефти.

• Управление общественного питания и торговли (УОПиТ) - является подразделением АО «СНПС-Актобемунайгаз», основной задачей которого является обеспечение различными хозяйственно-бытовыми услугами нефтяников. В круг обязанностей управления входят обеспечение коммунально-бытовыми услугами вахтового поселка Жанажол, обеспечением проживания в гостиницах и общежитиях г.Актобе, в п. Кенкияк, и в/п Жанажол, а также организация питания работников работающих на различных объектах Акционерного общества. В настоящее время на балансе подразделения УОПиТ имеется объект теплоснабжения - это общежитие «Кенкияк», где имеются миникотельные, которые и являются источниками выделения загрязняющих веществ в атмосферу. Общежитие расположено в центре поселка Кенкияк. Здание 2-х этажное на 1-ом этаже, которого расположена столовая, АБК. Котельная расположена на пристроенном помещении.

• Управление производственно-технического обеспечения и комплектации оборудования (УПТОиК) - новую базу (Жаксымайский и Октябрьский участки Новой базы), выполняющую функции снабжения производств АО «СНПС-Актобемунайгаз» оборудованием, материалами, химреагантами, используемыми в производстве. Новая база управления производственно-технического обеспечения и комплектации оборудованием расположена в Мугалжарском районе, на расстоянии 6 км в северо­западном направлении от вахтового поселка Жанажол. На участке построены объекты и сооружения 1,2 и 3 очередей строительства. В юго-западном направлении находится завод ЖГПЗ, расстояние составляет более 7 км.

• Строительное управление (СУ) - основным видом деятельности Управления является строительство магистральных газонефтепроводов и сдача в эксплуатацию, а также другие вспомогательные работы, связанные со строительством. [14]

Предприятие работает вахтовым методом. Продолжительность работы одной вахты 15 дней в месяц. Время работы одной смены 12 часов в сутки.

Таблица 2.1.1.

Фонд скважин АО «СНПС-Актобемунайгаз» на состояние 20.05.2014г.

НГДУ «Октябрьскнефть»
Классификация фонда скважин	М-е Жанажол	М-е СевернаяТрува
Всего	652	211
- действующие	630	193
-ввод новых скважин	6	2
-перевод под нагнетание	5	20
-план на 2014год	33	40
НГДУ «Кенкиякнефть»
	М-е Кенкиякнадсолевое	М-е Кенкиякподсолевое
Всего	1570	113
-ШГН	495	-
-ВШН	286	-
-метод свабирования	285	-
-КГЛ	-	25
-фонтанным методом	-	67
-бездействующий фонд	504	21
-в бурении	-	5
-нагнетательный фонд	94	11
-наблюдательный фонд	16	-
-солевая скважина	2	-
-ликвидированый фонд	100	31

Предприятия имеет свой полигон ТБО вахтового поселка Жанажол. (УОПиТ). Площадь полигона- 4,334га. От вахтового поселка месторождения Жанажол находится в 0,7-1,0км к востоку. Размер полигона 172*252м. Мощность полигона-100000м3, при годовом объеме принимаемых ТБО в уплотненном состоянии 5000м3, полигон рассчитан на 20 лет. Высота полигона над уровнем земли определена из условия заложения внешних откосов 1:3,5 и необходимости иметь размеры верхней площадки, обеспечивающие безопасную работу мусоровозов и уплотняющей техники.

Минимальная ширина верхней площадки определяется удвоенным радиусом разворота мусоровоза и соблюдением правила размещения мусоровозов не ближе 10 м от откоса.

Компания осуществляет свою операционную деятельность на нефтегазоносных площадях, территориально расположенных в пределах административных границ Актюбинской области. Лицензионными площадями являются:

• нефтегазоконденсатное месторождение Жанажол;

• нефтегазовое месторождение Кенкияк-подсолевой;

• нефтяное месторождение Кенкияк-надсолевой;

• нефтяное месторождение СевернаяТрува;

• центральная территория Восточной части Прикаспийской впадины (разведочный блок).

