В статье автор рассматривает объекты добычи и подготовки нефти с точки зрения их воздействия на атмосферный воздух. Рассмотрены технологические устройства, непосредственно участвующие в добыче, сборе и подготовке сырья, и вспомогательные устройства, без которых невозможен производственный процесс. Описана упрощенная схема функционирования фонда скважин, дожимных насосных станций, установок подготовки нефти как источников выделения загрязняющих веществ, классифицированы источники выбросов загрязняющих веществ, установлена их принадлежность к источникам выделения, а также перечень выбрасываемых загрязняющих веществ.
Ключевые слова: технологические устройства, нефть, добыча, воздействие, окружающая среда, нормирование, загрязняющие вещества.
Нефтяная промышленность — одна из главных отраслей народного хозяйства Российской Федерации. Отрасль очень разнообразна и включает в себя добычу, переработку, транспортировку и сбыт нефти, а также производство, транспортировку и сбыт нефтепродуктов. Однако, ключевой частью отрасли для Российской Федерации является добыча.
Добыча нефти сопровождается выбросами загрязняющих веществ в атмосферный воздух. Несмотря на удалённость от селитебных зон, они воздействуют на работников на нефтепромыслах, косвенно воздействуют на другие компоненты окружающей среды, особенно в районах активной добычи нефти на суше — тундровых и лесотундровых природных зонах [1].
Экологическое законодательство Российской Федерации предусматривает регулирование деятельности по загрязнению атмосферного воздуха, и часть этой системы — нормирование выбросов. Суть нормирования заключается в том, что каждое предприятие-природопользователь обязано рассчитать норматив, согласовать его с надзорным органом, а после — неукоснительно соблюдать (не допускать превышений) [2]. В данном случае, расчёты должна предварять работа по идентификации характеристик, свойств технологических устройств, задействованных в добыче сырья, наименований и количества веществ, обращающихся в технологических устройствах, а также геометрические характеристики устройств, через которые вещества поступают в атмосферный воздух.
Традиционно сложилось разделение на источники выделения и источники выбросов. В данной статье рассмотрены технологические устройства объектов добычи и подготовки нефти как источники выделения загрязняющих веществ и классифицированы приуроченные к ним источники выбросов (согласно действующей классификации) [2].
Первым этапом производственного процесса является извлечение нефтегазоводяной смеси из недр на поверхность. В процессе задействованы скважины, устьевое наземное и внутрискважинное подземное оборудование. Скважина состоит из эксплуатационных, обсадных и промежуточных колонн [3].
К устьевому наземному оборудованию скважины относятся устьевая арматура, запорная арматура. Первая предназначена для направления движения газожидкостной смеси в выкидную линию, контроля и регулирования режима эксплуатации скважины созданием противодавления на забое. Вторая — для управления скважиной посредством шаровых или пробковых кранов, разделения сред извлекаемой нефтегазоводяной смеси.
Внутрискважинное оборудование более разнообразно. По большей части это глубинно-насосное оборудование, включая сами насосы — штанговые, центробежные, винтовые, погружные. В зависимости от способа добычи нефти (фонтанный, механизированный) сюда можно отнести: насосно-компрессорные трубы, пакеры, клапаны-отсекатели, циркуляционные клапаны, штанги насосов. Согласно существующей классификации, источник выброса здесь во всех случаях — неорганизованный площадной (происходит выброс метана, сероводорода, бензола, диметилбензола, метилбензола через неплотности устройств, по всей территории занимаемой ими) [3].
Вторым этапом производственного процесса является сбор нефтегазоводяной смеси. Известно, что сырая нефть не добывается в «чистом» виде — обязательно присутствуют газ (часть которого в дальнейшем сжигается на факеле) и вода [3]. На данном этапе необходима подготовка к разделению добываемой смеси (по возможности — параллельно с её сбором).
В рамках данного этапа нефтегазоводяная смесь сперва поступает по выкидным трубопроводам на измерительную установку — совокупность функционально объединенных средств измерений и вспомогательных устройств. Её функция — автоматическое определение продукции нефтяных скважин и контроль за технологическими режимами [4]. Измерительные установки представляют собой блочно-модульные конструкции, поэтому источник выброса здесь организованный точечный (либо через вентиляционную трубу, либо через вентиляционную решётку). При аварийных случаях осуществляется сброс газа от предохранительного клапана на свечу рассеивания — неорганизованный точечный источник выброса.
