Тема: Методы разрушения нефтяных эмульсий.

   В настоящее время в сочетании с внутритрубной деэмульсацией широкое распространение получили блочные термохимические установки, в которых одновременно происходят сепарация нефти от газа, ее обезвоживание и обессоливание.

    Теплохимическое (термохимическое) деэмульгирование. Установлено, что существующие методы деэмульсации нефти малоэффективны без применения тепла и поверхностно-активных веществ. Поэтому в настоящее время около 80% всей добываемой обводненной нефти обрабатывается на термохимических установках, которые имеют следующие преимущества:

· предельная простота установки (теплообменник, отстойник и насос);

· сравнительно низкая чувствительность режима работы установки к изменению содержания воды в нефти;

· возможность замены деэмульгаторов по мере изменения характеристики эмульсии без замены оборудования и аппаратуры.

    Существуют термохимические установки по деэмульсации нефти, работающие при атмосферном давлении, а также установки, работающие под избыточном давлением. Установки, работающие при атмосферном давлении, пока продолжают работать на старых месторождениях с самотечной безнапорной системой сбора нефти и имеют ряд недостатков.

    Вертикальные деэмульсаторы получили широкое применение в мировой практике подготовки нефти на промыслах при обустройстве мелких месторождений и отдельных раздробленных участков. Аппараты подготовки нефти в вертикальном исполнении имеют преимущества при условиях сбора и подготовки нефти, когда предъявляются жесткие требования к сокращению площади, отводимой под застройку нефтесборных пунктов (морские месторождения, болотистые районы и др.). Ряд зарубежных фирм, и в первую очередь США, выпускает большой ассортимент вертикальных деэмульсаторов, отличающихся компоновкой, размерами, числом и типом нагревателей, средств интенсификации (коалесцирующих фильтров, электродов и др.). Объем вертикальных деэмульсаторов колеблется от 5 до 80 м³. Эти аппараты имеют отсеки (зоны) сепарации, нагрева и обезвоживания, как правило, оснащаются распределителями эмульсии под жаровой трубой, перфорированными перегородками, полками или другими устройствами, обеспечивающими необходимое распределение потока эмульсии в отсеке отстоя. Вертикальные деэмульсаторы имеют ряд недостатков: низкую производительность, плохое распределение эмульсии в отсеке отстоя из-за сильных конвективных потоков нагретой нефти.

    Горизонтальные деэмульсаторы. Выпускаются блочные установки следующих типов: УДО-2М, УДО-3, УДО-1500/6, СП-1000, СП-2000, «Тайфун»1-400, ДГ-2500, ДГ- 6300, БН-М и др. Наиболее широкое применение из всех этих аппаратов получили деэмульсаторы типа УДО-3.

    Деэмульсатор УДО -3 (рис. 13.1) состоит из блока нагрева I, блока отстоя II и блока КИП. Блоки нагрева и отстоя размещены в горизонтальном цилиндрическом корпусе, диаметром 3,4 м, разделенном вертикальными перегородками.

    Нефтяная эмульсия, содержащая деэмульгатор, после предварительного подогрева в теплообменниках поступает сверху через патрубок 2 в нагревательный отсек, который разделен цилиндрической перегородкой 3 на две полости - внешнюю и внутреннюю. Во внутренней полости размещены U-образные жаровые трубы 4.

    Нефтяная эмульсия через нижние прорези в перегородке попадает в отсек I, где она нагревается до 60⁰С за счет сжигания газа в жаровых трубах. Нагретая эмульсия переливаясь через перегородку, попадает в отсек отстоя II по раздаточному коллектору 11, из которого она равномерно по всему сечению аппарата при помощи желобов проходит через слой воды и попадает в сборник чистой нефти 10, а оттуда по специальным вертикальным отводам 10 а и коллектор чистой нефти 12через клапан 13 выводится из аппарата.

Газ, выделившийся из нефти в нагревательном отсеке аппарата, поступает сначала в сепаратор 5, а затем через гидрозатвор (барботер) 7 отсека II. Из второго отсека газ собирается в сепараторе 5 а, из которого через регулятор давления «до себя» 8 направляется в газовую линию.Вода из аппарата выводится через патрубки в нижней части деэмульсатора.

