«Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России»
| Вид материала | Тезисы |
- Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России, 64.7kb.
- Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России, 34.44kb.
- Конференции, в которой планируется участие с докладом, 96.22kb.
- Программа V донского нефтегазового конгресса «xxi век. Современное состояние и перспективы, 30.13kb.
- Стратегия развития нефтегазового комплекса в механизме обеспечения экономической безопасности, 319.48kb.
- Программа дисциплины «Современные тенденции развития медиасистемы» Специальность: Журналистика, 281.97kb.
- «Нефть России» Нефтесервис и нефтегазовое машиностроение России: Нужен “либеральный, 23.58kb.
- Стратегические направления развития конкурентоспособного нефтегазового комплекса Республики, 743.56kb.
- Ов исполнительной власти, субъектов Российской Федерации, организаций строительного, 177.17kb.
- «актуальные проблемы обеспечения развития рынка драгоценных металлов и драгоценных, 199.53kb.
Технологические решения по улучшению очистки сточных вод нефтеперерабатывающего завода и их эколого-экономическая оценка
Стрепетов И. В.
(ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка»)
Анализ работы очистных сооружений нефтеперерабатывающих заводов показывает, что с целью уменьшения накопления отходов, снижения поступления углеводородов нефти и нефтепродуктов в окружающую среду, необходимо уменьшать площадь, занимаемую в настоящее время очистными сооружениями, и, соответственно, уменьшать открытую площадь испарения, искать пути более эффективной организации работы очистных сооружений, разрабатывать способы более глубокого извлечения нефти и нефтепродуктов из сточных вод.
Нами было предложено получать сорбент на основе алюмосиликатного отхода Волгоградского нефтеперерабатывающего завода (ВНПЗ), образующегося при очистке масел, и отходов полимеров (патент РФ № 2326729). Данный способ позволяет утилизировать отходы завода и отходы полимеров и дает возможность получить дешевый эффективный материал для очистки стоков от нефти и нефтепродуктов.
Получаемый сорбент можно применить на очистных сооружениях на стадии флотации (флотационно-сорбционный способ очистки), в фильтрах на выходе сточных вод из флотатора (или при замене флотационной очистки на фильтрационную) для глубокой очистки сточных вод перед их дальнейшей откачкой на биологические очистные сооружения, пруды-накопители или их использованием для подпитки оборотных систем предприятия. Так, нами была предложена схема флотационной очистки с сорбентом для собирания нефтепродуктов, позволяющая повысить степень очистки стоков от нефтепродуктов, полностью или частично отказаться от коагулянта – сульфата алюминия, и, соответственно, уменьшить содержание токсичного алюминия в очищенной воде.
Проведена эколого-экономическая оценка применения разработанного алюмосиликатного сорбента во флотационной очистке стоков ВНПЗ. В результате применения отработанного отхода в качестве сорбента во флотационной очистке снизится расход сульфата алюминия (в 5 и более раз). Соответственно, снизятся и затраты на его покупку. Предполагаемый экономический эффект от экономии сульфата алюминия составит: 1 927 400 руб/год, снижение платы за размещение отходов составит: 264 400 руб/год.
Основные направления регенерации, утилизации отработанного сорбента следующие: регенерация отмывкой растворителями; термическая обработка паром для извлечения нефти и нефтепродукта; использование в качестве твердого топлива, в строительстве.
Гидроэкологический мониторинг Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения
Мокшаев А.Н., Быстрых В.В., Лебедянцева Т.В., Севастьянов О.М.
(ООО «Газпром добыча Оренбург», ООО «ВолгоУралНИПИгаз»)
Важной экологической задачей при осуществлении производственной деятельности является исключение попадания загрязняющих веществ в поверхностные и подземные воды. Поэтому гидроэкологический мониторинг на территории Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения ОНГКМ является неотъемлемой частью системы экологической безопасности ООО «Газпром добыча Оренбург» (далее – Общество).
С целью своевременного выявления и прогноза развития негативных процессов организованы регулярные наблюдения, которые осуществляются лабораторией гидрогеологии ООО «ВолгоУралНИПИгаз» (по договору) и лабораторными подразделениями Общества. В число контролируемых показателей включены концентрации натрия, калия, кальция, магния, хлоридов, сульфатов, гидрокарбонатов, фосфатов, аммония, нитритов, нитратов, нефтепродуктов, сероводорода, метанола, железа, цинка, меди, свинца, марганца, никеля, показателей жесткости, окисляемости, общей минерализации и рН.
Ежегодно проводится анализ химического состава воды открытых водоемов, расположенных непосредственно в районе ОНГКМ и прилегающей к нему территории: рек Урал, Донгуз, Бердянка, Черная, Камыш-Самарка, Зубочистенка, Ялга, пойменных озер-стариц, искусственных прудов, а также подземных вод наблюдательных скважин, пробуренных Обществом. Организовано гидрохимическое опробование водозаборов, которые расположены в населенных пунктах: Береговой, Караванный, Самородово, Чкалов, Благославенка, Южный Урал, 9 Января, Старица, Верхняя Павловка, Дедуровка, Никольское, Городище, Троицкий, Краснохолм, Зубочистка-1, Чесноковка и скважин питьевой воды на УКПГ-14, 15.
Установлено, что химический состав поверхностных и подземных вод не претерпевает существенных изменений по сравнению с прошлыми периодами наблюдений. Воздействие производственных объектов в пределах допустимого уровня. Вместе с тем, водозаборы большинства населенных пунктов, расположенных на территории ОНГКМ, характеризуются использованием природных солоноватых вод четвертичного аллювиального водоносного горизонта, в нарушение требований СанПиН 2.1.4.1074-01 по показателям минерализации.
Проблемы экологической безопасности при очистке и утилизации промстоков
Митяева Л.А.
