|
Природный газ - (реферат)p>Перед закачкой промстоки проходят нефтеловушку и флотационную установку, где очищаются от мехпримесей и нефтепродуктов. Наибольший объем промстоков захороняется на Уренгойском НГКМ, где закачка началась в 1979 г. и производится в широком масштабе на всех УКПГ, на заводе по переработке газового конденсата (УПГК), на базе по снабжению нефтепродуктами и ингибиторами (БСНиИ). Всего на месторождении построены 42 нагнетательные скважины.На предприятиях Уренгойского газохимического комплекса имеется по две-три нагнетательные скважины, эксплуатирующиеся поочередно. В среднем объемы захоронения стоков колеблются от 70 до 220 м/сут на разных УКПГ. На всех УКПГ объем закачки составляет 1400-1800 м/сут. В последние годы на всех УПКГ ежегодно захороняется 630-680 тыс. м стоков. На 1 января 1997 г. на всех УКПГ закачано в поглощающий горизонт около 9 млн. м стоков. На УЗПГК расход закачки стоков в последние годы превышает 600 м/сут. К началу 1997 г. здесь захоронено около 1, 8 млн. стоков. Большую часть времени одновременно работают обе скважины. В период остановки одной из них производительность закачки в действующую скважину превышает 600 м/сут. На БСНиИ промстоки в осенне-зимний период накапливаются в металлических резервуаров, а в мае-сентябре закачиваются в две скважины производительностью не более 50 м/сут на скважину. Всего на Уренгойском НГКМ на 1 января 1997 г. захоронено около 11 млн. м стоков. На Вынгапуровском месторождении с 1982 г. промстоки заканчиваются в свк. 301, в интервал 1090-1100 м. Расход закачки 30-40 м/сут; общий объем захоронения на 1 января 1997 г. составил 170 тыс. м. На Ямбургском ГКМ для закачки стоков пробурены по две-три скважины на всех восьми действующих УКПГ и четыре скважины = на промзоне пос. Ямбург. Всего пробурено 25 скважин. Захоронение стоков ведется только на УКПГ - 1В; расход закачки 100-150 м/сут, устьевое давление 1, 2-2, 0 МПа. На других УКПГ и на промзоне стоки сжигаются. Закачка промстоков в поглощающие горизонты непродуктивных отложений в наиболее значительных объемах осуществляется на Астраханском газохимическом комплексе. Здесь в процессе переработки сероводородсодержащего газа образуются промстоки плотностью 1000-1008 кг/м, минерализацией 4, 2-11, 4 г/л, pH5, 5-12, 0 содержанием сероводорода 31-4000 мг/л. На Астраханском ГКМ газонасыщенные карбонатные породы каменноугольного возраста перекрыты соленосными отложениями кунгурского яруса, образующими солянокупольные поднятия и межкупольные мульмиды. Последние заполнены верхнеперскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями, в разрезе которых чередуются пористые песчаные водонасыщенные пласты и водоупорные глинистые толщи. В одной из мульмид находится полигон ПЗС, состоящий из шести нагнетательных скважин глубиной по 1800 м, расположенных на расстоянии 135-180 м друг от друга и имеющих следующую конструкцию: кондуктор диаметром 324 мм до глубины 57-68 м; техническая колонна диаметром 244, 5 мм до глубины 396-401 м; эксплуатационная колонна диаметром 177, 8 мм спущена на глубину 1800 м и перфорирована в интервалах от 1528 до 1577 м напротив коллекторов верхнеюрского, а в одной скважине - верхнеюрского и нижнемелового поглощающих горизонтов. НКТ диаметром 114, 3 мм спущены на глубину 1580 м. закачка стоков производится одновременно в две- три скважины при устьевых давлениях 1-12 МПа. Объемы захороняемых стоков на полигоне составляют 215-410 м/сут или, в среднем, 70 тыс. м/год; общее количество закаченных стоков на 1 января 1997 г. составляет 650 тыс. м. Подводя итоги изложенному, можно сделать вывод, что подземное захоронение промстоков является эффективным средством предотвращения загрязнения земной поверхности, открытых водоемов и неглубоко залегающих подземных вод питьевого качества. Опыт многолетней закачки стоков предприятий газовой промышленности в различных регионах страны показал его высокую технологическую эффективность и положительное влияние на экологическую обстановку в газодобывающих регионах. Роль природных и техногенных эмиссий газов в формировании парникового эффекта. Многие специалисты полагают, что при сохранении пагубных тенденций разрушения природных систем и игнорирования законов устойчивого развития глобальная катастрофа на Земле неизбежна. Одной из наиболее вероятных причин возможного глобального предела развития считается. так называемый парниковый эффект, “тепловая ловушка”, или глобальное потепление климата. Предприятия газовой промышленности является одним из источников эмиссии парниковых газов. Статистические данные по оценке экологических последствий при выработке электроэнергии и выбросам, например, углекислого газа в атмосферу, свидетельствуют, что при использовании природного газа в качестве топлива на тепловых электростанциях выделяется почти в 1, 5 раза меньше СО, чем при использовании в качестве топлива угля и в 2 раза меньше, чем при использовании кокса. Существует теоретическое предположение, что при утечках метана порядка 11-12% на протяжении всего производственного цикла от добычи потребителя, эффект от использования природного газа в качестве экологически чистого топлива пропадает. С этой точки зрения необходимо определить вклад объектов газовой промышленности России в эмиссию парниковых газов на глобальном уровне с учетом сопоставления поступления в атмосферу техногенных газов и при естественной дегазации Земли. Сложилось устойчивое представление, что причиной глобального потепления климата является техногенная эмиссия парниковых газов - СО, CH, NO и хлорфторуглеводородов - фреон-11 CFCL и фреон -12 CFCL. Парниковые газы поглощают тепло, вызывая повышение температуры на Земле подобно одеялу, или точнее, парнику, который позволяет солнечной энергии войти внутрь, но препятствует ее выходу обратно. Парниковый эффект является благоприятным явлением природы, сохраняющим тепло на Земле и делающим ее обитаемой. Парниковые газы поглощают тепло, которое иначе рассеялось бы в космическом пространстве, и вызывают глобальное потепление климата. Однако последствия резкого потепления климата имеют негативный характер. В целях защиты климатической системы от опасного антропогенного воздействия государства-члены ООН подписали в 1992 г. Рамочную Конвенцию ООН об