За 18 лет производственно-хозяйственной деятельности сумма освоенных в производстве инвестиций достигла отметки 9,1 млрд. долларов США, в том числе в 2006 году – 429 млн. долларов, 2007 году – 654 млн. долларов, в 2008 году – 789 млн. долларов, в 2009 году - 688 млн. долларов, в 2010 году – 817,6 млн. долларов, в 2011 – 570,6 млн. долларов, в 2012 году - 780,1 млн. долларов, в 2013 году - 1,32 млрд. долларов, в 2014 году – 1,03 млрд. долларов.

Валовый ежегодный объем добычи нефти увеличился с 2,5 млн. тонн в 1997 году до 6,3 млн. тонн в 2013 году. В 2014 году добыча нефти составила 5,68 млн. тонн.

Объем утилизации попутного газа 2010 году составил 2,6 млрд. м3, в 2011 – 3,2 млрд. м3, в 2012 году - 3,67 млрд. м3. Данные цифры отражают результат кропотливой работы всего коллектива АО "СНПС-Актобемунайгаз", нацеленного на привлечение передовых методов и технологий в нефтегазовое производство.

Корпоративными планами на 2015 год предусмотрен объем добычи нефти на уровне 4,9 млн. тонн, сумма годовых инвестиций – 440 млн. долларов. В таблице 2.1.2 указан анализ динамики производственной деятельности предприятия за 2015-2016 год 3 кв. [15]

Таблица 2.1.2.

Анализ динамики производственной деятельности предприятия за 2015-2016 год 3 кв.

	НГДУ «Октябрьскнефть»
	м-е Жанажол	м-е СевернаяТрува
Нефть/ конденсат, т.т./г	2072,5	1665,7
	НГДУ «Кенкиякнефть»
	М-е Кенкиякнадсолевое	М-е Кенкиякподсолевое
Нефть/ конденсат, т.т/г	480,0	1040,0
	Жанажольский нефтегазоперерабатывающий комплекс
Нефть/ конденсат, т.т/г	3000,0	3000,0
Газ, млн.мЗ	800,0	800,0

В программе разведочной деятельности на Центральной Территории Восточной Части Прикаспийской Впадины предусмотрены испытания 10 объектов разведочных скважин, интерпретация материалов сейсмики 2D на площади 200 км.

Коллектив нацелен в 2016 году пробурить на месторождении Жанажол 7 скважин, на месторождении СевернаяТрува – 16 добывающих и 5 нагнетательных скважин, на месторождении Кенкияк-надсолевой – 10 горизонтальных скважин.

3.2 Расчет выбросов вредных веществ в атмосферу

Жанажолрасположен на подуральском плато, сложенном мощной толщей отложений мезозоя. Последняя представлена преимущественно глиной, песком и мергелем. Плато имеет различные отметки над уровнем моря. Например, нефтегазовое месторождение Кенкияк расположено на отметке 350-270м над уровнем моря, а Жанажол – 160…230 м.

Район расположения Жанажолотличается ярко выраженной континентальностью: холодная суровая зима, жаркое лето, резкий переход от зимы к лету, и наоборот, короткий весенний период. Территория характеризуется повторяемостью приземных и приподнятых температурных инверсий, это приводит к высокой концентрации загрязнения до 40-50% в приземном слое.

Установлено, что абсолютный минимум температуры достигает - 47⁰С, а абсолютный максимум - + 42…43⁰С. Переход температуры воздуха через 0⁰С наблюдается весной в конце марта. Согласно данным метеостанции территория расположения Жанажола характеризуется следующими показателями: относительная влажность зимой достигает 77-84%, а летом – 42…50%; выпадение осадков – 170…246 мм; продолжительность безморозного периода составляет 179 – 180 дней; снежный покров появляется в ноябре – декабре, приобретая устойчивость – в ноябре-декабре, разрушение устойчивости – март, сход снежного покрова – апрель: глубина промерзания грунтов достигает 1,7 м; первая заморозка почвы наблюдается в ноябре, а последняя – марте. Установлено, что параметры ветров на территории создают благоприятные условия для интенсивного рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере. Среднее число дней с сильным ветром (более 15 м/с) составляет 66. Необходимо отметить, что на рассматриваемой территории наиболее часто повторяющимися являются пыльные бури, туманы, метели и грозы.