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
ОАО «Газпром», обладая крупными производственными мощностями и самой протяженной газотранспортной системой в мире, является потенциальным источником воздействия на природную среду территорий размещения своих объектов и на биосферу в целом.
Воздействие технологических объектов на водную среду (поверхностные и подземные воды) может осуществляться, как непосредственно через сброс сточных вод, так и через поступление загрязняющих веществ с дождевыми, талыми снеговыми и грунтовыми водами, а также за счет сухого осаждения на водную поверхность и плоскостного смыва загрязненного почвенного покрова.
В сфере вопросов обеспечения экологической безопасности объектов ОАО «Газпром» актуален вопрос утилизации производственных сточных вод (промстоков), которые вносят существенный вклад в водоотведение газовой отрасли.
Промстоки содержат ряд специфических загрязнителей, определяемый технологией основного и вспомогательного производства, что затрудняет их очистку и утилизацию.
Поиск решения проблемы очистки промстоков от приоритетных загрязнителей (нефтепродуктов, метанола, гликолей) идет в направлении разработки эффективных технологий очистки без привлечения дорогостоящего реагентного хозяйства, учитывающих особенности водоотведения отрасли.
Выбор метода утилизации промстоков связан с экологической и экономической целесообразностью его применения.
В докладе рассмотрены источники образования промстоков газовой отрасли, проанализирован их качественный и количественный состав, применяемые методы их очистки и утилизации.
Проанализирован отечественный и зарубежный опыт решения проблемы очистки и утилизации промстоков.
Определены критерии выбора экологически безопасных технологий очистки и утилизации промстоков, предложены перспективные направления исследований.
ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА ДЛЯ НЕЙТРАЛИЗАЦИИ ЩЕЛОЧНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ СТОЧНЫХ ВОД
Баширов Р.Р., Гафуров Р.Р., Мухаметшин И.Р, Шулаев М.В.
(ОАО «Казаньоргсинтез»,
Казанский государственный технологический университет)
Обеспечение промышленной и экологической безопасности производственной деятельности промышленных предприятий нефтегазового комплекса, в том числе отрасли основного органического и нефтехимического синтеза является приоритетной задачей, причем как для основных, так и для вспомогательных технологических процессов. К числу последних можно отнести также очистку производственных сточных вод на заводских очистных сооружениях. Традиционно для нейтрализации щелочных сточных вод используется концентрированная серная кислота, являющаяся окисляющим и токсичным веществом 2 класса опасности, на обращение с которой предъявляется ряд специфичных требований. Это обуславливает необходимость поиска иных нейтрализующих агентов, которые должны представлять существенно меньшую потенциальную опасность как с экологической точки зрения, так и с позиции промышленной безопасности. С этой целью были проведено исследование возможности и нейтрализации щелочных стоков одного из крупнейших нефтехимических комплексов Российской Федерации ОАО «Казаньоргсинтез» газообразной двуокисью углерода, вместо применяемой в настоящее время концентрированной серной кислоты. Диоксид углерода является веществом 4 класса опасности и как реагент представляет существенно меньшую потенциальную опасность для обслуживающего персонала и окружающей среды. Кроме того, при нейтрализации углекислым газом не образуются одни из нормируемых природоохранными органами компонентов сточной воды – сульфаты, а гидрокарбонаты представляют значительно меньшую угрозу для водоемов. Сравнительные эксперименты нейтрализации газообразной двуокисью углерода и серной кислотой показали, в частности:
- при использовании углекислого газа ХПК и токсичность нейтрализуемой сточной жидкости несколько ниже, чем при нейтрализации серной кислотой, что является положительным фактором для последующей биологической очистки сточных вод;
- массовый расход углекислого газа при нейтрализации стоков до рН=8,3 на 20% ниже, чем соответствующий расход серной кислоты.
Учитывая, что установки по производству СО2 входят в состав многих нефтехимических комплексов, использование углекислого газа собственного производства позволит в некоторых случаях также снизить зависимость предприятия от сторонних поставщиков сырья.
ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ОСВОЕНИЯ УНИКАЛЬНОГО ЦЕНТРАЛЬНО-АСТРАХАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Безродный Ю.Г., Новикова В.В., Колокольцев С.Н.
(ООО «ЛУКОЙЛ-ВогоградНИПИморнефть, ООО «ЛУКОЙЛ-Приморьенефтегаз»)
С момента ввода Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) в разработку в 1986 году у населения Астраханской области уже сформировалось негативное отношение к его освоению, обусловленное нестабильной работой комплекса, сопровождавшейся аварийными выбросами в атмосферу сероводорода и сернистого ангидрида. Помимо негативного воздействия на здоровье населения Астраханской области атмосферных выбросов, средства массовой информации возлагали на Астраханский газовый комплекс (АГК) ответственность за закисление почв, загрязнение стока Волги тяжелыми металлами, в том числе ртутью, гибель гидробионтов и т.д.
Несмотря на значительный административный ресурс РАО «Газпром» и поддержку Правительства Российской Федерации в 90-х годах XX века, отрицательные заключения Государственной экологической экспертизы получили четыре Оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС) в составе проекта II очереди АГК.
Физико-географические, гидрогеологические и гидрологические условия Пойменного лицензионного участка, в пределах которого расположено Центрально-Астраханское газоконденсатное месторождений, отличаются еще большей сложностью по сравнению с условиями АГКМ.
Освоение Пойменного лицензионного участка в Волго-Ахтубинской пойме, предполагающее строительство перерабатывающих комплексов, подобных АГК, столкнется с теми же экологическими проблемами, что и вышеупомянутый комплекс.
Освоение Пойменного лицензионного участка по остроте природоохранных проблем и объему инвестиций может быть сопоставимо с проектами освоения месторождений нефти и газа на северном шельфе Российской Федерации (Сахалин 1, 2, Приразломное, Штокмановское месторождение и др.) и Северном Каспии.