изменении климата, которую Россия ратифицировала в 1994 г. В течении продолжительного времени считалось, что основную роль в парниковом эффекте играет диоксид углерода. В последние 20 лет установлено, что в результате человеческой деятельности объемы выбросов в атмосферу других парниковых газов - метана, оксидов азота и все тех же хлорфторуглеводородов тоже растут экспоненциально, многократно увеличивая парниковый эффект и угрожая озоновому слою. Диоксид углерода, метан, оксиды азота и хлорфторуглеводороды препятствуют отдаче земного тепла в космическое пространство, что приводит к повышению температуры на планете. Концентрация этих газов в атмосфере, кроме хлорфторуглеводородов, которые были синтезированы лишь недавно, растет с конца ХVIII в. Концентрация диоксида углерода в атмосфере увеличилась приблизительно с 290 частей на миллион (ppm) в прошлом столетии до более чем 350 ppm и продолжает экспоненциально возрастать. Второй по вкладу в парниковый эффект газ-метан. Для одиночной молекулы его эффект в 20 раз больше, чем у диоксида углерода, благодаря широкому инфракрасному спектру. По наблюдениям, концентрация метана увеличивается в атмосфере со значительно большим темпом, чем концентрация углекислого газа. Рост концентрации парниковых газов в атмосфере техногенная гипотеза связывает с мировым потреблением энергии, которое продолжает неравномерно, но неуклонно расти, несмотря на войны, экономические спады, нестабильность цен и технический прогресс. Темпы потребления энергии и доля различных ее источников в общем потреблении отражают тенденции развития технологии и роста численности населения. Несмотря на то, что ископаемые виды топлива по-прежнему являются доминирующими среди источников первичной энергии, доля угля была максимальной приблизительно в 1920 г. , когда он обеспечивал производство более 70% всего потребляемого топлива; доля нефти достигла максимума в начале 70-х гг. , составив немногим больше 40%. Предполагается, что природный газ, который загрязняет окружающую среду меньше, чем нефть или уголь, в будущем станет использоваться шире в мировом производстве энергии. В России большая часть электроэнергии вырабатывается на теплоэлектростанциях (порядка 69% с 1990 г. ). Выработка электроэнергии на теплоэлектростанциях с 1994 г. на 62% производится за счет природного газа. Сторонники развития атомной энергетики утверждают, что вредное воздействие в секторах угольной и теплоэнергетики, а также газовой энергетики довольно велико, и воздействие газовой промышленности обусловлено, главным образом, выбрасываемыми в атмосферу углекислого газа и метана. Глобальная эмиссия метана различными экосистемами (по данным Дж. Шеппарда [4]) : При составлении глобальных прогнозов необходимо учитывать, что, помимо техногенного, существуют и природные, значительно более мощные источники парниковых газов - эндогенные флюиды: водород, метан, азот. Геологами показана их решающая роль в планетарном балансе [4]. Главными каналами дегазации Земли, через которые растворенные во внешнем ядре газы выходят на дневную и морскую поверхность, являются рифовые зоны - грандиозные расколы, сливающиеся в единую мировую систему. С этой точки зрения, представляют интерес фактические данные по выбросам загрязняющих веществ в атмосферу газовой промышленностью, в первую очередь, по эмиссии парниковых газов в сравнении с глобальными патоками парниковых газов техногенной и естественной природы. Для изучения эмиссии нужны количественные характеристики газовых потоков. Однако в литературе они весьма малочисленны и противоречивы. Об этом свидетельствует два источника, характеризующие глобальный уровень проработки рассматриваемой проблем [4, 5]. Общее содержание метана в атмосфере Земли около 5000 млн. т. Пребывание молекулы метана в атмосфере оцениваются продолжительностью от одного года до пяти лет, следовательно, ежегодное поступление метана в атмосферу составляет от 1000 до 5000 млн. т. Ежегодный поток биогенного метана составляет по различным оценкам от 375 до 980 млн. т/год. Величина потока эндогенного метана оценивается в 4500 млн. т/год. Сравнительная оценка техногенной эмиссии парниковых газов (млн. т) : Газ Оценка межведомственной комиссии по проблемам изменения климата за 1990 г. Данные Экологических отчетов РАО “Газпром” за 1992-1996 гг. Эндогенная эмиссия [4] Валовые выбросы вредных веществ с 1994 г. возрастают. Рост обусловлен, в основном, выбросами метана и объясняется не увеличением фактической массы выбросов, а более жесткой инспекцией. По этой же причине несколько возрастают в последние три года выбросы оксидов углерода. Сокращение выбросов оксидов азота связано с реконструкцией и модернизацией ГПА компрессорных станций. Инвентаризация антропогенных эмиссий парниковых газов Межведомственной комиссией РФ по проблемам изменения климата рассчитана исходя из объемов добычи, транспортировки и переработки газа и газового конденсата, а также коэффициентов удельной эмиссии, рекомендованных к использованию Межправительственной группой экспертов по изменениям климата (МГЭИК). Согласно приведенным данным, эмиссия метана объектами газовой промышленности, рассчитанная по методике МГЭИК, в 1990 г. составляла 16 млн. т и на порядок превышала фактическую массу выбросов метана в атмосферу, определенную по данным государственной статической отчетности в последующие годы. Следует отметить, что добыча газа за рассматриваемый период оставалась примерно на одном и том же уровне. Кроме того, существует так называемый балансовый метод определения эмиссий метана газовой промышленностью, основанный на учете разности меду объемом добычи газа и объемом потребления природного газа на конце магистрального газопровода. Согласно расчетам А, Г, Бордюгова [6], потери из года в год колеблются от 1, 03 до 1, 54% и в среднем составляют 1, 3% от добычи природного газа. При объеме добычи природного газа за последние три года приблизительно по 570 млрд. м3/год эмиссия метана составляет около 5, 3 млн. т/год. Таким образом, эмиссия метана объектами газовой промышленности РФ в различных источниках оценивается от 1, 5 до 1, 6 млн. т/год. Доля газовой промышленности в глобальной эмиссии метана составляет от 0, 03 до 0, 32%. В связи с приведенными данными по эмиссии основных