После измерительных операций нефтегазоводяная смесь поступает на сепарационную установку. Здесь происходит частичное отделение попутного нефтяного газа от самой нефти. В составе сепарационной установки предусматривают: блок нефтегазовых сепараторов, газосепаратор, факел для аварийного сжигания попутного нефтяного газа, факельный сепаратор, конденсатосборник. Сепарационная установка — наружная, и выброс веществ происходит через предохранительный клапан, но во многих случаях технологические регламенты месторождений предусматривают связь сепарационных установок и факельного хозяйства (отходящие газы сжигаются вместе с остальными на факеле, классифицируемом как организованный точечный источник).
И для измерительной, и для сепарационной установок предусматриваются дренажные емкости [3]. В них сбрасывается жидкость (как при штатной ситуации в рамках технологического процесса, так и при аварийной). Остальные дренажные ёмкости на нефтепромысле предназначены для дренажа камеры пуска очистных устройств, для сбора поверхностных (дождевых) сточных вод с приустьевого шахтного колодца, в котором установлено устьевое оборудование ниже уровня земли.
В ходе сбора и предварительной подготовки происходит выброс следующих загрязняющих веществ: сероводород, метан, смесь предельных углеводородов (C6-C10), бензон, демитилбензол, метилбензол, масло минеральное нефтяное. Набор почти не отличается от набора на первом этапе.
После предварительной подготовки собираемое сырьё поступает в промысловые трубопроводы. Они герметичны, каких-либо выбросов от них не предусмотрено. Их задача — доставить сырьё на дожимную насосную станцию (ДНС).
ДНС предназначена для обеспечения сбора и перекачки нефтегазоводяной смеси добывающих скважин на объекты подготовки нефти в случае невозможности или нецелесообразности осуществления этого процесса под давлением скважин. Это третий этап производственного процесса. Здесь осуществляется: сброс пластовой воды, нагрев продукции скважин, закачка реагентов-деэмульгаторов и ингибиторов коррозии. К ДНС относятся следующие сооружения: блок насосной внутренней перекачки, блоги реагентов, дренажные ёмкости, буферные ёмкости, печи прямого нагрева [5]. Операции с пластовой водой относятся к нормированию сброса жидкостей (выделение газов в данном случае незначительно).
Основные загрязнители на площадке ДНС — печи нагрева. Они представляют собой газовые печи с промежуточным теплоносителем (чаще всего — водой), состоят из блока нагрева, который передаёт тепло от продуктов сгорания к нагреваемому продукту (модуль теплогенерации и теплообмена), блок подготовки топлива печи (система топливоподачи), системы безопасности и автоматики. Продукция скважин поступает в змеевик путевого подогревателя, после чего нагревается от теплоносителя и затем уже выводится из печи нагрева. Топливо же, пройдя подготовку в системе топливоподачи, подаётся в топку подогревателя, где сжигается, тем самым передавая тепло промежуточному теплоносителю [6]. В данном случае выбрасываются двуокись азота, азот монооксид, диоксид серы, угарный газ, метан, бензапирен через организованный точечный источник — дымовую трубу (разумеется, вентиляционные решётки и иные «упрощённые» системы не применяются). Объём выбрасываемых в атмосферу загрязняющих веществ пропорционален количеству нефти, «проходящей» через печь.
Дренажные ёмкости на площадке ДНС используются как резервуары для хранения неучтённой нефти, планового дренажа (из змеевиков печей), а также применяются для сбора нефти при испытаниях технологического оборудования и при утечках (аварийных ситуациях). Источник выброса здесь — дыхательный клапан (организованный точечный). Буферные ёмкости — это горизонтальные цилиндрические аппараты, оборудованные электрообогревом и теплоизоляцией. В отличие от дренажных, это не накопительные ёмкости, здесь поддерживается установленный уровень жидкости. Принцип функционирования буферных ёмкостей и механизм поступления загрязняющих веществ в атмосферу здесь отличаются от тех, что у дренажных. Однако, источник выброса тот же — дыхательный клапан (организованный точечный). Выбрасываемые вещества соответствуют находящемуся в них продукту.
На ДНС используются реагенты — специальные вещества (смеси веществ) для воздействия на те или иные свойства нефти. Как и упоминалось выше, это деэмульгаторы и ингибиторы коррозии. С помощью первых разделяют воду и нефть, а с помощью вторых — создают стойкий защитный слой на поверхности стенок трубопроводов и иного оборудования [3]. Для применения реагентов используются агрегаты в блочном исполнении — блоки реагентного хозяйства, блоки дозирования реагентов, блоки ввода реагентов. Чаще всего источник выброса здесь — вентиляционная решётка (реже — вентиляционная труба), организованный точечный. В атмосферу выбрасывается летучая составляющая реагента (в нашем случае — пропан-2-ол, метанол, гептановая фракция).