Немаловажное значение для прохождения государственной экспертизы проектной документации имеет строгое соблюдение ООО «ЛУКОЙЛ-Приморьенефтегаз» последовательности фаз освоения Пойменного лицензионного участка и его экологическое сопровождение. Оно создает условия, при которых экологическое обоснование каждой предыдущей фазы является исходным и согласованным со специально уполномоченными органами в области охраны окружающей среды и недр для продолжения процесса проектирования и реализации намечаемой хозяйственной деятельности в уникальной Волго-Ахтубинской пойме.
Проект Баренц-2020: Согласованные стандарты по эксплуатационным выбросам в атмосферу и море
Steinar Nesse, Бухгалтер Э.Б., Knut Aasnes, Ильякова Е.Е.
(DNV, StatoilHydro, Норвегия; ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Проект Баренц-2020 выполняется Норвегией (ответственный исполнитель – фирма DNV с привлечением экспертов StatoilHydro, Eni Norge AS, Transocean и т.д) и Россией - ОАО «ГАЗПРОМ» (ОАО «Газпром ВНИИГАЗ», Гипроспецгаз, ЦНИИ МФ, ЦНИИ им. акад. Крылова, Лукойл, Российский морской регистр судоходства и т.д). Выполнение проекта началось с 2008г., в работе участвуют семь групп экспертов по разработке системы промышленных стандартов, которые должны охватывать все стороны деятельности при освоении морских месторождений углеводородов в Баренцевом море, включая сопутствующие мероприятия на море. Остановимся подробнее на работе седьмой группы экспертов, занимающихся стандартами по эксплуатационным выбросам в атмосферу и море.
Разведка и добыча нефти и газа в северных широтах в Северном море, которое к тому времени уже многократно было подвергнуто воздействию со стороны человека, начались более 40 лет назад. Район Баренцева моря является уникальным в своем роде, так как он достаточно обширен, мало освоен человеком и характеризуется экологической уязвимостью и экстремальными условиями. Кроме того, Баренцево море неоднородно по составу своей экосистемы и физическим условиям. Поэтому для сведения к минимуму влияния на окружающую среду крайне важным является вопрос отбора и оценки стандартов для применения в районах Баренцева моря.
Выявлено, что основная проблема связана с тем, что актуальные стандарты либо отсутствуют, либо актуальные национальные или международные стандарты существуют, но необходимо установить специальные для данного региона или более жесткие стандарты для Баренцева моря. Ключевыми международными стандартами для рассмотрения являются руководства международной финансовой корпорации/мирового банка (IFC/World Bank) по морской деятельности и приложения IMO МАРПОЛ 73/78 по морской деятельности.
Также российской стороной было предложено в продолжение начатых работ и для их большей привязки именно к условиям Баренцева моря разработать три стандарта: “Организация и проведение экологического мониторинга нефтегазодобычи в Арктических широтах. (применительно для Баренцева моря)”, “Методы определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для нефтегазодобычи в условиях Баренцева моря”, “Обращение с отходами на море и в береговой зоне для условий Баренцева моря”.
Скрининг-анализ для оценки экологической безопасности
Пыстина Н.Б.
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Рассмотрены принципы экспертных оценок воздействия на окружающую среду, социальную и медико-географическую ситуацию районов планируемой хозяйственной деятельности. Выполнение скрининг-анализа должно производиться высококвалифицированными экспертами, которые выявляют политические, экономические, экологические и другие риски; оценивают технические, технологические строительные решения, потребность в инфраструктурных объектах, сырье, недрах и т.д.
Проведение скрининг-анализа чрезвычайно осложняется тем фактом, что в Российской Федерации отсутствует принятая на государственном уровне система оценок экологической ситуации конкретной территории, нет в свободном доступе тематических карт, характеризующих хотя бы покомпонентное состояние окружающей среды. Нами сделана попытка определить порядок действий и минимальный объем исходной информации, необходимых при выполнении скрининга экологической ситуации.
В докладе подробно описывается схема выполнения работы по составлению технико-экономических предложений для участия в конкурсе на нераспределенные участки недр и более сложные случаи: скрининг разработки схем, концепций, стратегий развития территорий или даже вида бизнеса, затрагивающего интересы нескольких государств, аналогичного процедуре стратегической экологической оценки (СЭО), принятой в государствах ЕС.
Проблемы и перспективы обращения с отходами на Бованенковском НГКМ
Пыстина Н.Б., Баранов А.В., Будников Б.О.
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Накопление и утилизация отходов является серьезной экологической проблемой. Отходы приводят к нерациональному использованию территорий, являются источником загрязнения окружающей среды. На Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) проблема утилизации отходов усложняется условиями Крайнего Севера, распространением многолетнемерзлых пород, низким потенциалом самовосстановления окружающей природной среды, отсутствием инфраструктуры и незначительной плотностью населения.
На НГКМ образуются отходы всех классов опасности.
Буровые отходы вывозятся автотранспортом для захоронения в выработанных карьерах. После заполнения карьеров проводится их рекультивация. Перспективной представляется закачка буровых сточных вод в тело насыпи автодорог и в поглощающие скважины.
Лом черных металлов сосредоточен на специально выделенных местах на площадках строительства. Часть лома брикетируется в клети и вывозится на баржах с территории Ямала для последующей переработки. В перспективе отходы могут загружаться на железнодорожные платформы.
При эксплуатации автотранспорта образуются отработанные покрышки, которые складируются на временных площадках. Возможна их переработка в крошку с последующим использованием в резинотехническом производстве или дорожном строительстве.
Для сбора твердых бытовых отходов (ТБО) служат мусоросборники бункерного типа. Предусмотрено их захоронение на полигонах ТБО либо сжигание на инсинераторах.
Другие виды отходов, в т.ч. высоких классов опасности, подлежат сдаче специализированным предприятиям.
За последние годы состояние сбора и утилизации отходов значительно улучшилось. К перспективным направлениям следует отнести.