парниковых газов в атмосферу представляется несостоятельной появившаяся в печати точка зрения о вредном воздействии газовой промышленности на окружающую природную среду. Никто не знает, как многочисленные возможные реакции на отрицательные и положительные обратные связи, вызывающие повышение концентрации парниковых газов, будут взаимодействовать между собой и какой тип обратной связи станет доминирующим. Ученым лишь известно, что на земле и ранее наблюдался рост температуры. Выбросы парниковых газов в результате деятельности человека не достигают в настоящее время и 10% эндогенной эмиссии вследствие дегазации Земли. Попытки объяснить техногенной гипотезой глобальное потепление климата на весьма коротком временном отрезке в сравнении с геологической историей Земли не должны обходить вниманием способность продувки атмосферы Земли газами, выделяющимися из активных участков современных рифтовых систем, и связанные с этим процессы повышения концентрации парниковых газов в атмосфере, разрушения озонового слоя и развития тем самым экологического кризиса. Таким образом, многочисленные эмпирические данные свидетельствуют о необходимости переоценки места газовых эмиссий промышленностью, в том числе газовой, при подготовке глобальных прогнозов парникового эффекта и разработке моделей мирового развития. Анализ фактической ситуации по глобальной эмиссии парниковых газов, связанной с техногенным поступлением и от естественной дегазации Земли показывает, что вклад выбросов метана и окиси углерода объектами РАО “Газпром” в этом глобальном процессе является весьма малой величиной. Природный газ, по сравнению с другими ископаемыми топливами, имеет очевидные экологические преимущества. Мировая общественность ведет активный поиск вариантов развития экономики в условиях глобального изменения природной Среды и климата под воздействием возрастающих эмиссий в атмосферу планеты парниковых газов. К “парниковым” относится большая группа газообразных веществ, включая оксиды углерода, метан, оксиды азота и др. , которые различаются потенциалом своего глобального воздействия не только из-за химической природы, но и времени их жизненного цикла в атмосфере. Среди антропогенных источников эмиссии этих газов основное место занимают объекты энергетики, которые в настоящее время примерно на 88% функционируют на базе использования ископаемых видов топлива - угля, нефти и газа. Именно углеродный сектор энергетики является главным источником антропогенных эмиссий, прежде всего, диоксида углерода и метана. Ученные Межправительственной группы по климатическим изменениям пришли к выводу о том, что стабилизация содержания в атмосфере диоксида углерода на современном уровне требует сокращения ее эмиссии почти на 60%. Таким образом, стратегия развития углеродного сектора энергетики, определяемая с позиций экономики рационального природопользования, может обеспечить решение триединой проблемы: устойчивое развитие- энергогазосбережение- экология. В связи с проблемой глобального потепления климата возникла необходимость учета выбросов (эмиссии) метана и диоксида углерода, которые из-за нетоксичности до настоящего времени статистикой не учитывались. Показатель фактической эмиссии метана становится дополнительной составляющей в оценках его негативного воздействия на окружающую среду, по расчетам зарубежных исследователей, при определенных значениях лишает природный газ его экологической привлекательностью перед другими видами топлива. Однако анализ результатов сравнительной оценки ископаемых энергоносителей показывает, что понятие “текущие потери”, используемое при этом, может быть учтено только в качестве “метановых эмиссий”, т. е. той части объема транспортируемого газа, которая по различным причинам мигрирует в атмосферу и составляет только часть транспортных потерь газа. Это очень важное замечание, поскольку не все транспортные потери газа, определяемые балансовой разницей между объемом поступившего в газопровод и объемом проданного потребителю, т. е. товарного газа, попадают в атмосферу без сжигания. Учитывая новизну рассматриваемого подхода к оценке структуры материального баланса по всем технологическим этапам производства и использования извлекаемых из недр ресурсов природного газа, его содержательная модель представлена графом. Из представляемой таким образом эколого-экономической модели основных материальных потоков газа в газовой промышленности следует, что ее суммарные потери и метановой эмиссии не могут отождествляться. Например, анализ статистических данных по валовой и товарной добыче природного газа в мире показывает, что среднемировой уровень потерь газа при добыче за 1970-1996 гг. снижался с 24 до 15% от его валовой добычи (в основном за счет обратной закачки газа в продуктивные пласты, практикуемой в странах ОПЕК). Газотранспортные предприятия РАО “Газпром”, согласно принятой практики, а также из-за отсутствия инструментальных средств мониторинга, в статье статистической отчетности “потери” отражают, как правило, нормативную величину, а часть метановой эмиссии (технологические продувки и т. п. ), следовательно, попадает в статью расхода газа на “собственные нужды”. Таким образом, транспортные потери РАО “Газпром” составляют около 10% от товарной добычи, а эмиссионный фактор метана остается пока неопределенным, равно как и для газораспределительных сетей (ГРС), а также непосредственно у потребителей этой продукции. Для выявления и количественной оценки потенциальных источников метановых эмиссий на российских объектах газовой промышленности в настоящее время реализуется международный “Проект снижения выбросов газов при производстве и потреблении метана в России”. Проект, общая стоимость которого составляет 3, 7 млн. долл. , предусматривает определение суммарных объемов эмиссий по всей технологической цепи следования газа - от скважины до потребителя. Часть стоимости проекта (0, 5 млн. долл. ) компенсируется за счет аналогичных работ, проводимых РАО “Газпром”. С 1991 по 1996 г. американскими исследователями были выполнены по контракту с Федеральным агентством защиты окружающей Среды аналогичные исследования на объектах газовой промышленности США. Согласно полученным данным, суммарная годовая эмиссия метана по газовой индустрии США (в качестве базового года выбран 1992 г. ) составляет 1, 4±0, 5 % от валовой добычи газа в стане. или более 8, 8 млрд. м3 в год. Качественные различия и специфика инфраструктур газовой промышленности США и России не позволяют даже в порядке предварительных оценок механически переносить удельные показатели этих данных на российские объекты газовой промышленности. В то же время представляется целесообразным сопоставить статистически выверенные оценки американских исследователей с доступными экспертными оценками по соответствующим технологическим сегментам газовой промышленности. Распределение суммарной эмиссии метана по основным технологическим сегментам в газовой промышленности США и предварительные оценки (экспертные) по газовой промышленности России. Анализ имеющихся данных позволяет сделать следующие выводы. 