 

Рис. 13.1 - Горизонтальный сепаратор - деэмульсатор УДО -3.

1- корпус аппарата; 2 – патрубок для ввода подогретой эмульсии;

 3 – цилиндрическая перегородка с прорезями внизу; 4 – U-образные жаровые трубы;  5, 5а – сепараторы; 6 – вертикальная перегородка;  7 – барботер; 8 - регулятор давления «до себя»; 9 – уравнительная линия;  10 – сборник чистой нефти; 10а – вертикальные отводы чистой нефти;  11 – раздаточный коллектор; 12 – сборный коллектор чистой нефти; 13 – клапан для сброса чистой нефти.

 

Совмещение технологических процессов нагрева и обезвоживания (или обессоливания) обводненных нефтей в одном аппарате наряду с определенными преимуществами имеет ряд недостатков:

· сравнительно небольшая тепловая мощность, и производительность;

· совмещение в одном аппарате блоков нагрева и отстоя, что влечет за собой остановку и отключение для ремонта установки полностью при технических неисправностях или технологических осложнениях в одном из блоков.

Поэтому для нормального функционирования ЦППН необходимо предусмотреть резерв таких установок, хотя при этом возникает проблема распределения потоков по аппаратам с получением кондиционной нефти после каждого из них.

В связи с этим разработаны и выпускаются раздельные блоки нагрева и отстоя.

Блоки нагрева предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед аппаратами глубокого обезвоживания и обессоливания установок подготовки нефти.

Выпускаются такие модификации блоков нагрева: нагреватели объемного типа НН, блоки нагрева «труба в трубе» типа БН и блочные трубчатые печи типа ПТБ.

Нагреватели типа НН - нефтяные нагреватели (НН-1,6; НН-2,5; НН-4,0; НН-6,3) выполнены на базе горизонтальных емкостей, внутренняя полость которых разделена на два отсека, где смонтированы по две жаровые трубы, оборудованные газовыми инжекционными горелками и дымовыми трубами. В этих нагревателях эмульсию водят в нижнюю часть аппаратов, она всплывает через слой дренажной воды, омывая жаровые трубы. Нефть, отделившаяся вода и газ выводятся через общий коллектор в верхней части аппарата. Максимальная температура на выходе из аппарата достигает 90 ⁰С. Производительность же при обводненности до 25% и нагревании до 40 ⁰С от 2000 до 8000 т/сут.

Так как жаровые трубы постоянно находятся в слое выделившейся пластовой воды, то существует требование, чтобы сопутствующие пластовые воды не вызывали солеотложений на стенках жаровых труб.

Блочные нагреватели типа НН рекомендуется применять в комплексах подготовки нефти мощностью от 0,5 до 6 млн/год для обработки легких, средних и тяжелых нефтяных эмульсий с невысокой склонностью к солеотложению.

Блочные нагреватели трубчатого типа БН (БН-5,4; БН-М) предназначены для интенсивного нагрева эмульсии в процессах обезвоживания и обессоливания нефти. Кроме этого их можно использовать для подогрева высоковязких парафинистых нефтей для их нормальной транспортировки по трубопроводам.

Блок нагрева БН-5,4 (рис.13.2) представляют собой комплект четырех горизонтальных жаровых нагревательных элементов «труба в трубе», последовательно соединенных между собой с помощью распределительного коллектора. Подогреватели смонтированы на поперечных балках. Водонефтяная эмульсия нагревается при непосредственном контакте с поверхностью жаровой трубы за счет сгорания газа в газовых горелках турбинного типа 5 в камере сгорания. Для увеличения пути движения нефтяной эмульсии, времени контакта ее через стенку с горячими газами, движение нефтяной эмульсии в межтрубном пространстве направлено по винтовой линии с большой скоростью. Дымоходы всех четырех нагревательных элементов подсоединяются к общей дымовой трубе 6, высотой около 20м. Нагревательные элементы соединены между собой так, что любой из них может быть отключен без остановки всего блока, т.е. можно направить нефтяную эмульсию мимо любого из нагревательных элементов.