- применение шредеров (размельчителей отходов);
- определение по мере ввода в эксплуатацию полигонов ТБО и инсинераторов наиболее экологически безопасного варианта;
- внедрение предварительной сортировки отходов.
ВЫБОР БАЗЫ СТАТИСТИЧЕСКИХ ДАННЫХ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ МЕТОДИКИ РАСЧЕТА ЧАСТОТЫ АВАРИЙНОЙ РАЗГЕРМЕТИЗАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
Гостева А.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Рост энергопотребления современным обществом сопровождается увеличением интенсивности добычи углеводородов и ростом объемов их транспортировки потребителям. По магистральным газопроводам (далее – МГ) транспортируется почти весь добываемый природный газ. Транспортировка углеводородов по МГ представляет собой непрерывный технологический процесс. Во время транспортировки этих веществ возможны утечки, которые могут привести к возникновению крупных аварий со значительными негативными последствиями, а ущерб от подобных аварий может исчисляться десятками миллионов долларов.
Рассчитать вероятность возникновения аварий на МГ и оценить эффективность применяемых мер обеспечения безопасности можно при использовании методов количественной оценки риска (далее – КОР). Результаты оценки риска напрямую зависят от заданной частоты инициирующих событий, которая базируется на статистических данных по аварийности на аналогичных объектах. Надзорные органы в различных странах и компании, эксплуатирующие МГ, ведут сбор данных по инцидентам на газопроводах, и анализируют причины аварий. Структура, объем и требования к составу сведений об инцидентах в собираемых базах данных существенно различаются. Поэтому выбор той или иной статистической базы по аварийности для анализа риска представляет собой принципиальное решение, требующее обоснования такого выбора. В работе представлены основные принципы обработки и адаптации доступных российских и зарубежных данных по аварийности на МГ, а также доказана возможность применения западных статистических данных при проведении КОР вновь вводимых в эксплуатацию МГ в России. Специалисты по проектированию, строительству и эксплуатации выделяют следующие основные причины невозможности применения западных статистических баз данных при проведении КОР российских МГ: различия в номенклатуре трубопроводов; различия в природно-климатических условиях; различия в требованиях к проектированию, проведению строительно-монтажных работ, эксплуатации и т.д. Однако, если речь идет о вновь вводимых МГ, то можно найти и достаточное количество аргументов в пользу применения западных баз данных, к которым относятся: применение современных технологий производства труб и комплектующих, проведения строительно-монтажных работ, эксплуатации; применение развитых систем контроля за технологическим процессом и т.д.
АНАЛИЗ РАЗМЕРОВ ОПАСНЫХ ЗОН ПРИ АВАРИЯХ НА ХРАНИЛИЩЕ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА (СПГ)
Пряхина В.С., Мартынюк В.Ф.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Завод СПГ является объектом сосредоточения значительных масс углеводородов, что создает потенциальную опасность возникновения аварий с катастрофическими последствиями. При этом наибольшая опасность связана с наличием больших объемов СПГ и хладагентов. Естественно, что при таких количествах хранения стоит вопрос о взрывопожароопасности облаков, образующихся при выбросе СПГ.
Анализ аварий показывает, что воспламенение и взрыв паров метана при повреждении хранилища СПГ наблюдались в замкнутом пространстве. Однако зафиксированы вспышки облаков при выходе паров СПГ в частично ограниченное пространство.
В работе рассматриваются возможные сценарии развития аварий с выбросом углеводородов на хранилище СПГ; приведены данные по вероятности реализации каждого сценария и обоснован выбор расчетных сценариев развития аварий.
Вопрос образования пожаровзрывоопасных облаков исследован для следующих сценариев: катастрофическое разрушение резервуара; повреждение крыши хранилища; утечка СПГ из технологического трубопровода, отходящего от резервуара; аварийный выброс паров через предохранительный клапан. Оценка размеров облаков осуществлялась с использованием программных продуктов ТОКСИ-3, EFFECTS, PHAST.
В заключительной части работы приведены данные по расстояниям распространения опасных концентраций при разных сценариях развития аварий на хранилище СПГ.
УРОВНИ ПРИЕМЛЕМОГО РИСКА
Мартынюк В.Ф.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Выбор уровней приемлемого риска является одной из определяющих процедур в процессе управления промышленной безопасностью как управлении рисками. Без обоснованных показателей приемлемого риска становятся бессмысленными результаты анализа риска. И если для индивидуального риска приемлемые уровни определяются, то другие показатели риска никак не сравниваются с приемлемыми уровнями. Так, в декларациях промышленной безопасности часто представлены результаты оценки коллективного риска и F/N кривые без обсуждения их приемлемых значений.
В данной работе представлены результаты сопоставления различных показателей риска по приемлемым уровням. Предложены диапазоны выбора допустимого индивидуального риска, обоснованные с использованием статистических данных по производственному смертельному травматизму и несчастным случаям в результате других причин. Опираясь на эти данные и исходя из полученных взаимосвязей между показателями риска предложены выражения для выбора приемлемых уровней коллективного, социального и технического рисков.
Показано, что кривая социального риска зависит от максимального ущерба в случае аварии на рассматриваемом объекте и уровня приемлемого коллективного риска, который, в свою очередь, зависит от количества людей, подвергающихся опасности, и приемлемого уровня допустимого индивидуального риска. Полученные данные могут быть использованы для обоснования безопасности объекта с использованием результатов анализа риска.
Стратегия и мероприятия по защите атмосферного воздуха в нефтегазовом комплексе
Маркин С.В., Белоусова Е.Е., Лыков О.П., Дедов А.Г.
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В последние годы нефтегазовая отрасль вышла на первое место в России по загрязнению атмосферного воздуха среди других отраслей промышленности. Также надо отметить, что в мегаполисах основную часть выбросов в атмосферу (порядка 85 %) составляют выбросы от автотранспорта. Большое влияние окружающей среды на качество жизни населения должно найти отражение через установление связи нормативов качества окружающей среды с системой конкретных природоохранных мероприятий на предприятиях НГК.
