Газовые огнетушители (ОУ-2,
ОУ-5,ОУ-8) применяются для тушения жидких
и твердых веществ, а также электроустановок,
находящихся под напряжением.
В производственных помещениях
применяются главным образом углекислотные
огнетушители, достоинством которых является
высокая эффективность тушения пожара,
сохранность электронного оборудования,
диэлектрические свойства углекислого
газа, что позволяет использовать эти
огнетушители даже в том случае, когда
не удается обесточить электроустановку
сразу.
Пожары аварийных газовых и
нефтяных фонтанов возникают как при бурении,
так и при эксплуатации скважин.
Наиболее эффективными средствами
тушения фонтанов являются: вода, газоводяные
смеси от АГВТ, газообразные продукты
заряда ВВ, огнетушащие порошки.
Основным критерием подачи
огнетушащего вещества является его удельный
расход, который зависит от вида огнетушащего
вещества, способа подачи, условий смешивания
с горючим. Процесс тушения фонтанов состоит
из 3 этапов.
Первый этап – подготовка к
тушению, что включает в себя охлаждение
оборудования и техники, находящихся в
зоне пожара, а также орошение факела фонтана,
продолжительность этапа 1 ч.
Второй этап – тушение фонтана
с одновременным продолжением операций,
предусмотренных первым этапом. Продолжительность
определяется способом тушения.
Третий этап – охлаждение устья
скважины и орошение фонтана после тушения.
Продолжительность этапа 1 ч.
Основные способы тушения фонтанов
в зависимости от типа фонтана могут быть:
закачка воды в скважину через устьевое
оборудование, тушение струями автомобилей
газоводяного тушения, водяными струями
из лафетных стволов, взрывом заряда ВВ,
огнетушащими порошками, а также комбинированным
способом.
Разряды молнии могут явиться
причиной взрывов пожаров, поражения людей.
По данным статистики около 7 % пожаров
возникает от разрядов молнии. Разрушительное
действие прямого удара молнии очень велико.
Для приема электрического
разряда и отвода токов молнии в землю
служат специальные устройства - молниеотводы.
5 Промышленная
экология
Нефтяное месторождения Кумколь
и Южный Кумколь расположены на территории
Улытауского района Карагандинской области
Республики Казахстан. Территория месторождения
Кумколь приурочена к поверхности обширной
озерной котловины. В орографическом отношении
площадь месторождения представляет собой
степь с абсолютными отметками рельефа
106–160 м над уровнем моря.
Климат района резко континентальный.
На территории района лето жаркое и продолжительное.
Резких различий в температурах в этот
период не наблюдается. Среднемесячная
температура самого жаркого месяцы июля
колеблется от 26,8 до 27,6 0С, а средние из
абсолютных максимальных температур достигают
40–42 0С. Для этого района характерны частые
и сильные ветры северо-восточного и восточного
направления Наибольшую повторяемость
за год имеют ветры северо-восточного
направления. Характер годового распределения
месячных сумм осадков также неоднороден:
летом 4–6 мм, зимой 15–17 мм.
Опасными веществами, загрязняющими
окружающую среду в процессе эксплуатации
месторождения, являются отходы бурения,
буровой шлам, отработанный буровой раствор,
замазученный грунт, строительные отходы,
металлолом. Жидкие отходы бурения должны
подвергаться очистке и использоваться
повторно. Аварийные разливы нефти и продуктов
ее переработки, выбросы нефтепродуктов
в окружающую среду, загазованность при
их сгорании и многое другое, связанное
с использованием человеком нефтяных
углеводородов, становятся все более разрушительными,
пагубными для всего живого.
Попадание нефти и ее компонентов
в окружающую среду, будь то воздух, вода
или почва вызывает изменение их физических,
химических, биологических свойств и характеристик,
нарушает протекание естественных геохимических
процессов. В ходе трансформации углеводороды
нефти способны образовывать токсичные
соединения, обладающие опасными для здоровья
человека свойствами, в том числе и канцерогенными,
которые характеризуются стойкостью к
микробиологическому расщеплению.