При работе блока нагрева автоматически регулируется температура нефтяной эмульсии на выходе, регулирование давления газа перед горелками, наличие пламени в камере сгорания. Автоматикой безопасности предусмотрена отсечка топочного газа при прекращении циркуляции эмульсии, при повышении температуры нагрева, при погасании пламени запальника в камере сгорания.

После блока подогрева нефтяная эмульсия по раздаточному коллектору поступает в герметизированные отстойники, где при низких скоростях потока эмульсия разделяется на нефть и воду.

 

Рис. 13.2. Блочный нагреватель БН-5,4.

1 – жаровая труба; 2 – оребренная жаровая труба; 3 – корпус; 4 – линзовый компенсатор;

 5 – горелка; 6 – дымовая труба.

I – нефтяная эмульсия; II- топливный газ.

 

Описанный блок нагрева имеет следующие преимущества перед установками УДО:

*  коэффициент использования топочного газа выше на 20%;

*  снижается время ремонта или замены блока при неполадках или прогаре жаровой трубы;

*  производительность блока нагрева в 2-3 раза выше, а металлоемкость ниже в 1,5 раза.

Трубчатые печи типа ПТБ могут быть использованы в качестве путевого подогревателя в системе внутрипромыслового сбора и транспорта высоковязких нефтей и нефтяных эмульсий. Известен опыт успешного применения печей типа ПТБ-10 для подогрева морской воды на месторождении Узень для использования ее в системе поддержания пластового давления и увеличения нефтеотдачи продуктивных горизонтов. На базе ПТБ-10 разработана печь для нагрева воды типа ПТБ-10­-160, отличающаяся рабочим давлением до 16 МПа.

   Современные темпы развития нефтяной промышленности предполагают широкое внедрение в нефтедобывающих районах индустриальных методов строительства нефтепромысловых объектов. Блочные термохимические установки, выпускаемые заводами, поставляются с оборудованием для полной автоматизации технологического процесса и монтируются на месте в течение 15 - 20 дней. Использование автоматизированного блочно-комплектного оборудования, изготавливаемого и отлаживаемого в заводских условиях, позволяет снизить удельные капитальные вложения и резко сократить сроки строительно - монтажных работ, ускорить внедрение автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУТП), обеспечить степень подготовки нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающие заводы, в соответствии с требованиями стандартов.

    Электродегидратация (Электрическое деэмульгирование). Нефтяные эмульсии типа В/Н можно разрушать также в электрическом поле. Этот метод применяется в основном для обессоливания средних, тяжелых и вязких нефтей. Механизм разрушения эмульсий, помещенных в электрическое поле, объясняется следующим образом.

    Если поместить безводную нефть между двумя плоскими параллельными электродами, находящимися под высоким напряжением, то возникает однородное электрическое поле, силовые линии которого будут параллельны друг другу. (рис. 13.3, а). При нахождении между электродами эмульсии типа В/Н расположение силовых линий меняется и однородность электрического поля нарушается (рис.13.3, б, в).

   

 

Рис. 13.3 Силовые линии в электрическом поле.

а - в чистой нефти; б, в - в нефти с полярными каплями воды.

    В результате индукции электрического поля, диспергированные капли воды поляризуются и вытягиваются вдоль силовых линий, образуя цепочки из капель воды с образованием в вершинах капель воды электрических зарядов, противоположных зарядам на электродах. Под действием основного и дополнительных электрических полей происходит сначала упорядоченное движение, а затем и столкновение капель воды, обусловленное силами, определяемыми по формуле:

 

             ,                                                                                           (13.1)

 

где К - коэффициент пропорциональности; e - напряженность электрического поля, r - радиус капли; l - расстояние между центрами капель.

   из приведенной формулы видно, что если расстояние между каплями незначительное, а размеры капель сравнительно велики, то сила притяжения становится настолько большой, что адсорбированные на поверхности капель воды «бронированные» оболочки, отделяющие их от нефти, сдавливаются и разрушаются, в результате чего происходит коалесценция капель воды.

    Эффективность разрушения эмульсий в поле переменного тока выше, чем в поле постоянного тока, что объясняется тем, что в поле переменного тока происходит циклическое изменение направления движения тока и напряженности электрического поля, в результате чего капли воды изменяют направление своего движения и постоянно находятся в состоянии колебания, при этом под действием сил электрического поля постоянно меняется форма капель, то есть капли испытывают постоянную деформацию, что способствует разрушению адсорбционных оболочек и слиянию капель

Осн: 1[153-170].