ОАО «СНПС – Актобемунайгаз» является одним из крупнейших нефтегазодобывающих предприятий и по объемам добычи в Казахстане занимает четвертое место. В настоящее время Жанажол подготавливает более 5 млн. т нефти в год и 1574 млн. м³ газа в год.

Все технологические процессы Жанажоле по назначению можно сгруппировать в общую химическую технологию по:

- сепарации нефти, где осуществляется первичное отделение сырой нефти от попутного газа;

- подготовке нефти, где осуществляется ее обезвоживание и обессоливание;

- глубокой дегазации нефти, где осуществляется вторичное отделение оставшегося газа от нефти;

- демеркаптанизации нефти, где осуществляется очистка ее от сероводорода, нафтеновых кислот и меркаптанов;

- подготовке газа к получению серы, где осуществляется очистка товарного газа от сероводорода и меркаптанов с получением сероводородосодержащего кислого газа, перерабатываемого на установке получения серы.

Кроме основных технологических процессов по первичной подготовке нефтегазового сырья, имеется более десяти важных вспомогательных технологических процессов, включающих:

- технологии очистки пластовых вод и отработанного щелочного раствора;

- различные компрессорные установки высокого и низкого давления;

- резервуарные парки хранения исходной сырой нефти, подготовленные нефть и газ, исходные и отработанные щелочные растворы, исходные и очищенные механические и пластовые воды, различные химические реагенты и многие другие;

- технологии очистки и осушки газа;

- технологии отбензинования нефтяного газа;

- технологии сжатия и перекачивания природных и нефтяных газов в систему транспортировки газа.

В процессах переработки нефти и газа выделяются различные поллютанты.

ОАО «СНПС – Актобемунайгаз» является одним из крупнейших нефтегазодобывающих предприятий и по объемам добычи в Казахстане занимает четвертое место. В настоящее время Жанажол подготавливает более 5 млн. т нефти в год и 1574 млн. м³ газа в год.

Все технологические процессы Жанажоле по назначению можно сгруппировать в общую химическую технологию по:

- сепарации нефти, где осуществляется первичное отделение сырой нефти от попутного газа;

- подготовке нефти, где осуществляется ее обезвоживание и обессоливание;

- глубокой дегазации нефти, где осуществляется вторичное отделение оставшегося газа от нефти;

- демеркаптанизации нефти, где осуществляется очистка ее от сероводорода, нафтеновых кислот и меркаптанов;

- подготовке газа к получению серы, где осуществляется очистка товарного газа от сероводорода и меркаптанов с получением сероводородосодержащего кислого газа, перерабатываемого на установке получения серы.

Кроме основных технологических процессов по первичной подготовке нефтегазового сырья, имеется более десяти важных вспомогательных технологических процессов, включающих:

- технологии очистки пластовых вод и отработанного щелочного раствора;

- различные компрессорные установки высокого и низкого давления;

- резервуарные парки хранения исходной сырой нефти, подготовленные нефть и газ, исходные и отработанные щелочные растворы, исходные и очищенные механические и пластовые воды, различные химические реагенты и многие другие;

- технологии очистки и осушки газа;

- технологии отбензинования нефтяного газа;

- технологии сжатия и перекачивания природных и нефтяных газов в систему транспортировки газа.

В процессах переработки нефти и газа выделяются различные поллютанты.

 С увеличением выбросов, сбора и хранения поллютантов соответственно за эти годы выросли платежи. В соответсвии с рисунком 1(з) за 2000 г. ставки за выбросы составляли 277,44 тенге, а платежи за загрязнение окружающей среды – 62391,256 тг, уже за 2006 г. – соответственно 977 тенге и 1254191,6 тг. На рисунке 1 (е) показана структура платежей за загрязнение окружающей среды за первый квартал 2006 г. В соответствии с этим рисунком 98% платежей приходится за выбросы оксидов серы, углерода и азота.