Насосная внутренней перекачки — ключевой элемент на ДНС. Она перекачивает нефтеводяную смесь через все блоки до резервуаров. Ранее такие насосные строились в капитальных производственных помещениях. В настоящее время насосные станции внутренней перекачки сооружаются или на открытых площадках, или в отдельных блоках при блочном исполнении. В первом случае за источник выбросов принимаются неплотности оборудования (неорганизованный площадной), во втором — выброс загрязняющих веществ в атмосферу происходит через вентиляционную трубу (организованный точечный источник).
Резервуары на площадке ДНС используются для хранения нагретой нефти. Это резервуары вертикальные стальные (РВС). Их объём различен, зависит от количества перекачиваемой нефти. РВС оборудованы дыхательными клапанами (аналогично дренажным и буферным ёмкостям). Выбрасываемые вещества соответствуют находящемуся в них продукту.
Логическим завершением процесса подготовки нефти является её поступление на приёмо-сдаточный пункт, а оттуда — в магистральный нефтепровод. Поэтому, следующий, четвёртый этап, является завершающим.
На четвёртом этапе нефть транспортируется по трубопроводам (чаще всего межпромысловым) на установку подготовки нефти (УПН). В зависимости от расстояний, а также целесообразности, УПН может размещаться как на месторождении, так и вне его (например, на «головных сооружениях»). Здесь происходит окончательное отделение нефти от остальной смеси, доведение её до товарного качества, откачка товарной нефти в нефтепровод на приёмо-сдаточный пункт.
Большая часть сооружений на УПН аналогична тем, что есть на ДНС: дренажные и буферные ёмкости, сепарационные установки, подогреватели нефти. Отличие в том, что на ДНС промежуточный этап подготовки, а на УПН — завершающий. К «новым» сооружениям можно отнести блоки обезвоживания и обессоливания нефти — в них происходит процесс удаления из продукции нефтяных скважин минеральных (в основном хлористых) солей. Высокое содержание солей ухудшает качество нефти и затрудняет её дальнейшую переработку на нефтеперерабатывающих заводах [7]. Обезвоживание и обессоливание можно выделить как наиболее важные процессы на УПН. Всё в данном случае происходит в блочных сооружениях, источник выброса рекомендуется использовать дефлектор (относится к организованным точечным). Выбрасываемые вещества — сероводород, метан, смесь предельных углеводородов C6-C10, бензол, диметилбензол, метилбензол.
Немаловажно упомянуть и вспомогательные составляющие. Производственные процессы требуют достаточно больших энергозатрат, сложные физико-химические свойства нефтегазоводяной смеси вызывают потребность в большом количестве реагентов на месторождении, использованные растворы и выбуренные породы необходимо где-то хранить, а техника и оборудование месторождения нуждаются в периодическом обслуживании «на месте».
Для энергоснабжения используются электростанции — дизельные (ДЭС) или газопоршневые (ГПЭС). И в ГПЭС, и в ДЭС в качестве топлива используют добываемое сырьё — сырую нефть (реже — дизельное топливо) или газ, отделяемый от нефтегазоводяной смеси. В качестве теплогенерирующих установок на месторождениях применяются водогрейные котлы. Часто электро- и теплоснабжение интегрированы в единый комплекс. Источник выброса загрязняющих веществ здесь всегда — дымовые трубы (организованные точечные). При работе ДЭС, из дымовой трубы выбрасываются двуокись азота, азот монооксид, сажа, диоксид серы, угарный газ, бензапирен, формальдегид, керосин. При работе ГПЭС перечень меньше: те же вещества, но без керосина, формальдегида, сажи, диоксида серы. Отдельно стоит отметить, что выбросы от котельных наиболее мощные — это обязывает тщательно подбирать как высоту, так и диаметр источника, чтобы грамотно провести нормирование [2].
Для хранения отработанных растворов с нефтью или без неё, измельчённой горной породы и, частично, загрязнённой воды используются шламонакопители (полигоны нефтесодержащих отходов) — ямы размером до 100 м², дно и стенки которых изолированы от грунта полимерной мембраной. Загрязняющие вещества постепенно испаряются со всей площади шламонакопителя — выброс классифицируется как неорганизованный площадной (источником выброса является весь шламонакопитель, а набор выбрасываемых веществ зависит от того, на какие виды отходов, согласно федеральному классификационному каталогу отходов, рассчитан тот или иной шламонакопитель).
Реагенты, используемые при сборе и подготовке нефти, доставляются на месторождение в бочках. Под них обычно выделяют отдельную площадку и, по мере возникновения потребности, расходуют. Выброс вещества происходит при сливно-наливных операциях на блочных сооружениях (блоки дозирования, ввода реагента, и т. п.), поэтому при нормировании выбросы от мест складирования не считаются, а включаются в выбросы от соответствующих технологических устройств (исходя из объёма реагента в каждой бочке).