1. Полная оценка воздействия от использования природного газа включает показатели эмиссии парниковых газов, прежде всего углекислого газа - основного продукта сжигания газа и непосредственно метана. 2. Для повышения достоверности и сопоставимости выполняемых замеров по утечкам и эмиссии метана на объектах газовой промышленности в качестве первоочередной задачи выявляется разработка соответствующих методических указаний, однозначно регламентирующих необходимые исследования. 3. Оценка суммарной метановой эмиссии на объектах газовой промышленности и внедрения мероприятий по снижению потерь газа требует организации системных исследований, обеспечения предприятий РАО “Газпром” отсутствующими средствами поиска и измерения утечек метана. Уровни канцерогенного бенз(а)пирена в районах размещения предприятий отрасли. Одним из важных показателей экологической ситуации является уровень загрязнения объектов окружающей Среды соединениями группы полициклических ароматических углеводородов (ПАУ), в частности бенз(а)пиреном (БП), вследствие его высокой канцерогенной и генотоксичной активности. Несмотря на включение БП в перечень веществ, подлежащих контролю в рамках системы мониторинга окружающей среды и установление санитарных нормативов, данные о загрязнении этим соединением природных сред на предприятиях отрасли немногочисленны. Основная цель работы состояла в комплексном исследовании уровней канцерогенного БП в природных средах в районах расположения предприятий отрасли. Для этого проводилось; исследования загрязнения объектов окружающей Среды (атмосферный воздух, вода, почва, растительность, снеговой покров); сравнительный анализ БП в окружающей среде по предприятиям отрасли. Объектами исследования являлись предприятия, относящиеся к разным подотраслям газовой промышленности - бурению, переработке и подземному хранению газа и располагались в различных природно-климатических зонах (п-ов Ямал, Оренбургская и Московская обл. ) Источниками образования ПАУ (БП) на рассматриваемых объектах являются факельные установки, котельные, печи дожига, газоперекачивающие агрегаты и другое оборудование. Кроме собственных источников отрасли дополнительную эмиссию БП могли создавать автотранспортные и промышленные предприятия, находящиеся в непосредственной близости от изучаемого объекта. Выбор участков для отбора проб был основан на использовании возможности подфакельных наблюдений, учитывающих воздействие всей суммы факторов, влияющих на формирование уровня БП. Количественное определение БП проводили по квазилинейчатым спектрам люминесценции ПАУ. Используемые методики позволяют определять БП на уровне предельно допустимых концентраций (ПДК) и ниже. Результаты определения содержания БП в окружающей среде Бованенковского газоконденсатного месторождения, рассматриваемого как фоновый объект: в пробах атмосферного воздуха наблюдается колебание концентраций в обозначенных точках отбора; повышенные уровни БП могли быть связаны с рассеиванием выхлопных газов вертолетов; пробы почвы и растительности обследованных участков свидетельствуют об отсутствии значительного загрязнения данных объектов окружающей среды (не превышают ПДК); в пробах воды поверхностных водоемов (р. се-Яха, озера для забора питьевой воды, вода, заполнившая кратер загашенного факела) уровни БП колебались от 1, 4 до 28 нг/л; из них примерно в 50% проб концентрация БП превышала ПДК. В общем количестве проб средние концентрации БП в приземном слое атмосферного воздуха всех пунктов отбора превышали допустимые нормативы в 3-16 раз, однако в летний период наблюдалось некоторое снижение уровней БП по условным зонам. Результаты атмосферных измерений позволят в определенной степени ранжировать зоны по уровням загрязненности БП: наиболее высокий в промзоне (сфере преимущественного влияния предприятия) с тенденцией к снижению концентраций к санитарно-защитной и жилой зонам по среднегодовым значениям БП: 8, 3; 7, 5 и 5, 2 нг/м соответственно. Результаты обследования уровня БП в почве, показали, что средние значения концентраций не превышают установленных ПДК. Средние уровни БП в растительности обследованной территории ОГПЗ составляли величину близкую, но не выходящую за пределы фонового значения БП для зеленой массы растений (10мкг/кг). По результатам исследований водных образцов из поверхностных водоемов получено большее или меньшее превышения ПДК (от 1, 4 до 20 раз). Вода этих водоемов в пределах обследованных территорий в питьевых целях не используются, однако с помощью водного фактора происходит распространение канцерогена, влияющее на его уровень в общем бассейне. Содержание БП в пробах снегового покрова составляет наибольшую величину в промзоне с последующим уменьшением к санитарно- защитной и жилой зонам. На предприятии по подземному хранению газа-МСПХГ- уровни БП в окружающей среде исследовались в сравнительном аспекте: в период закачки газа и нейтральный период. Сравнительный анализ содержания БП в пробах атмосферного воздуха промзоны дает представление об одинаково невысоком уровне в оба периода обследования: 4, 8 1, 0 нг/м - в период закачки газа, 3, 8 1, 0 нг/м - в нейтральный период. в контрольном пункте, на расстоянии 2 км от МСПХГ концентрация БП не превышала ПДК. Наиболее высокие уровни БП в почве обнаруживались на промплощадке (значения БП составили от 1 до 8, 5 ПДК). Источником этого загрязнения могут быть нефтепродукты, смазочные масла и транспорт. Однако из всех исследованных