Нефть, попадая на земную поверхность,
она изменяет свое энергетическое состояние
в соответствии с химическим составом
и условиями окружающей среды. Это приводит
к деструктивным превращениям вследствие
улетучивания легких фракций, вымывания
водами водорастворимых соединений, химического
и биологического окисления в почве остаточных
компонентов.
Поэтому правильная оценка
вероятных изменений нефти в различных
средах, знание состава нефтяных загрязнений
и классификация их по степени опасности
являются необходимым условием при разработке
комплекса мероприятий, направленных
на улучшение экологического состояния
окружающей среды и ликвидацию последствий
аварийных ситуации.
На месторождениях Кумколь
и Южный Кумколь АО «ПККР» имеет 344 источников
выброса загрязняющих веществ атмосферы
(99 организованных и 245 неорганизованных),
Восточный Кумколь – 23 (7орг. и 16 н/о), Северный
Нуралы – 13 (5 орг. и 8 н/о), которыми выбрасываются
следующие загрязняющие вещества:
- от сжигания попутного газа
на факельных установках – выбросы оксидов
азота, углеводородов, оксида углерода,
сажи;
- от сжигания попутного газа
в печах подогрева нефти, котельных и на
ГТУ диоксида азота, углеводородов, оксида
углерода, диоксида серы;
- от мусоросжигательной печи
имеется также незначительный выброс
хлористого водорода и фторидов;
- остальные источники выбрасывают
в воздушную среду углеводороды.
В целом по составу
и количеству выбросов предприятие
относится к предприятиям ІІ
категории опасности. Коэффициент
опасности на существующее положение
равен 723 643 со снижением до 533 823 к 2012 году.
Снижение валовых выбросов связано с осуществлением
программы утилизации попутного газа,
где предусмотрена не только утилизация
ПНГ на газотурбинной электростанции,
но и закачка газа в пласт, начиная с 2010
года.
Годовые выбросы в размере 7019.52
т/г и 246.85 г/с являются предельно-допустимыми
выбросами для месторождения Кумколь
АО «ПККР» к 2012 году, с учетом выполнения
программы утилизации ПНГ.
Рисунок 5.1 – Доля вклада каждого из загрязняющих
веществ в суммарный выброс
Таблица 5.1.
Выброс загрязняющих веществ
Код |
Наименование
вещества |
ПДК
сс |
Валовой выброс веществ, т/г
|
Приведенный выброс веществ,
уел. т/г
|
2010 |
2011 |
2012 |
2010 |
2011 |
2012 |
301 |
Азота диоксид |
0,04 |
1276,83 |
1088,65 |
1013,25 |
31920,7 |
27216,2 |
25331 |
316 |
Водород диоксид |
0,2 |
0,0076 |
0,0076 |
0,0076 |
0,04 |
0,04 |
0,04 |
328 |
Сажа |
0,05 |
247,65 |
122,20 |
71,93 |
4953,00 |
2444,00 |
1438,6 |
330 |
Сера диоксид |
0,05 |
24,25 |
24,25 |
24,25 |
485,00 |
485,00 |
485,00 |
337 |
Углерод оксид |
3 |
4673,16 |
3418,63 |
2916,01 |
1557,72 |
1139,54 |
972,00 |
342 |
Фториды газообразные |
0,005 |
0,0016 |
0,0016 |
0,0016 |
0,32 |
0,32 |
0,32 |
410 |
Метан |
50 |
441,93 |
410,57 |
398,00 |
8,84 |
8,21 |
7,96 |
2704 |
Бензин нефтяной |
1,5 |
2596,7 |
2596,07 |
2596,07 |
1730,7 |
1730,7 |
1730,7 |
Сумма: |
9259,90 |
7660,38 |
7019,52 |
40656,3 |
33024,7 |
29965 |
Для безаварийного проведения
разработки месторождения в соответствии
с «Едиными правилами разработки нефтяных
и газовых месторождений РК» должны быть
предусмотрены следующие оперативные
решения:
- предусмотреть герметизированную
систему сбора и подготовки газа с технологическим
режимом по нормам проектирования; с целью
уменьшения объема выбросов вредных веществ
в атмосферу при возможных авариях;
- трапы, сепараторы и другие
аппараты, работающие под давлением, должны
эксплуатироваться в соответствии с "Правилами
устройства и безопасной эксплуатации
сосудов, работающих под давлением";
- автоматизация технологических
процессов подготовки нефти и газа, обеспечивающая
стабильность работы всего оборудования
с контролем и аварийной сигнализацией
при нарушении заданного режима, что позволит
обслуживающему персоналу предотвратить
возникновение аварийных ситуаций;
- применение на всех резервуарах