Доп: 2[115-132].

Контрольные вопросы:

1. Какие преимущества теплохимического деэмульгирования нефтей?

2. Охарактеризуйте блочные термохимические установки.

3. Механизм разрушения эмульсий, помещенных в электрическое поле.

4. Для эмульсий какого типа применяется электродегидратация?

 

Лекция №14

 

Тема: Нефтяные резервуары.

Нефтяные резервуары представляют собой емкости различных размеров, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета «сырой» и товарной нефти. Группа резервуаров, сосредоточенных в одном месте, называется резервуарным парком.

Общий объем товарного резервуарного парка должен быть равен двухсуточной плановой производительности всех добывающих скважин данного месторождения.

    Нефтяные резервуары строят из несгораемых материалов - металла или железобетона. Резервуары бывают наземными, подземными или частично заглубленными. Для сбора, хранения и замера объема нефти в большинстве случаев используют цилиндрические стальные резервуары и реже - бетонные или железобетонные. В товарных парках месторождений сооружают резервуары емкостью 1000 - 5000 м³ с плоским или коническим покрытием, в центре резервуара устанавливают центральную стойку, на которую опираются щиты покрытия. Коническая крыша резервуаров воспринимает внешнюю нагрузку от снега и внутреннюю при создании вакуума в резервуаре и изготовляется из листовой стали, толщиной не более 2,5 мм.

    Вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на:

· резервуары низкого давления, так называемые атмосферные;

·  резервуары с понтонами;

·  резервуары с плавающими крышами.

 В резервуарах атмосферного типа внутреннее давление в газовом пространстве близко к атмосферному, к ним относятся резервуары с коническими крышами.

    Типовые стальные резервуары сооружают сварными с применением индустриальных методов монтажа с использованием готовых рулонных заготовок и элементов заводского изготовления. Корпус резервуара представляет собой цилиндрическую оболочку, рассчитанную на гидростатическое давление жидкости.

    После сооружения основания и фундамента под резервуар приступают к монтажу днища, которое поступает в готовом виде с завода - изготовителя, после чего приступают к сборке и сварке первого пояса резервуара. При монтаже осуществляют постоянный контроль за длиной окружности и геометрической формой. Вертикальные стыки первого пояса контролируют ультразвуком и просвечивают гамма - лучами.

    Для проведения операций по приему, хранению и отпуску сырой и товарной нефти резервуары оборудуются специальной арматурой и оборудованием. Оборудование резервуаров обеспечивает:

· наполнение и опорожнение резервуаров;

· замер уровня нефти;

· отбор проб нефти;

· зачистку и ремонт резервуаров;

· отстой нефти и удаление подтоварной воды;

· поддержание в резервуаре давления в безопасных пределах.

Схема расположения оборудования смонтированного на наземном вертикальном цилиндрическом резервуаре приводится на рис.14.1.

На крыше резервуара устанавливается световой люк 1 над приемо - раздаточным патрубком. При открытой крышке через него внутрь резервуара проникает свет и резервуар проветривается перед зачисткой или ремонтом.

Гидравлический предохранительный клапан 2 предназначен для ограничения избыточного давления или вакуума в газовом пространстве резервуара при отказе дыхательного клапана, а также при недостаточном сечении дыхательного клапана для быстрого пропуска газа или воздуха. Предохранительные клапаны рассчитываются на несколько большее давление и вакуум, чем дыхательный клапан (избыточное давление 588 Па и разрежение 392 Па). Предохранительный клапан заливают незамерзающими неиспаряющимися маловязкими жидкостями (раствор глицерина, этиленгликоля и др.), образующими гидравлический затвор.

 

Рис. 14.1.Схема расположения оборудования на наземном вертикальном цилиндрическом резервуаре. 1-световой люк; 2- гидравлический предохранительный клапан;  3- огневой предохранитель; 4 – дыхательный клапан; 5- замерный люк; 6 – указатель уровня; 7- люк – лаз; 8 – сифонный кран;  9- хлопушка; 10- приемо – раздаточные патрубки; 11 – перепускное устройство;  12- управление хлопушкой;  13 – лебедка; 14 – подъемная труба; 15 – шарнир подъемной трубы; 16 – роликовый блок.