образцов почвы в 70% показания были в пределах ПДК; в образцах почвы МСПХГнаблюдалась тенденция к снижению БП в летнем сезоне. Результаты определения БП в почве в большинстве случаев показали последовательное снижение концентраций канцерогена по мере удаления от изучаемого источника. В пробах растительности превышение фонового уровня БП обнаружено только в одной пробе. Концентрации составили 5, 7; 7, 8; 6, 0 и5, 0 мкг/кг при соответствующем расстоянии от источника 50, 10, 200 300м. Содержание БП в водных пробах МСПХГ (ручей, протекающий по территории хранилища) во все периоды обследования превышало ПДК для воды пресноводных водоемов в 3-4 раза. Однако сложно ответить, является ли это следствием влияния объекта или сформировано диффузионным загрязнением другими, находящихся рядом источниками. Сложность оценки влияния предприятий Газпрома на природные Среды определяется прежде всего им, что ряд из них располагается в промышленно развитых районах. Из полученных данных следует, что заметное негативное влияние обследуемых предприятий на природные Среды отсутствует, однако необходим постоянный контроль за состоянием геосфер по загрязнению ПАУ (БП) в районах крупных газохимических комплексов. Некоторые сведения о эколого-технической безопасности эксплуатации машин и оборудования в нефтегазовой промышленности. Мобильная лаборатория поиска утечек метана на нефтегазовых объектах. Возрастающая роль природного газа в энергетике и экономике многих стран еще более обостряет всегда приоритетную для РАО “Газпром” проблему энергоснабжения и снижения потерь газа. Переход предприятий к политике более интенсивного снижения потерь и расхода природного газа был положен утвержденной “Программой работ по снижению потерь и расходов природного газа при его добыче, транспортировке и хранении на 1996-2000 годы и на период до 2005 года”, целевой установкой которой является 30%-е снижение суммарных потерь газа. Внутренний подъем потребления газа предприятиями Общества за 1990-1997 гг. составил около 8% от объема его добычи. Этот показатель включает данные по расходам газа в качестве топлива для газоперекачивающих установок, для отопления, восстановления сорбентов в установках осушки газа и нагрева газа на ПХГ и ГРС. Основными факторами относительно высокого уровня расходов природного газа на собственные нужды предприятиями газовой промышленности в России остаются: -большая протяженность и энерговооруженность газотранспортной системы; -относительно высокая доля газовых турбин (82%) в общей удельной мощности установок по перекачке газа; -относительно низкая средняя эффективность турбинных установок по перекачке газа (26, 4%). Одновременно потери природного газа ежегодно составляют 1, 2-1, 5% от общей добычи его. В этот показатель включены балансовые данные о потерях транспортируемого газа, которые обусловлены прежде всего утечками из-за низкой герметизации газопроводов, выбросами при включении и остановках газовых насосных турбин, при аварийных и планомерных ремонтах, а также техническом обслуживании линейной части и на компрессной станциях. Таким образом, Газпром опережает все зарубежные газотранспортные компании как по абсолютным, так и по удельным энергозатратам и потерям газа. Расчетные данные и экспертные оценки суммарной эмиссии метана от российских нефтегазовых объектов различных авторов весьма противоречивы и нередко имеют конъюнктурный характер [1, 2]. В тоже время работа нефтегазовых предприятий в рыночных условиях с учетом актуальных экологических требований предъявляет новые, более жесткие требования к оперативности обнаружения источников утечек природного газа (метана) и достоверности оценки их уровня для современного принятия действенных мер по их устранению. Этим требованиям в полной мере отвечают прямые инструментальные методы обнаружения утечек и количественного определения потерь метана, возникающих при эксплуатации объектов нефтегазовых предприятий. Однако имеющиеся в настоящее время на предприятиях газоанализаторы предназначены, как правило, для обеспечения газовой безопасности и не могут отвечать в должной мере требованиям системного технического надзора за герметичностью трубопроводов и технологического оборудования. Оснащение подразделений технического обслуживания нефтегазовых предприятий современным контрольно измерительным оборудованием позволяет организовать системный учет и количественный контроль эффективности мероприятий по снижению потерь природного газа. Алгоритм методики поиска и устранения утечек с учетом зарубежного опыта организации подобных работ успешно опробирован на газотранспортных объектах РАО “Газпром” и может служить основой для разработки соответствующей инструкции для другого документа, регламентирующего унифицированную процедуру выполнения предприятиями системного контроля и осуществление мероприятий по снижению потерь газа. В этой связи весьма актуальными остаются вопросы о выборе комплекса технических средств измерения, номенклатура которых в значительной степени зависит от типа утечки, источника, ее интенсивности и методики обработки полученных данных. Результаты анализа мирового рынка измерительных средств и имеющегося опыта проведения этих работ позволяют рекомендовать наиболее эффективные методы и минимально необходимый состав средств поиска и измерение эмиссий метана из различного типа источников в нефтегазовом секторе. Примерный состав необходимых средств поиска и измерения утечек метана из различных источников. 