Мероприятия по охране атмосферного воздуха на объектах НГК можно разделить на три группы: Первая - мероприятия по снижению или поддержанию на оптимальном уровне воздействия на окружающую среду в процессе эксплуатации производственных объектов. Вторая - мероприятия по осуществлению природоохранной деятельности в соответствии с существующими природоохранными требованиями. Третья - мероприятия, связанные с проектированием, строительством, капитальным ремонтом или реконструкцией и модернизацией существующего производства. Для реализации каждого мероприятия составляется обоснование, включающее:
- Наименование производственного (природоохранного) объекта и технологического оборудования;
- Наименование мероприятия, отражающего его сущность;
- Цели мероприятия;
- Характеристика существующей ситуации (место расположения объекта, сущность проблемы, необходимость ее решения, связь с другими проблемами);
- Описание мероприятия (система действий и этапов для достижения составленной цели);
- Стоимость мероприятия (ожидаемая стоимость, включающая ориентировочно все возможные расходы);
- Прямой положительный эффект мероприятия (описание совокупности положительных изменений, ожидаемых в результате его реализации);
- Косвенный положительный эффект мероприятия (сопутствующие положительные изменения, ожидаемые в результате его реализации);
- Допущения и риски;
- Сроки работ (время выполнения этапов и общая продолжительность работ);
- Возможности и источники финансирования.
Радикальное решение проблемы снижения загрязнения атмосферного воздуха предприятиями НГК России может быть достигнуто только при широком внедрении энергосберегающих технологий и замены принципа «контроль над воздействием» принципом «предупреждение воздействия».
ВОПРОСЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ КРАНОВ-МАНИПУЛЯТОРОВ
Михалкина И.А., Завадский Д.А., Коновалов А.В.,
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Группа компаний «Технологии: анализ и управление»)
Анализ статистических данных по аварийности и травматизму при эксплуатации грузоподъемных кранов-манипуляторов на объектах нефтегазовой промышленности, представленных Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору, показывает, что существующее законодательство в этой области требует серьезной доработки и усовершенствования, так как количество несчастных случаев со смертельным исходом остается все еще на достаточно высоком уровне, а для их предотвращения требуются более серьезные нормативные рычаги и доработка Правил безопасности.
Традиционный подход к обеспечению безопасности при эксплуатации грузоподъемных кранов-манипуляторов, установленный существующими нормативными правовыми актами и Правилами безопасности, имеет ряд существенных недостатков, а именно:
- отсутствуют четкие типовые должностные инструкции для работников
- отсутствуют нормативные требования в Правилах безопасности, которые бы четко определяли и распределяли ответственность между работниками за допущенные нарушения
Основываясь на существующих Правилах безопасности, работник не в состоянии четко определить границы своей ответственности за допущенные им нарушения, и потому, не осознавая последствий, вынужденно действует, опираясь только на личный опыт. В то время как для обеспечения высокого уровня безопасности, работник должен знать, за какие нарушения, и какая ответственность ему установлена.
С целью повышения безопасности при эксплуатации грузоподъемных кранов-манипуляторов предлагается:
- разработать и внести в нормативную базу в установленном порядке инструкции для лиц, ответственных за безопасное производство работ кранами-манипуляторами и ответственных по надзору за безопасной эксплуатацией кранов-манипуляторов с четким разграничением полномочий (обязанностей и ответственности)
- дополнить Правила безопасности четкой информацией об ответственности за конкретные нарушения для конкретных категорий работников.
АНАЛИЗ НОРМ ОЦЕНКИ РИСКОВ МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ СООРУЖЕНИЙ В ИНОСТРАННОЙ НОРМАТИВНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
Староконь И.В.
(РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина)
Морские нефтегазовые сооружения (МНГС) относятся к числу объектов, эксплуатирующихся в неблагоприятных условиях, характеризующихся высоким уровнем коррозионной активности морской воды и постоянными динамическими воздействиями, что создает предпосылки для возникновения и развития различных аварийных ситуаций на МНГС. Проблемы, связанные с обеспечением безопасности МНГС, в различных нормативных документах, характеризуются понятием «риск». Под понятием «риск» понимается вероятность возникновения аварийной ситуации и негативные последствия, которые возникают в результате аварии. В работе рассматриваются документы, разработанные Американским обществом инженеров-механиков (ASME), Британским сообществом инженеров (BSI), Австрийским институтом стандартизации (ÖNORM).
В документах ASME изложены основные принципы проведения измерения и контроля различных металлоконструкций (в том числе и МНГС), критерии их испытаний и выбраковки. Однако стандарты ASME имеют общую направленность, при которой отсутствует специализированный анализ рисков, характерных для МНГС.
Большой интерес представляют стандарты BSI и ÖNORM. Эти документы разработаны на основе ISO 17776:2000 «Нефтяная и газовая промышленность. Морские сооружения. Руководящие принципы по инструментам и методам для идентификации опасности и оценки степени риска» и практически идентичны в своих подходах к оценке риска и имеют незначительные отличия. В них описываются некоторые основные методы по идентификации и оценке риска на стадиях проектирования, строительства и эксплуатации морских нефтегазовых сооружений. В результате рассмотрения вышеперечисленных нормативных документов можно выделить следующие недостатки:
1.Отсутствие четкого направления на оценку состояния МНГС. Используемое понятие «риск» применяется как для МНГС, так и для любых других сооружений;
2. Недостаточно полную картину рисков, возникающих при эксплуатации МНГС;
3. При рассмотрении механизма роста усталостных трещин на металлоконструкциях МНГС учтены не все факторы, влияющие на рост трещины.