Огневой предохранитель 3 устанавливается на резервуаре в комплекте с дыхательным и гидравлическим предохранительным клапанами и предназначен для предохранения газового пространства резервуара от проникновения в него пламени через дыхательный или гидравлический клапаны. Принцип действия его заключается в том, что пламя, попадая в огневой предохранитель, проходит через систему каналов малого сечения (кассеты), в результате чего дробится на отдельные малые потоки и затухает. Основная деталь огневых предохранителей - спиральная ленточная кассета из цветных металлов. Дыхательный клапан 4 автоматически соединяет газовое пространство резервуара с атмосферой в те моменты, когда в резервуаре создается предельно - допустимое давление или вакуум в результате изменения температуры, а также при наполнении и опорожнении резервуара. Он состоит из двух клапанов: клапан давления и клапан вакуума. Дыхательный клапан работает следующим образом: при превышении давления внутри резервуара клапан давления поднимается и сбрасывает в атмосферу излишний газ, а при понижении давления внутри резервуара открывается вакуумный клапан и в резервуар поступает воздух.

 

Клапан давления и клапан вакуума могут быть отрегулированы на определенное давление и открываются только в том случае, когда давление или разрежение внутри резервуара достигнет определенной величины. Размер дыхательных клапанов выбирают в зависимости от их пропускной способности. Во избежание коррозии корпус дыхательного клапана и седло изготавливают из алюминиевого сплава.

 

Размер клапана, мм                   50   100  150   200  250

Пропускная способность, м³ / ч 25   72    142  240  304

 

Замерный люк 5 служит для замера в резервуаре уровня нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб нефти пробоотборником. Внутри замерного люка расположена направляющая колодка, по которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом. Колодка изготавливается из меди или алюминия, чтобы предотвратить искрообразование.

Для измерения уровня и оперативного учета количества нефти в резервуарах применяется указатель уровня УДУ (поз. 6 на рис.9.1). Прибор состоит из поплавка и мерной ленты, помещенной в герметичный кожух. При изменении уровня поплавок перемещается по направляющему тросу, а мерная лента наматывается на блок в смотровой коробке прибора. К прибору можно подсоединить устройство для передачи показаний уровня на диспетчерский пункт.

Люк - лаз 7 устанавливается на нижнем поясе резервуара и предназначен для проникновения людей внутрь резервуара при очистке и ремонте резервуара, а также для его проветривания при проведении этих работ.

Сифонный кран 8 используется при подсоединении сифона - приспособления для спуска в нефтеловушки скопившейся в нижней части резервуара пластовой воды.

Хлопушка 9 служит для предотвращения утечек нефти из резервуаров при неисправности задвижек или аварийном состоянии трубопровода. Хлопушки могут быть управляемыми и неуправляемыми. При наполнении резервуара струя нефти силой давления приподнимает крышку хлопушки, а при остановке закачки нефти крышка хлопушки под действием собственного веса опускается на свое место, перекрывая трубу. При откачке нефти из резервуара крышка хлопушки открывается принудительно специальным устройством управления хлопушкой 13, состоящим из вращающегося барабана с наматываемым на него тросом.

Приемо - раздаточные патрубки 10 предназначаются для присоединения к ним приемных или раздаточных трубопроводов снаружи резервуаров, а хлопушки и шарнира подъемной трубы внутри резервуара. Диаметры приемо - раздаточных патрубков определяются заданной производительностью перекачиваемой нефти и изменяются в пределах 150 - 700 мм. При выборе диаметра приемо- раздаточного патрубка исходят из скорости движения жидкости 0,5 - 2,5 м/с.

Перепускное устройство 11 служит для выравнивания давления нефти с обеих сторон крышки хлопушки путем перепуска его из резервуара в приемо - раздаточный патрубок. Перепускное устройство устанавливается на всех резервуарах высотой более 6 м.

Подъемная труба 14 монтируется внутри резервуара на шарнире 15, предназначается для отбора нефти с требуемой высоты и приводится в движение лебедкой 13 через роликовый блок 16.