1. Дистанционные - лазерный локатор утечек, оборудование, используемое при методах акустической или тепловой эмиссии 2. Объезды ПУМ-пламенно-ионизационные газоанализаторы с отбором пробы при движении лаборатории Скрининг предполагаемого места утечки-газоанализаторы термокаталитического типа с высокой чувствительностью в сочетании со специализирован-ным пробоотборным устройством Метод контрольных скважин-оборудование для бурения скважин глубиной до 0, 7 м, пробоотборные зонды, насос для откачки пробы с возможностью регулирования ее объемного расхода от 0 до 25 м3/ч, газоанализаторы с высоким разрешением Фугитивные выбросы (утечки) из арматуры и других наземных источников Те же Скрининг негерметичного объекта-газоанализаторы термокаталитического типа с высокой чувствительностью или мыльный раствор Метод ПОУ2-газоанализаторы с высоким разрешением в сочетании с пробоотборником метода ПОУ Технологические выбросы Расчетными методами по техническим параметрам; в некоторых случаях возможно использование метода ПОУ Измерение объемной концентрации углеводородов в выхлопных газах-газоанализаторы метана, работающие с высокотемператур-ными пробами Для решения поставленных задач наземного мониторинга и экологических аудитов было предложено использовать комплекс разнообразных, адекватно отвечающих конкретным условиям исследования измерительных и других технических средств, располагаемых в металлическом кузове автомобиля повышенной проходимости, специально оборудованным для выполнения необходимых изменений в полевых условиях. Техническая комплектация мобильной лаборатории поиска утечек метана (ПУМ) в настоящее время разработана на стадии технических требований. В рамках программы Международного проекта по гранту Глобального экологического фонда запланировано использование первых опытных образцов лаборатории ПУМ для исследований на объектах РАО “Газпром”. Мобильная лаборатория ПУМ оснащается средствами сбора, хранения и первичной обработки получаемых данных инструментальных измерений, а также средствами дистанционной передачи информации. В составе измерительного комплекса выделяются прежде всего анализаторы метана двух типов, предназначенные для использования их при решении различных задач. В случае необходимости получения прецизионных данных о концентрациях метана в атмосферном воздухе, например при выявлении аномальных зон, свидетельствующих о существовании реального источника утечки природного газа, необходимо будет использовать высокочувствительные анализаторы метана. В наибольшей степени таким требованиям удовлетворяют газоанализаторы с интегрированным племенно-оинизационного типа детекторами, обеспечивающими чувствительность, равную 0, 1 ppm. Наиболее перспективны анализаторы такого типа, способные проводить измерения в двух диапазонах: от 0 до 100 ppm с разрешением 0, 1 ppm и от 0 до 20 000 ppm с разрешением 1, 0 ppm. Минимальный порог обнаружения присутствия метана в атмосферном воздухе указанными анализаторами- на уровне 0, 5ppm. Непременным требованием к измерительным средствам из состава лаборатории ПУМ остается продолжительный период их работы в автономном режиме - не менее 12 ч. Для определения более высокой концентрации метана, например в пределах промплощадки или в непосредственной близости от источников утечки природного газа, в наибольшей степени применимы анализаторы с детекторами термокаталитичекого типа, обеспечивающих широкий диапазон измерения (объемная доля по метану- от 0 до 100%), а также удовлетворительную погрешность - в пределах 3%. Низкая селективность этого типа анализаторов в данном случае не отражается на достоверности получаемых величин, поскольку в указанных местах контроля воздуха концентрация метана заметно превышает содержание других углеводородных газов. Особое место в составе измерительного комплекса мобильной лаборатории ПУМ занимает система устройств и приборов для прямого и количественного определения скорости (объемного расхода) газовых выбросов, включая Фугитивные утечки из обнаруженных поисковыми методами источников. Именно с помощью устройств типа ПОУ, ротаметров и цифрового термоанемометра исследователи получают достаточно достоверные данные, позволяющие вычислять эмиссионный фактор для того или иного негерметичного элемента оборудования, которые, в свою очередь, необходимы в оценке суммарных потерь, эмиссий метана от объекта или предприятия в целом. Наконец, для измерений высокотемпературных выбросов метана, в частности с продуктами неполного сгорания газа при использовании его в качестве топлива, в состав измерительного комплекса включены переносные многокомпонентные газоанализаторы с соответствующими пробоотборниками и зондами. Включаемые в состав мобильной лаборатории ПУМ приборы должны быть пригодны для работы по взрывоопасной зоне, иметь независимость показаний от климатических условий (температура, давление, влажность, ветер и др. ) и электромагнитного воздействия. Приборы должны быть ремонтнопригодными изделиями, с длительным сроком их службы (до пяти лет) и обеспечены для калибровки приборов поверочными газовыми смесями, а также расходными и запасными частями в необходимом объеме на срок не менее двух лет. Практическое использование мобильных лаборатория ПУМ потребует оформление лицензии, а также обязательной сертификации оборудования на соответствие требованиям ГОСТа на методы и средства измерения (допускается использование аналогичных требований ISO, DIN, ASTM). Лаборатории ПУМ должны быть зарегистрированы в государственном реестре средств измерения и допущены к применению на территории России органами стандартизации РФ. Технические средства обеспечения экологической и технической безопасности МНГС. Универсальным критерием безопасности является ресурс работы конструкции объекта. Инструментом получения оперативной информации, автоматизированной ее обработки и выдачи прогнозов о возможных аварийных ситуациях служит автоматизированная система контроля технического состояния элементов конструкции и внешних воздействий (АСК). Анализ отечественной и зарубежной информации по проектированию и эксплуатации МНГС диктует необходимость использования как минимум трех критериев при обосновании создании АСК [6-8]. 1. Обеспечение безопасности МНГС за счет: прогнозирования технического состояния и остаточного ресурса. 