Производственно-техническое обслуживание на объектах добычи и подготовки нефти — это сварка, заправка транспорта, станки в ремонтно-механических мастерских.
Сварочные посты могут быть как передвижные, так и стационарные. В первом случае источник — неорганизованный площадной, весь сварочный пост, во втором случае — организованный точечный в виде вентиляционной трубы. В обоих случаях набор выбрасываемых веществ одинаков: железа триоксид, марганец, азота диоксид, азот монооксид, угарный газ, фтористые газообразные соединения, плохо растворимые фториды, неорганическая пыль (содержащая двуокись кремния).
Заправка транспорта осуществляется на контейнерных автозаправочных станциях. Выброс — при сливно-наливных операциях, неорганизованный от фланцев (сероводород, алканы C12-C19).
Станки — токарные, сверлильно-фрезерные и точильно-шлифовальные. Для станков предусматривают отдельное помещение (ремонтно-механическая мастерская), от которого загрязняющие вещества выбрасываются через вентиляционную трубу (организованный точечный источник). Набор выбрасываемых веществ следующий: железа триоксид, машинное масло, пыль абразивная.
В ряде случаев на месторождении выделяют отдельную площадку под установку сжигания твёрдых и пастообразных малолетучих горючих нефтесодержащих отходов, образующихся при проведении работ, связанных с ликвидацией аварийных разливов нефти и их последствий (например, «Форсаж-2М») [8]. На установке сжигают отработанные сорбенты, разрешённые к утилизации, обтирочную ветошь, загрязненную траву, подходящие по размерам загрязненные древесные материалы. Источник здесь — дымовая труба (организованный точечный), а в атмосферу поступают двуокись азота, азот монооксид, гидрохлорид, диоксид серы, угарный газ, фтористые газообразные соединения, а также взвешенные вещества.
Изложенная в данной статье схема устройства объектов добычи и подготовки нефти достаточно упрощена. Однако, она даёт нам возможность рассмотреть производственный процесс с точки зрения его влияния на атмосферу, понять, на какие типы технологических и вспомогательных устройств необходимо сделать упор при проведении инвентаризации и нормирования на практике, а именно — при разработке документации по нормированию (отчёты об инвентаризации, проекты нормативов допустимых выбросов, планы мероприятий в периоды неблагоприятных метеорологических условий, и т. п.). Грамотно разработанная документация поможет избежать неточностей при заполнении отчётности по формам Росприроднадзора, внесении платы за негативное воздействие на окружающую среду, и, в целом, при осуществлении хозяйственной деятельности.
Литература:
1. Алексеенко В. Д. Влияние производственных факторов на состояние здоровья работников нефтедобычи при вахтовой организации труда в Заполярье / В. Д. Алексеенко, Н. Н. Симонова, Т. Н. Зуева // Экология человека. — 2009. — № 6. — С. 47–50.
2. Редина М. М. Нормирование и снижение загрязнения окружающей среды 2-е изд., пер. и доп. Учебник для академического бакалавриата / М. М. Редина, А. П. Хаустов. — Москва: Юрайт, 2023. — 454 с. — ISBN 978–5-534–15425–2
3. Линник Ю. Н. Основы нефтегазового дела. Учебник / Ю. Н. Линник, В. Ю. Линник. — Москва: КНОРУС, 2022. — 484 с. — ISBN 978–5-406–09144–9
4. Установка измерительная «Мера-МР» [Электронный ресурс] URL: http://www.hms-neftemash.ru/product/oborudovanie-dlya-zamera-debita-produktsii-neftyan/ustanovka-izmeritelnaya-mera-mr/ (дата обращения: 04.01.2023).
5. ГОСТ Р 58367–2019. Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование: дата введения 2019–04–15. — Москва: Стандартинформ, 2019. — 127 с.
6. Устройство, принцип работы, расчет путевых подогревателей [Электронный ресурс] URL: http://www.mcsys.ru/about_prod/podogrevnefti15062016 (дата обращения: 04.01.2023).
7. Машкова Е. Г. Система обезвоживания и обессоливания нефти / Е. Г. Машкова, М. И. Юсупова // Наука и современность. — 2017. — № 51. — С. 137–142.
8. Нифонтов Ю. А. Установка для сжигания нефтесодержащих отходов арктических регионов / Ю. А. Нифонтов, П. А. Тимофеев // Технико-технологические проблемы сервиса. — 2019. — № 1 (47). — С. 28–32.