При эксплуатации резервуаров производят периодическую очистку их от скопившегоя в резервуаре «мертвого остатка» нефти или парафиновых отложений, а также продуктов окисления, подтоварной воды и механических примесей.

Нефтяные резервуары должны очищаться специально обученным и подготовленным персоналом. Самой сложной операцией является удаление пирофорных отложений, способных к самовозгоранию. Они образуются при хранении сернистых нефтей и состоят в основном из сернистого железа (Fe₂ S₅) и образуются путем воздействия сероводорода на железо и его окислы. Длительная эксплуатация резервуаров без периодических очисток приводит к значительным накоплениям донных осадков (до 1,5м). Перед очисткой резервуар должен быть полностью освобожден от нефти. «мертвый» остаток удаляется специальным очистным устройством – моечной машиной ММ-4, в которой имеется вращающаяся головка с насадками. Моющий раствор подается под давлением 0,8 –1,2 МПа и приводит в действие турбинку, вращающую моечную головку. После очистки для ремонта резервуар освобождают от нефтяных паров, для чего открывают все люки и пропаривают его, после чего его оставляют для вентиляции и полного охлаждения, а затем промывают его горячей водой.

Для защиты резервуара от внутренней коррозии его стенки обрабатывают пескоструйным аппаратом, протирают досуха и покрывают стенки резервуара на высоту подтоварной воды эпоксидными смолами и лаками.

Осн: 1[173-185].

Доп: 2[133-160].

Контрольные вопросы:

1. Назначение и объем товарных парков резервуаров.

2. Виды резервуаров.

3. Какое основное оборудование устанавливается на товарных резервуарах и его назначение?

4. Что называется «малым и большим дыханием» резервуаров?

5. Как проводят очистку резервуаров и защиту их от коррозии?

Лекция №15

 

Тема: Мероприятия по охране окружающей среды.

 

Нефтегазодобывающая промышленность относится к числу основных отраслей - загрязнителей окружающей среды. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений сопровождается техногенным воздействием на окружающую природную среду и недра.

Охрана окружающей среды и недр должна осуществляться в соответствии с действующим законодательством Республики Казахстан и соответствовать международным нормам и правилам.

Основные требования по охране окружающей среды при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений изложены в «Единых правилах разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан», утвержденных 18 июня 1996г, которые составлены на основании Законов Республики Казахстан: «О нефти», «Об охране окружающей природной среды», «О лицензировании», «О недрах и недропользовании» и других нормативных актах.

В биогеохимическом воздействии нефти на экосистемы участвует множество углеводородных и неуглеводорных компонентов, в том числе минеральные соли и микроэлементы. Токсичные действия одних компонентов могут быть нейтрализованы присутствием других, поэтому токсичность нефти не определяется токсичностью отдельных соединений, входящих в ее состав. Однако следует отметить, что некоторые соединения обладают свойством эффекта суммации. Эффект суммации – это процесс образования промежуточных соединений, которые более токсичны и более опасны по сравнению с отдельными компонентами, входящими в его состав. Наибольшую опасность при разработке нефтегазовых месторождений представляет загрязнение гидросферы (подземных вод и открытых водоемов), атмосферы (воздуха) и литосферы (почвы). Различные по химическому составу твердые отходы, а также сточные воды, загрязняя почвогрунты, поверхностные воды, ухудшают их санитарно-гигиеническое состояние и снижают биологическую продуктивность.

Необходимо отметить, что особенностью химического состава западно - казахстанской нефти является высокое содержание меркаптанов, сероводорода и сернистого газа. Наиболее губительными и агрессивными загрязнителями в числе вышеуказанных компонентов с санитарной точки зрения являются соединения серы, а среди углеводородных компонентов – пентан.

Сероводород - сильный нервно-паралитический яд, вызывает тяжелые отравления со смертельным исходом, кроме того, сероводород обладает высокой коррозионной активностью.

Диоксид серы губительно влияет на организм человека, растительный и животный мир, он взаимодействует с взвешенными частицами, оксидами азота и углеводородами. Большое количество SO₂ выбрасывается в атмосферу при сжигании высокосернистого топлива или при сжигании на факелах газа, содержащих сероводород.