Из сказанного следует, что подразделения ЖГПЗ требуют дальнейшего усовершенствования технологических процессов первичной подготовки нефти и газа для снижения выбросов загрязнителей в окружающую среду.

Организованные источники выброса. В таблице 1 приведен сравнительный анализ оценки загрязнения атмосферы в зависимости от вида источника, из которого видно,что;

1.Эффект суммации или «суммарная» опасность загрязнения в сочетаниях SO₂, NO₂, и СО колеблется в пределах 133,6-13968,5 мг/м³; что значительно превышает норматив ( ≤ 1). Из полученных данных видно, что требования охраны окружающей среды не соблюдаются от 100 до 13968 раз. Выявлено, что наибольшей «суммарной» опасностью загрязнения обладают источники блоков регенерации ДЭГа и котельных, соответственно достигая 13968 и 7557 мг/м³, а затем источники подогрева нефти (УПМ) – 4025 мг/м³, источники печей дожига ЦПГ И ПС-1 – 2631,7 мг/м³, а наименьшей – источники компрессоров и вентиляционных систем технологических процессов (133-322 мг/м³);

3. Сравнительный анализ данных о удельном максимальном секундном выброс (ρⁱ) показывает, что наибольший показатель по этой характеристике имеют источники газокомпрессорного цеха (ГКЦ), блоков регенерации ДЭГа и печей дожига ЦПГ и ПС-1 (2,2-4,1 г/с·м), наименьший – источники вентсистем ГЛКС (0,002 г/с·м), вентсистем насоса ЦПГ и ПС (0,001 г/с·м), установки по сушке газа (УОГ) и печей подогрева нефти (УПН) – соответственно 0,01-0,03 г/с·м. Следует отметить, что на показатель удельного максимального секундного выброса существенное влияние оказывает, после концентрации выброса загрязнителя, высота выброса: чем выше высота трубы, тем меньше его показатель.

4. Значение коэффициента токсичности (Г₁), необходимого для оценки значимости среднегодовых выбросов, находится в широких пределах: по SO₂ – 0,6…5560(т·м³)/(год.мг); по СО – 0,04…2588(т·м³)/(год.мг); по NO₂ – 1,1…2220(т·м³)/(год.мг). Следовательно, по концентрации выбросов приоритетными являются диоксид серы, затем СО и NO₂.

5. Значение коэффициента токсичности (Г₁), необходимого для оценки значимости среднегодовых выбросов, находится в широких пределах: по SO₂ – 0,6…5560(т·м³)/(год.мг); по СО – 0,04…2588(т·м³)/(год.мг); по NO₂ – 1,1…2220(т·м³)/(год.мг). Следовательно, по концентрации выбросов приоритетными являются диоксид серы, затем СО и NO₂.

Простой подсчет показывает, что общая сумма коэффициента токсичности составляет, (т·м³)/(год.мг): по SO₂ -15754,1; по СО – 3166,8; по NO₂ – 7743,3. В сумме по количеству SO₂ +СО + NO₂ = 26664,2(т·м³)/(год.мг), в процентном отношении: SO₂ – 55; СО – 17; NO₂ – 28.

 

Таблица 2 – Экологическая оценка неорганизованных источников Жанажоле

Граница	Эффект суммации – Сэс, мг/м3	Кратность интенсивности загрязнения – γi	Удельный максимальный секундный выброс – ρi, г/с·м	Коэффициент токсичности – Г1, (т·м3)/(год.мг)		Относительная токсичность – Г2, %		Индекс суммарной токсичности Г3, (т·м3)/(год.мг)
				SO2	NO2	SO2	NO2
Северная	3,5	2,5	0,3	1,9	7,1	21	79	9,0
Восточная	0,6	0,4	1,05	1,2	2,4	33,3	66,7	3,6
Южная	1	0,8	0,65	2,6	2,4	52	48	5,0
Западная	2,85	2,6	1,5	6	4,1	60	40	10,1
Резервуарный парк	3,7	2,2	1,4	5,8	22,3	20,6	79,4	28,1
Центр пром. площадки	7,5	2,2	1,4	5,8	85,9	6,3	93,7	91,7

 

Как известно, среди различных показателей эколого-технических характеристик нефтегазовых предприятий в наибольшей степени их отражает показатель индекса суммарной токсичности (Г₃), которым можно классифицировать источники выбросов вредных веществ и выявить по их экологической опасности приоритет технологических процессов.