Детально рассмотрен рост усталостных трещин за счет появления коррозионных дефектов, однако, например, воздействие вибраций, смещения грунтов, циклических температурных и некоторых других нагрузок и воздействий не учитывается. Таким образом, использование зарубежных нормативных документов без учетов их недостатков (как и достоинств) при оценке рисков МНГС должно быть аргументировано. По мнению автора, существует необходимость доработки нормативной базы по оценке рисков на основе детального экспериментального исследования механизма роста усталостной трещины на морских нефтегазовых сооружениях.
РАЗРАБОТКА ДОКУМЕНТАЦИИ, СОДЕРЖАЩЕЙ НЕОБХОДИМЫЕ СВЕДЕНИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ТРЕБОВАНИЙ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ
Фомина Е.Е., Коробов А.В.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Как известно, подавляющее большинство предприятий нефтегазовой промышленности, являются опасными производственными объектами (ОПО). В настоящее время, для подтверждения права на эксплуатацию ОПО требуется пакет документов, содержащий: декларацию промышленной безопасности, план локализации и ликвидации аварийных ситуаций, план локализации и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов и т.п. Составление такого пакета документов занимает много времени и средств. Причем составлением каждого из документов занимаются различные организации, что еще больше усложняет этот процесс. В то же время, мы обратили внимание на то, что каждый из этих документов, в соответствии с требованиями федеральных законов Российской Федерации и других нормативных правовых актов Российской Федерации к их составлению, содержит общую информацию, например, оценку риска аварии и связанной с нею угрозы, анализ достаточности принятых мер по предупреждению аварий, по обеспечению готовности организации к эксплуатации ОПО в соответствии с требованиями промышленной безопасности, а также к локализации и ликвидации последствий аварии на ОПО. Все это означает, что одна и та же работа совершается несколько раз, к тому же разными организациями, еще существует вероятность разрозненности информации (в силу различных источников информации). Исходя из этого, следует, что цена на выполнение этих работ является завышенной, при этом сам процесс является нерационально долгим и несовершенным. В работе предлагается разработка проекта нового документа, который своей комплексностью и информационностью объединит все выше перечисленные документы и будет базовым документом, в котором будут отражены все необходимые сведения об обеспечении требований промышленной безопасности к эксплуатации ОПО. Единый документ привел бы к существенному сокращению расходов нефтегазовых компаний, сокращению времени разработки, согласования и утверждения, а главное к полноте и достоверности необходимых сведений ОПО.
ЧЕЛОВЕЧЕСКИЙ ФАКТОР В ОБЕСПЕЧЕНИИ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
Чемакин Н.М.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В любой производственной системе (маломеханизированной или высокоавтоматизированной) человек остается важнейшим элементом, от которого зависит ее безаварийность и эффективность.
Человек, обладая гибкой, пластичной системой органов чувств, может принять самую разнообразную информацию. Например, бурильщик принимает информацию от своих помощников в форме звукового сигнала, жеста, положения относительно управляемых объектов.
Возможности человека разными способами перерабатывать полученную информацию практически безграничны. О работе турбобура опытный бурильщик судит не только по показаниям манометра: вибрация пола, шланга, стояка, показания индикатора веса, звук от рабочей трубы – все это косвенно характеризует проходящий процесс.
Как исполнитель команд человек обладает несравненно большим многообразием, чем машина.
Исходя из сложившейся ситуации, человек может менять способ действия: спуск очередной свечи в скважину бурильщик проводит каждый раз по- новому (меняет момент начала торможения, динамику нажатия на рукоятку тормаза) в зависимости от длины свечи, веса колонны; верховой рабочий по-разному выполняет операции завода свечи в элеватор в зависимости от характера бурильщика.
Многие технологические процессы в бурении построены так, чтобы в определенные моменты бурильщик не может своевременно отреагировать на поступающую информацию. Так после завода штропов в проушины элеватора бурильщик включает лебедку на подъем. При этом все внимание бурильщика сосредоточивается на поведении штропов в проушинах элеватора и безопасности помощника бурильщика. Однако в этот же момент ему необходимо посмотреть на индикатор веса, оценить его показания и быстро на них отреагировать в случае появления затяжки; обратить внимание на правильность намотки витка каната на барабан лебедки; посмотреть вверх и оценить состояние талевого каната. Такое обилие важной информации нельзя переработать в доли секунды. Правильнее было бы отрыв нагруженного элеватора от ротора расчленить на два этапа: а) дать натяжку инструменту, подождать, пока помощники бурильщика отойдут на безопасное расстояние; б) вторично включить лебедку на подъем, сосредоточив внимание на показаниях индикатора веса. Но даже в этом случае бурильщик не может своевременно оценить качество намотки каната на барабан лебедки. Вот почему момент отрыва нагруженного элеватора от ротора является самым опасным: опасным.
Исходя из изложенного, необходимо освободить бурильщика от перегрузки информацией.
РАсчетные потери нефти при разрывах нефтепроводов - как составляющая экологической оценки трассы нефтепровода
Панкратова Н.Ю., Клименко Е.Т.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Экологические последствия от разрывов нефтепроводов определяются многими факторами, одним из которых является вертикальный профиль трассы нефтепровода.
При разрыве нефтепровода режим выхода нефти можно разбить на два этапа: первый этап – напорный, когда нефтеперекачивающие станции какое-то время после разрыва не отключены, и второй этап, когда нефтеперекачивающие станции отключены и задвижки закрыты. На первом этапе давление после разрыва несколько изменяется, но поддерживается нагнетающей НПС. На втором этапе нефть выходит самотеком, и объем вытекшей нефти определяется вертикальным профилем трассы нефтепровода. В зависимости от профиля трассы при разрыве в разных точках вытекает на грунт разное количество нефти.
Опираясь на «Методику определения ущерба окружающей среде при авариях на магистральных нефтепроводах» (ТрансПресс, 1996 г.) можно, зная вертикальный профиль трассы нефтепровода, провести расчет количества вытекшей нефти в различных точках нефтепровода, тем самым определив заранее отрезки нефтепровода с повышенным выходом нефти на грунт.