При сжигании органического топлива, кроме диоксида серы в атмосферу выбрасываются диоксиды азота. Диоксиды серы и азота являются причиной выпадения так называемых «кислотных дождей», которые попадая в почву приводят к повышению ее кислотности, оказывают влияние на урожайность сельскохозяйственных культур. Кислотные дожди могут вызывать коррозию металлического оборудования и трубопроводов. В результате воздействия кислых газов, входящих в состав вредных выбросов нефтяного комплекса на растительность происходит острое или хроническое повреждение ее.

Отрицательные последствия воздействия газов на почву и растительность носят весьма ограниченный характер. Хотя следует отметить, что непосредственно наибольшую опасность для растений представляют двуокись серы и окислы азота, которые разрушают хлорофилл. Вследствие чего происходят потери в приросте зеленой массы, составляющие 20%. При сжигании газа в факелах, помимо загрязнения атмосферного воздуха, в радиусе 200 - 300 м полностью уничтожается растительность, а на расстоянии 2-3 км до факела деревья сохнут и сбрасывают листья. В процессе разработки нефтегазового месторождения почва загрязняется нефтью, различными химическими веществами с высокоминерализованными сточными водами. Нефть и другие компоненты, попадая в почву, вызывают значительные, а порой необратимые изменения ее свойств – образование битумозных солончаков, гидронизацию, цементацию и тому подобное. Эти изменения влекут за собой ухудшение состояния растительности и биопродуктивности земель. В результате нарушения почвенного покрова происходит эрозия почв, дефляция, криогенез. Нефть пагубно воздействует на почву и растительность. По мере загрязнения нефтью, в почве резко возрастает соотношение между углеродом и азотом, что ухудшает азотный режим почв и нарушает корневое питание растений. Кроме того, нефть, попадая на поверхность земли и впитываясь в грунт, сильно загрязняет почву, в результате чего плодородный слой земли не восстанавливается в течение длительного периода времени.

Проект обустройства нефтяного месторождения под промышленную разработку принимается к утверждению только в том случае, когда в нем решены вопросы сбора и рационального использования нефтяного газа.

Основными источниками загрязнения воздуха является технологическое оборудование, применяемое на месторождении:

· печи подогрева нефти (продукты горения);

· резервуары (испарения);

· аппараты (испарения от буферных емкостей, насосов, сепараторов, соединений трубопроводов);

· газотурбинные двигатели (продукты горения);

· котлы котельных (продукты горения);

· факельные системы (продукты горения).

Запрещается выпуск сероводородосодержащего газа в атмосферу без сжигания или нейтрализации. Сброс газа от рабочего и резервного предохранительных клапанов технологических аппаратов и емкостей должен производиться в факельную систему. Должны осуществляться эффективные мероприятия по очистке газа от сероводорода и меркаптанов.

На установках, в помещениях, где возможно выделение в воздух рабочей зоны сероводорода, осуществляется контроль воздушной среды автоматическими стационарными газосигнализаторами, а также периодически в местах возможного скопления сероводорода переносными газосигнализаторами или газоанализаторами.

Общее количество вредных выбросов в районах добычи нефти и газа можно снизить совершенствованием технологических процессов и широким внедрением различных методов утилизации и очистки газа.

Пластовая вода, добытая вместе с нефтью, подлежит очистке в соответствии с нормами содержания твердых взвешенных веществ и нефти в воде, используется в системе поддержания пластового давления или закачивается в поглощающие горизонты с целью захоронения. Запрещается сброс пластовой воды на поля испарения, в поверхностные водные источники, закачка в подземные горизонты, приводящие к загрязнению подземных вод, а также слив жидкостей, содержащих сероводород в открытую систему канализации без нейтрализации. Пластовая вода, содержащая сероводород, должна обрабатываться и содержаться в герметичных емкостях.

    Основные мероприятия по охране почвы:

· герметизация систем сбора, сепарации, подготовки и транспорта нефти;

· автоматическое отключение скважин при авариях отсекателями;

· обваловка устья скважин земляным валом на случай разлива нефти;

· максимальное использование пластовых и промысловых сточных вод для закачки в пласт, для предупреждения излива на поверхность;

· прокладка трубопроводов подземным способом на глубину закладки   1,2 – 1,8м;

· проведение качественной технической рекультивации земель.