По индексу суммарной токсичности источники загрязнения можно выделить в следующей последовательности: (т·м³)/(год.мг): 1) печи дожига ЦПГ и ПС – 7651,1; 2) компрессора 10 КГН –7194,1 и 6853,3;

3) котельные –2665,8; 4) венсистема насоса ЦПГ и ПС–1071,9; 5) источники газокомпрессорного цеха (ГКЦ) – 487,6; 6) блоки регенерации ДЭГа – 434,9; 7) печи подогрева нефти – 88,2; 8) установка по осушке газа (УОГ) – 15,9; 9) венсистема ГЛКС – 1,74.

Заключение

Результаты анализов показали что, руководством АО «СНПС-Актобемунайгаз» для снижения воздействия производимых работ на атмосферный воздух на предприятии внедрен ряд технических и организационных мероприятий. В том числе:

- утилизация попутного газа путем его подготовки и использования для поддержки пластового давления при газлифтном способе добычи;

- конструкцией факельного стояка предусматривается использование горелок с постоянным воспламенением от электрической искры, что практически исключает возможность свободного выброса попутного газа в атмосферу;

- поэтапное снижение объемов сжигания попутного газа с полным прекращением;

- строительство новых объектов для более полного и рационального использования излишков попутного газа.

В проекте нормативов ПДВ определены и проанализированы характеристики источников выделений и выбросов загрязняющих веществ. Для нормирования и контроля качества атмосферного воздуха на границе СЗЗ в настоящем проекте разработаны и предложены: расчеты рассеивания выбросов загрязняющих веществ в атмосферу; мероприятия по регулированию выбросов при неблагоприятных ме­теорологических условиях (НМУ).[37] По этому основные результаты позволяют сделать следующие выводы:

• разработка ТЭО строительства объектов;

• авторские надзоры за реализацией строительства объектов;

• разработка технических решений, направленных на оптимизацию и повышение эксплуатационной надежности скважин;

• обоснование способов эксплуатации скважин;

• расчет оптимальных параметров и режимов работы установок фонтанной и механизированной добычи;

• определение эффективности различных методов воздействия на призабойную зону скважин и разработка технических решений по их дальнейшему совершенствованию;

• разработка технических проектов на строительство скважин, боковых стволов и горизонтальных скважин;

• проведение научно-исследовательских работ, разработка предложений, мероприятий и методики внедрения новой техники и технологии бурения скважин;

• разработка проектов «Оценка воздействия на окружающую среду»;

• разработка проектов ПДК;

• разработка разделов охраны окружающей среды и недр к проектам разработки, добычи, техники и технологии и отчетам о геологическом изучении недр;

• выполнение всех видов работ по природоохранному проектированию и нормированию согласно лицензии;

• проектирование и анализ результатов работ на всех стадиях геологоразведочного процесса;

• подсчет геологических запасов углеводородов на всех стадиях изучения и освоения месторождения, от оперативной оценки в процессе разведки до детального обоснования распределения запасов в продуктивном разрезе, то есть изучения структуры запасов в процессе разработки месторождения;

• создание геологических основ для проектных документов всех уровней на разработку месторождений;

• уточнение геологических основ месторождений по результатам эксплуатационногоразбуривания;

• анализ результатов полевых геофизических исследований;

• изучение пород–коллекторов по результатам лабораторных исследований керна и сопоставление характеристики коллекторов по керну и ГИС;

• выделение и оценка эффективных толщин коллекторов, определение их пористости, глинистости, проницаемости, нефтегазонасыщенности и других параметров по результатам интерпретации геофизических исследований скважин;

• технико-экономическое обоснование КИН;

• проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений на всех стадиях;

• геолого-промысловый анализ разработки месторождений;

• построение и мониторинг гидродинамических моделей объектов разработки и месторождений.