2. Предупреждение экологических катастроф. исследования последствий реального воздействия комплекса факторов окружающей среды; исследования природно-климатических условий региона добычи. Экономический эффект от применения разрабатываемой системы достигается за счет: экономии материальных затрат на ликвидацию последствий аварий; экономии материальных затрат на ликвидацию последствий экологических катастроф; увеличение добычи нефти; увеличение времени безаварийной работы элементов конструкции платформ за счет своевременного проведения ремонтно-профилактических работ; снижения материальных затрат и сроков создания последующих МНГС за счет разработки нормативной базы для их проектирования. Современный уровень диагностической и измерительной техники не позволяет полностью (на 100%) автоматизировать измерения необходимых для прогнозирования безопасности параметров. Это обстоятельство определяет состав системы контроля: автоматизированная часть; неавтоматизированная (мануальная) часть. В автоматическом режиме контролируются практически все природно-климатические факторы, воздействующие на МНГС, а также напряженно-деформированное состояние конструкции сооружения (постоянный контроль). В ручном режиме периодически по регламенту контролируются все прочностные характеристики конструкций с последующим вводом результатов диагностики и контроля в базу данных АСК, с использованием при автоматизированном прогнозировании безопасности и остаточного ресурса. Подсистема периодического контроля характеризуется как комплекс технико-технологических мероприятий по определению технического состояния элементов конструкции и реализуется в виде периодического контроля параметров, контролируемых вручную средствами дефектоскопии (с привлечением водолазных средств). Периодичность контроля определяется регламентом, включающим комплекс диагностических и планово-профилактических мероприятий, позволяющих снизить до минимума вероятность возникновения отказов в процессе эксплуатации. АСК должна обеспечить контроль состояния конструкции платформы и предупреждение о возможных аварийных ситуациях. Достижение этой цели может быть гарантированно при выполнении основных функций с точки зрения классического подхода [3, 4]: получение информации с помощью системы датчиков, определяющих все параметры, влияющие на безопасность платформы (автоматически ввод); получение информации обслуживающим персоналом по параметрам, не имеющим датчиков для автоматического ввода АСК; передача информации по линиям связи от датчиков до приемников; прием информации и ее обработка в соответствии с принятыми алгоритмами (в том числе, выработка прогнозов возможных аварий); предоставление результатов обработки информации оператору по инициативе оператора или в соответствии с установленным регламентом; Проведенные исследования позволяют сделать следующие выводы. 1. Огромные затраты на ликвидацию прямых последствий аварий МНГС (в их числе экологический ущерб окружающей среде), а также большие косвенные материальные потери диктуют необходимость оснащения МНГС автоматизированной системой контроля, предупреждающей об авариях. 2. Затраты на АСК многократно окупаются при предотвращении хотя бы одной аварии. Помимо этого, АСК окупается в течении 2, 5 лет за счет увеличения добычи нефти путем рационального проведения планово-предупредительных работ на основе результатов измерений АСК, позволяющих увеличить время работы технологического оборудования (время добычи нефти). 3. Информацию, получаемую АСК в процессе эксплуатации ЛСП, можно также рассматривать как результат полномасштабных натурных экспериментов, позволяющих сберечь средства на указанные эксперименты и существенно снизить стоимость создания МНГС путем уточнения (на основе указанной информации) нормативной базы при их проектировании. 4. В связи с изложенным можно определить следующие направления исследований при создании АСК для МНГС: определение оптимального количества контролируемых параметров окружающей Среды; разработка конструкций первичных датчиков измерения; Результаты исследования этих задач позволят обеспечить надежный контроль за безопасной эксплуатацией морских нефтегазопромысловых сооружений, исключить возможные экологические катастрофы и уточнить отдельные положения действующих нормативных документов по проектированию морских нефтегазопромысловых ледостойких сооружений. Безопасность эксплуатации морских нефтегазовых сооружений в условиях Арктики. Многие машины и конструкции следует рассматривать как источники повышенной опасности для людей и окружающей среды, что является неизбежным побочным результатом научно-технического прогресса. Неуклонное увеличение скоростей на транспорте, повышение энерговооруженности в промышленности, создание уникальных по размерам и мощности комплексов для производства электрической энергии, добычи и транспортировки нефти и газа по-новому ставят проблему обеспечения безопасности. Проблема особенно остро стоит для объектов, эксплуатация которых запланирована вплоть до достижения ими предельных состояний. Если интенсивность отказов сведена до минимума, а система их раннего обнаружения и предупреждения в совокупности с системой технического обслуживания делает единичные отказы малозначимыми событиями, то на первый план выходит проблема обеспечения безопасности эксплуатации технического объекта. Требования безопасности состоят в том, что отказы, связанные с угрозой здоровью и жизни людей, опасностью для окружающей Среды, а также с серьезными экономическим и моральным ущербом, были либо исключены, либо обладали в течение всего установленного срока службы весьма малой вероятностью появления. Аварии могут быть вызваны различными причинами, однако все они лежат за пределами расчетного уровня нагрузок, нормативных условий технического обслуживания и т. д. Аварии могут быть связаны как с исключительными воздействиями (ударные нагрузки, ураганы, пожары), так и с неблагоприятным сочетанием обычных нагрузок с весьма малой вероятностью появления. Исходной причиной аварий могут служить крупные ошибки, допущенные при проектировании, расчете, изготовлении, монтаже, эксплуатации и техническом обслуживании, а также сочетания этих ошибок с неблагоприятными внешними условиями, не зависящими от технического персонала. Освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа можно отнести к наиболее опасным областям человеческой деятельности. По усредненным данным, приведенным в [1], число несчастных случаев со смертельным исходом, приходящиеся на 1000 человеко-лет, в разных Аварии морских нефтегазодобывающих гидротехнических сооружений (МНГС) при морской нефтегазодобыча сопровождаются как правило, экологическими бедствиями и катастрофами, характеризующимися различными воздействиями на гидросферу, почву (грунт), растительность, животный мир, воздушную среду. Кроме того, нельзя не учитывать воздействие аварий МНГС и в социальной сфере. Общий принцип проектирования технических объектов повышенной опасности состоит в том, чтобы исключить возникновение