Рекультивация земель – комплекс мероприятий, направленных на восстановление продуктивности и хозяйственной ценности, нарушенных и загрязненных земель, а также на улучшение условий окружающей среды. В почве действует механизм самоочищения и адаптации микроорганизмов. Приемы рекультивации создают нормальные условия для естественных механизмов самоочищения и адаптации микроорганизмов, а также интенсифицируют этот процесс.

Меры по охране недр должны включать:

· комплекс мер по предотвращению выбросов, открытого фонтанирования, грифонообразования, обвалов стенок скважин, поглощения промывочной жидкости и других осложнений;

· обеспечение максимальной герметичности подземного и наземного оборудования;

· выполнение запроектированных противокоррозионных мероприятий;

· для предупреждения биогенной сульфаторедукции, необходима обработка закачиваемой воды реагентами, предотвращающими ее образование;

· введение замкнутой системы водоснабжения с использованием для заводнения сточных вод.

    Наряду с общими положениями по охране окружающей среды, разработка морских нефтегазовых месторождений накладывает свои специфические требования.

    Борьба с загрязнением морей и озер нефтью, нефтепродуктами, а также пластовыми водами, нередко содержащими сероводород и поверхностно-активные вещества, является неотъемлемой частью проблемы охраны окружающей среды.

    Нефть и нефтепродукты, попадая на поверхность воды, покрывают большие пространства тонкой пленкой, которая существенно ухудшает кислородный обмен водной среды с воздушным бассейном. Это ведет к угнетению жизнедеятельности биологических объектов водной среды. При концентрации нефтяных загрязнений выше 800мг/м³  происходит подавление жизнедеятельности фитопланктона, который является основой воспроизводства кислорода в воде. Некоторые рыбы могут приспосабливаться к воде, содержащей нефть. Попавшая в их организм нефть, изменяет состав крови и углеводородный обмен, в результате чего мясо рыб приобретает специфический запах и привкус.

    Поверхностно-активные вещества, используемые при добыче и подготовке нефти, являются еще более опасными загрязнителями - попадая в воду, они вспенивают поверхность, чем уменьшают биохимический обмен в среде. Кроме того ПАВ непосредственно воздействует на растения и рыб, вызывая их гибель.

    Для предупреждения загрязнения водоемов нефтью, попутными водами, а также технологическими жидкостями необходимо обеспечить полную герметизацию нефтегазосбора от скважины до нефтесборного пункта. Необходимо систематически контролировать состояние герметичности колонных головок, фонтанной арматуры, фланцевых и резьбовых соединений обвязки арматуры и трубопроводов и быстро устранять все неполадки. Устье скважины оборудуется поддоном для сбора разливающихся жидкостей, который соединяется с емкостью для сбора сточных вод.

    Для ликвидации нефтяных загрязнений водных объектов применяют следующие методы:

· механические;

· физико – химические;

· химические;

· биохимические.

    Механические методы удаления нефти включают широкий спектр работ и устройств, начиная от вычерпывания нефти вручную до применения машинных комплексов нефтесборщиков. Предварительно осуществляют концентрирование и ограждение находящейся на водной поверхности нефти при помощи боновых заграждений.

    Для сбора пролитой нефти используют специальные суда и плавающие средства, перемещающиеся по загрязненной поверхности и собирающие загрязнения при помощи различных устройств (насосов, гидроциклонов, движущихся лент и пр.).

    К механическим способам следует отнести и фильтрование загрязненных вод через насыпные и намывные песочные фильтры.

    Физико –химические методы заключаются в применении адсорбирующих материалов. В качестве адсорбентов применяют пенополиуретан, угольную пыль, резиновую крошку, древесные опилки, пенопласт и т.п. Для увеличения контакта применяют синтетические полотнища, способные хорошо адсорбировать нефть. Впитавшие нефть полотнища затем пропускают через отжимные валики для отделения нефти. Сорбирующие материалы способны впитывать нефти 10 ¸ 40 кратного количества от собственной массы.

    Химические методы основаны преимущественно на использовании коагулянтов, которые увлекают в осадок пленочную нефть. Этот метод применяется после других методов для б