В настоящей работе были рассчитаны объемы вытекшей нефти на нескольких участках действующего нефтепровода диаметром 850 мм. Точки гипотетических разрывов задавались с регулярным шагом. Во всех точках расчет проводился для одного и того же типового разрыва трубопровода в виде щели с фиксированными размерами. Таким образом, были получены зависимости объемов вытекшей нефти по длине трассы, которые показали пятикратный разброс значений в пределах одного отрезка трассы (от 0.25 до 0.05 в долях от объема нефти в заполненном нефтепроводе).
Такие превентивные расчеты позволят ранжировать участки нефтепровода по степени экологической опасности, выделить участки с более высокой степенью опасности, оптимально разместить технические средства в рамках подготовки к возможной ликвидации последствий разрывов нефтепроводов, а также провести превентивные земляные работы для снижения возможных экологических последствий.
экспериментальные измерения приземных концентраций метана в ходе ЕГО стравливания из технологического оборудования и трубопроводов
Акопова Г.С., Толстова Н.С., Клименко Е.Т.
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина)
Залповые регламентные выбросы природного газа характерны для предприятий, занимающихся транспортом газа. Эти выбросы производятся через свечи и характеризуются высокими (часто звуковыми) скоростями выхода газа, низкой температурой и высокими массовыми расходами, которые переменны во времени. Для таких источников большой проблемой является нормативные расчеты приземных концентраций, поскольку типовая методика ОНД-86 предназначена для стационарных источников с существенно другими показателями. В настоящее время практически отсутствуют и экспериментальные данные в этой области.
В данном докладе приведены результаты экспериментальных измерений приземных концентраций метана в атмосферном воздухе в результате стравливания газа из технологического оборудования и трубопроводов.
В соответствии с методикой проведения исследований измерения концентраций проводились с помощью комплекса измерительных приборов, размещенных непосредственно перед началом стравливания в подветренном секторе. Направление и размер сектора определялись границами возможного меандрирования шлейфа стравливаемого природного газа. Одновременно проводилась регистрация метеорологических параметров.
Получены результаты для трех объектов: отрезка газопровода линейной части, внутрицехового газопровода и пылеуловителя. В первых двух случаях источниками выброса были свечи с вертикальным выходом газа, в последнем случае - с горизонтальным.
Для свечей с вертикальным выходом экспериментально подтвержден принципиально важный вывод о достижении шлейфом выброса природного газа поверхности земли, несмотря на звуковые вертикальные скорости выхода газа из свечи и плавучесть метана в воздухе за счет существенно меньшей плотности.
Полученные экспериментальные результаты показали, что приземные концентрации увеличиваются с увеличением мощности выброса (т.е. с увеличением диаметра и давления в газопроводе) и могут превышать ОБУВ.
НОВЫЕ РЕШЕНИЯ РЕКОНСТРУКЦИИ ОЧИСТНЫХ СООРУЖЕНИЙ МОСКОВСКОГО НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА
Мазлова Е.А. Анурина Ю.А.
(РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, ОАО «ВНИПИнефть»)
Нефтеперерабатывающее производство крупных российских мегаполисов является одной из ключевых сфер российской экономики, нуждающейся в экологизации.
Примером такого современного подхода является реконструкция Московского нефтеперерабатывающего завода (МНПЗ). ОАО «ВНИПИнефть» на стадии обоснования инвестиций реконструкции и модернизации МНПЗ предложило оптимальное решение для организации высокоэффективной работы завода с получением продукции мирового уровня качества с одновременным соблюдением требований государственных стандартов, обеспечивающих экологически безопасные условия работы и проживания людей.
К первоочередным мероприятиям реконструкции МНПЗ относится замена существующих открытых сооружений механической очистки производственно-дождевых стоков. В настоящее время они представляют собой систему, включающую в себя значительные по размерам занимаемой территории накопители и отстойники, а также имеют открытые поверхности испарения, являющиеся неорганизованными источниками эмиссии в атмосферу загрязняющих веществ, таких как углеводороды и сероводород.
Негативное воздействие на уровень загрязнения атмосферного воздуха, значительные объемы потребления и сброса воды, а также неотъемлемо связанные с этим объемы ежегодных платежей, являются существенными предпосылками для проведения реконструкции локальных очистных сооружений МНПЗ. Наиболее эффективным мероприятием, обеспечивающим решение выше обозначенных проблем, является строительство новых очистных сооружений закрытого типа.
В соответствии с техническим заданием на разработку проекта и рабочей документации реконструкции механических очистных сооружений на Московском НПЗ, основные параметры сточных вод, поступающих на очистные сооружения, имеют следующие значения:
- расход сточных вод – 700м3/ч;
- содержание нефтепродуктов:
среднее – 1050 мг/л; расчётное – 3000 мг/л; максимальное – 25000 мг/л;
- содержание взвешенных веществ:
среднее – 150 мг/л; расчётное – 250 мг/л; максимальное – 700 мг/л.
Требования к качеству очищенных стоков:
- содержание нефтепродуктов – 1,5 мг/л;
- содержание взвешенных веществ – 6 мг/л.
На данном этапе заводу предлагается несколько схем очистных сооружений, которые позволяют обеспечить требуемую степень очистки сточных вод по основным контрольным показателям. Одну из таких, на наш взгляд, наиболее эффективных схем на основе оборудования WEMCO, предлагает фирма «Петреко».
Очистные сооружения WEMCO предусматривают двухступенчатый процесс сепарации для разделения малых частиц нефти и твердой фазы. Вода поступает на сепараторы ПЕЙССЕТТЕР ВЕМКО МОДЕЛЬ RFC-5 (2 шт). Каждый сепаратор рассчитан на производительность 385 м3. На первой ступени происходит процесс коалесценции мелких капель нефти до более крупных, с последующим удалением на второй ступени частиц нефти и взвешенных веществ из воды. На второй ступени используется наклонная конструкция пластин для удаления частиц нефти и мехпримесей из потока воды. Пластины наклонены под углом в 60° для предотвращения забивания их шламом.