ситуаций, представляющих опасность для людей и окружающей Среды, либо уменьшить риск наступления таких ситуаций до значений, сопоставимых с приемлемыми значениями индивидуального естественного риска. Расчеты на безопасность по отношению к аварийным ситуациям следует проводить с учетом нагрузок при нормальной эксплуатации объекта, а также с учетом повреждений, которые накапливаются в объекте по мере приближения его к предельному состоянию. Особую роль в обеспечении безопасности МНГС играет живучесть конструкции. С точки зрения безопасности конструктивную схему следует выбирать так, чтобы ее основная (несущая) конструкция и наиболее ответственные элементы сохраняли целостность во время и непосредственно после аварии. Конструкция должна выдерживать эксплуатационные нагрузки при наличии повреждений или разрушений части элементов, т. е. должна обладать достаточной живучестью. Нарушение этого требования делает конструкцию уязвимой и может стать источником возникновения аварийной ситуации. Важная роль в обеспечении безопасности МНГС принадлежит системе прогнозирования индивидуального остаточного ресурса, которая позволяет непрерывно следить за техническим состоянием каждого конкретного элемента конструкции, действующим на него нагрузкам и выдавать рекомендации о дальнейшей эксплуатации объекта. Причины, по которым могут произойти аварии МНГС, можно условно разделить на следующие группы [2-4]: повреждения при транспортировке блоков и строительстве МНГС; повреждения от навала судна на МНГС; Сочетание указанных причин (в настоящий момент не исследовано). Возможны следующие виды аварий МНГС[5]: При авариях повреждаются трубопроводы и устья скважин, обусловливая разливы нефти (или выброс газа), что определяет степень экологического бедствия. Действие на МНГС каждой из указанной причин аварий по отдельности и в совокупности учитывается при расчете универсального критерия безопасности ресурса конструкции МНГС, что позволяет до минимума снизить возможность возникновения аварии. Чем детальнее и полнее учтены все факторы при расчете ресурса, тем ниже вероятность возникновения аварий. На стадии проектирования, когда объект еще не создан, его расчет, в том числе оценку ресурса, производят на основании нормативных документов, которые, в свою очередь, основаны (явно или неявно) на статистических данных о материалах, воздействиях и условиях эксплуатации аналогичных объектов. Таким образом, прогнозирования ресурса на стадии проектирования должно быть основано на вероятностных моделях. Назначенный ресурс задают определенным числом, соответствующим некоторой вероятности, с которой он должен быть реализован в проектируемом объекте. Обычно используют понятиегамма - процентного ресурса- значение ресурса, обеспеченное с заданной вероятностью Y. Часто употребляют также понятие среднего ресурса и среднего срока службы. На стадии проектирования эти понятия означают математические ожидания соответственно ресурса и срока службы [1, 2, 5]. Применительно к эксплуатируемым объектам понятие ресурса также можно толковать по-разному. Основным понятием здесь являетсяиндивидуальный остаточный ресурс- продолжительность эксплуатации от данного момента времени до достижения предельного состояния. В условиях эксплуатации межремонтные периоды назначают индивидуально, исходя из технического состояния. Анологично вводят индивидуальные сроки для других профилактических мероприятий. Ресурс в значительной степени зависит от нагрузок, действующих на элементы машины или конструкции. Правильный выбор материалов и корректный расчет основные источники повышения ресурса без значительного удорожания конструкции. Поскольку прогнозирование ресурса включает установление зависимости его от всех внешних и внутренних факторов, разработку методов прогнозирования следует рассматривать как одну из неотделимых частей общей проблемы ресурса. Особое место занимает прогнозирование ресурса на стадии эксплуатации. В отличии от стадии проектирования, когда прогнозу подлежит ресурс генеральной совокупности еще не созданных технических объектов, прогнозирование на стадии эксплуатации выполняют для конкретных существующих объектов. При этом оценке подлежат остаточный ресурс и остаточный срок службы. Прогнозирование индивидуального ресурса включает целый комплекс задач: оценку текущего технического состояния на ближайшее будущее и выдачу на основе этого прогноза рекомендаций об оптимальном остаточном сроке эксплуатации. Если доступной информации не достаточно для вынесения решений о прекращении эксплуатации, то необходимо назначить обоснованный срок очередного диагностирования объекта. Вместе с тем в задачу прогнозирования входит оценка вероятности наступления различных отказов с целью их предупреждения. Еще одна задача индивидуального прогнозирования - оценка риска по отношению к опасным аварийным ситуациям, установление предельно допустимых остаточных сроков эксплуатации при наличии возрастающего риска и выдача рекомендаций о мерах повышения безопасности. Задача прогнозирования ресурса, кроме собственно оценки ожидаемых распределений фактического ресурса и изучения факторов, влияющих на эти распределения, включает в себя также традиционный расчет на эксплуатационную надежность [1]. Поэтому проверка объекта в целом и его отдельных блоков на безотказность также входит в задачу прогнозирования ресурса. Особое место занимает расчет на безопасность по отношению к редко встречающимся интенсивным воздействиям или их сочетаниям. В процессе выработки ресурса общее сопротивление объекта интенсивным воздействиям снижается (из-за изнашивания, коррозии, роста устойчивых трещин и т. д. ). Таким образом, расчет на безопасность и прогнозирование ресурса - тесно связанные задачи. Может быть, когда мы получим дипломы, станем полноценными специалистами, мы вспомним дисциплину “Экология” и этот свой доклад. Мы будем вспоминать его с благодарностью и надеждой на то, что всё услышанное здесь за это недолгое время поможет нам в дальнейшем, на производстве, вести правильную экологическую политику, направленную на укрепление нашей отрасли, улучшение экологической обстановки в регионе и по стране в целом, предотвращение потерь невосполнимых биоресурсов и загрязнению окружающей среды. Страницы: 1, 2 |
|