с нефтепродуктами устройств, сокращающих
испарение углеводородов в атмосферу;
- конструкция факельной установки
должна обеспечивать стабильное горение
в широком интервале расходов газов и
паров, предотвращать попадание воздуха
через верхний срез факельного ствола;
- материалы факельного оголовка,
дежурных горелок следует выбирать с учетом
их возможного нагрева от теплового излучения
факела;
- факельная установка должна
быть оснащена устройством регулирования
давления топливного газа, подаваемого
на дежурные горелки;
- высота факельного ствола определяется
расчетом по плотности теплового потока
и с соблюдением условия исключения возможности
загрязнения окружающей территории продуктами сгорания;
- применение прогрессивных технологий
и материалов;
- обучение обслуживающего персонала
реагированию на аварийные ситуации;
- проверка готовности систем
извещения об аварийной ситуации;
- усиление мер контроля работы
основного технологического оборудования,
а также факельной системы;
- временное прекращение плановых
ремонтов, связанных с повышенным выделением
вредных веществ в атмосферу;
- при нарастании неблагоприятных
метеорологических условий - прекращение
работ, которые могут привести к нарушению
техники безопасности (работа на высоте,
работа с электрооборудованием и т. д.);
- проведение мониторинговых
наблюдений за состоянием атмосферного
воздуха.
К числу возможных случаев с
неблагоприятными последствиями на предприятии
нефтегазового комплекса относятся: аварийное
фонтанирование нефтяных скважин, разрыв
трубопроводов, нарушение герметичности
работающих под давлением аппаратов.
Анализ приведенных данных
показывает, что:
- в валовом выбросе загрязняющих
веществ преобладает оксид углерода, однако
по степени воздействия он занимает четвертое
место;
- наиболее опасными выбросами
предприятия являются продукты горения диоксид азота, сажа;
- несмотря на использование
части попутного газа для выработки электроэнергии,
частично для закачки в пласт, значительного
уменьшения сжигания ПНГ на факелах, эти
ЗВ продолжают быть основными загрязнителями;
- доля углеводородов в загрязнении
воздушного бассейна возрастает, но не
в валовом выражении, а за счет некоторого
уменьшения продуктов горения.
В результате хозяйственной
деятельности на месторождении
формируются следующие категории
сточных вод:
- хозяйственно-бытовые стоки;
- производственные стоки.
Для удовлетворения производственных
нужд, а также для поддержания пластового
давления на месторождении Кумколь, путем
закачки воды в пласт используется подземная
вода альбсеноманского горизонта из водозаборных
скважин и очищенные сточные воды, поступающие
с площадки ЦППС и станции биологической
очистки. Водозабор состоит из 14 скважин
(2-13, 15, 16), с глубиной спуска насосов 66-102
м, расположенных в 1 ряд, в том числе 3 наблюдательных
(4, 6 и 16). В работе находятся 8 скважин. Суточный
дебит скважины находится в пределах 748-1542
м3/сут, а среднесуточная производительность
составляет 1088-1243 м3/сут.
Подземные воды могут загрязняться. При
эксплуатации месторождения источниками
загрязнения подземных вод может являться
извлекаемая нефть (утечка сырой нефти
при транспортировке, хранении), места
образования отходов – технологические
резервуары, отстойники; неочищенные или
недостаточно очищенные производственные
и бытовые сточные воды, а также фильтрационные
утечки вредных веществ из емкостей, трубопроводов
и других сооружений.
Основными источниками загрязнения подземных
вод на месторождении будут являться:
системы факельных установок, нефтяные
насосы, сепаратор, наземные емкости для
хранения нефти.
Следует различать два вида
нефтяного загрязнения. К первому относятся
загрязнение, возникшее в результате просачивания
сырой нефти. Загрязнения второго вида
наблюдается при просачивании в водоносные
горизонты минерализованных пластовых
и сточных вод, содержащих нефть.