Общей проблемой для сепараторов на НПЗ является накопление мехпримесей с низким удельным весом на границе нефть-вода. Со временем эти примеси образуют глубокий малоподвижный слой, распространяющийся вниз в пакет пластин, что делает невозможным отвод нефти и ухудшает эффективность сепарации. Сепараторы ПЕЙССЕТТЕР оборудованы устройством, позволяющим непрерывно удалять образующийся промежуточный слой до того, как он начнет препятствовать сепарации.
Следующим этапом очистки стоков в предложенной схеме являются две установки реагентной флотации (ДЕПУРАТОР ВЕМКО 10-4С). Каждый из флотаторов рассчитан на производительность 385 м3/ч. Флотационная установка состоит из четырех механизмов, установленных последовательно в виде четырех секций, разделенных перегородками, под которыми протекает поток. Жидкость увлекается вниз и далее вверх по ротору. Верхняя часть ротора находится внутри стояка и при своем вращении создает область пониженного давления. Верхняя часть стояка имеет выходы в воздушную область над поверхностью жидкости. Газ из этой области увлекается вниз по стояку к ротору, где происходит смешивание жидкости и газа. Полученная смесь выбрасывается из ротора через распылитель, который охватывает ротор. Компоненты смеси газ/вода принуждаются к тесному взаимодействию и крупные газовые пузырьки дробятся на миллионы микроскопических пузырьков. Эти пузырьки взаимодействуют с частицами примесей (нефтепродуктами) и увлекают их на поверхность в виде пены. Эта пена отводится затем из флотаторов через сливные пороги.
Эффективность очистки в четырехсекционной установке флотации составляет около 95 % при продолжительности обработки воды в каждой камере в течение 1,0 минуты.
Очищенная вода с флотаторов поступает самотеком в промежуточный резервуар, из которого затем подается с помощью насоса непосредственно на вход третьей ступени очистки – ФИЛЬТРА HIDROMATION модель FDB-243P с фильтрующим слоем из ореховой скорлупы. При прохождении стоков нефть и твердые частицы эффективно удерживаются в фильтрующем слое и могут быть позднее легко вымыты обратным потоком с помощью вращающегося устройства для промывки фильтрующего слоя. Какие-либо химреагенты, поверхностно-активные вещества, либо продувка воздухом в процессе обратной промывки не применяются.
Очищенная вода с установки фильтрации будет содержать менее 1,5 мг/л свободной нефти, и максимальная концентрация твердой фазы составит менее 6 мг/л.
Анализируя схему очистки, можно отметить следующие положительные качества:
- использование закрытых сооружений и оборудования обеспечивает значительное сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу;
- требуемая площадь под размещение всего комплекса очистных сооружений составит порядка 1га, что на 14га меньше площади, занимаемой существующими очистными сооружениями МНПЗ;
- минимальные дозы реагентов не допускают вторичного загрязнения стоков;
- флотопена имеет плотную структуру и низкую обводнённость, что упрощает процесс её дальнейшей обработки;
- фильтровальные системы Hydromation c фильтрующим слоем из ореховой скорлупы обеспечивают более высокую производительность по сравнению с обычными фильтрами, использующими песок или смешанные наполнители в качестве фильтрующего слоя;
- загрузка фильтров для доочистки стоков может подвергаться многократной регенерации без потери фильтрующей способности;
- проверенная на практике надежность, большое число установок, работающих во всем мире в различных условиях.
Таким образом, на основании вышеизложенного, считаем, что очистные сооружения WEMCO, в предложенной схеме очистки «Петреко», наиболее полно отвечают требованиям, предъявляемым к современным очистным сооружениям и тем самым позволяют решить основную задачу реконструкции очистных сооружений МНПЗ.
ВЕРИФИКАЦИЯ МЕТОДИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА «ТОКСИ 3+»
Антипьев В.Н. Бухарова Н.М.,
(ООО «Энергия-2», ООО «Газпромнефть Хантос»)
При проведении анализа риска аварий на опасных производственных объектах, на которых обращаются опасные вещества (ОВ), относящиеся по своим свойствам к токсичным и взрыво-пожароопасным веществам, необходимо рассчитывать не только количество ОВ, участвующего в аварии и в создании поражающих факторов, но определять зоны действия поражающих факторов. Для этих целей в «НТЦ «Промышленная безопасность» разработаны «Методические указания по оценке последствий аварийных выбросов опасных веществ», которые утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 14.12.07 №859 и введены в действие с 25.01.2008 г. в качестве руководящего документа РД-03-26-2007. В соответствии с этим РД разработаны программные продукты «Токси3+» и «Токси+risk», которые в настоящее время широко пропагандируются и внедряются. Первый опыт внедрения указанных документов показывает, что полученные расчетные значения показателей риска вызывают сомнение. Поэтому возникает необходимость проведения тщательного анализа самого руководящего документа РД-03-26-2007.
В докладе предлагается обсуждению анализ математических моделей полей концентрации опасного вещества в первичном и вторичном облаках, которые используются в качестве основополагающих при расчетах полей концентрации и токсодозы. Никаких пояснений и обоснований используемых моделей в РД не приводится. На основании представленных в РД математических зависимостей предлагается построение наглядной модели, позволяющей оценить с физической точки зрения насколько используемые математические модели адекватны реальным условиям.
В результате применения верификации как метода «возвращения» к наглядному уровню познания и сопоставления с физическими законами сделан вывод о непригодности как самого руководящего документа РД-03-26-2007, так и программных продуктов «Токси3+» и «Токси+risk» к практическому применению.