Утилизация газа на КПО осуществляется посредством экспорта добытого газа, использованием его для, внутренних нужд компании, закачки обратно в пласты, минимизируя объемы отжига газа. В последние годы наблюдается тенденция к улучшению показателей утилизации газа. В 2009 году KПO утилизировала 99.86 процентов добытого попутного газа, тогда как средний показатель утилизации газа в Казахстане за 2008 год составил 94.6 процента.
| Ключевые события 2008-2009 гг. |
| · В начале 2008 года природоохранная деятельность компании была высоко оценена Министерством охраны окружающей среды РК с вручением трехлетнего разрешения на эмиссии. Компания впервые получила такое разрешение на более длительный срок. · В течение 2008 года на Карачаганаке проводилось опробование новой технологии испытания скважин без применения отжигов, которая была разработана британской компанией «Экспро», Впервые в Казахстане, на Карачаганакском месторождении был применен сепаратор «Mega Flow». Использование этого сепаратора дает не только значительную пользу для окружающей среды за счет уменьшения выбросов парниковых газов, но и повышает эффективность производства, возвращая ценное углеводородное сырье обратно в технологический процесс. · В мае 2008 года в KПO проводился семинар по вопросам утилизации отходов, на котором особое внимание уделялось трем ключевым вопросам, включая управление буровыми отходами, водопотребление и водотведение, а также утилизацию коммунальных отходов. · В сентябре KПO был вручен сертификат ИСО 14001, подтверждающий, что на предприятии внедрена система экологического менеджмента, соответствующая требованиям этого стандарта. Сертификация подтверждает наличие надежной и эффективной системы, посредством которой осуществляется контроль воздействия на окружающую среду и и улучшение экологических показателей. Это большой шаг в развитии интегрированной системы управления ОТ, ТБ и ООС КПО. В сентябре 2009 года подразделение КПО по развитию проекта в Лондоне «Karachaganak Projects Development Ltd» также было включено в область сертификации. · В декабре 2008 года KПO начала испытания установки термомеханической очистки бурового шлама в рамках пуско-наладочного процесса. Данная установка обеспечивает безопасную и эффективную очистку шлама бурового раствора на нефтяной основе. Кроме этого, начаты пред проектные изыскания для строительства постоянной площадки для хранения и утилизации переработанных отходов бурения. · В 2008 году в рамках пятилетнего стратегического плана по охране труда, технике безопасности и охране окружающей среды, КПО разработала стратегию по управлению выбросами парниковых газов, в которой мы выразилисвое стремление к достижению сокращения объемов парниковых газов на один миллион тонн СО2-экв. в течение пяти лет путем определения и достижения конкретных целей и задач. · В 2009 году KПO утилизировала около 99.86 процентов всего добытого газа – он был экспортирован, закачан в пласт или был использован в качестве топлива. Из всех действующих нефтегазоконденсатных месторождений Казахстана Карачаганак является ведущим предприятием в области утилизации добываемого газа. В 2006 году показатель утилизации газа равнялся 99.41 процентам; в 2007 и 2008 годах благодаря дальнейшим улучшениям эта цифра достигла уже 99.69 и 99,78 процентов соответственно. · В 2009 году КПО достигла сокращения парниковых газов на 171.4 тыс.тонн СО2-эквивалента, превышая свои установленные показатели на 56%, и добилась 33% от поставленной цели по снижению объемов выбросов парниковых газов на один миллион тонн СО2-эквивалента. · В мае 2009 года КПО получила поощрительную награду председателя правления «Би Джи Групп» в категории «Инициатива в области ООС» за проделанную работу по снижению выбросов парниковых газов. · В октябре 2009 года в КПО прошло торжественное открытие экологического центра мирового класса. Экоцентр обеспечивает безопасную переработку и захоронение жидких и твердых отходов бурения. Применяющиеcя при этом современные технологии позволили КПО перейти к использованию бурового раствора на нефтяной основе, что более эффективно из-за уменьшения уровня потребления воды и объема шлама, образующегося при бурении скважин, а также снижения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу. |
II часть практики
Получение рабочей профессии
2.1 Нефть как многокомпонентная система
Основные примеси, содержащиеся в нефтях и газах
На нефтяных промыслах в сырой нефти содержится разное количество газов, соленой воды и механических примесей. По мере эксплуатации нефтяных месторождений содержание нефти в продукции скважин снижается, а воды возрастает (до 95—98%). Даже отстоявшаяся нефть содержит большое количество солей (до 6 г/л нефти). В процессе подготовки нефти на промыслах из нее вследствие снижения давления выделяется газ (растворенный в ней в пластовых условиях – попутный нефтяной газ); он поступает для дальнейшей переработки на соответствующее предприятие.
Обычно из скважин добывают не нефть, а ее смесь с водой в виде слабой неустойчивой эмульсии. Однако в дальнейшем, особенно при перекачке, она превращается в устойчивую и трудно разделяемую эмульсию. Потребителю нужна нефть с минимальным содержанием солей и воды, поэтому уже на месте добычи или на ближайших нефтесборных пунктах ее необходимо подвергать соответствующей очистке. В зависимости от качественной характеристики нефти и газа степень полноты технологического процесса бывает различной. Сейчас на ряде промыслов в основном производят обезвоживание (до 1—2%) и только частично обессоливание. На промыслах должна быть достигнута такая подготовка нефти, чтобы содержание в ней воды не превышало 0,1—0,3% и солей 100 мг/л (для западносибирских нефтей 300 мг/л). При этом все нефти должны быть обработаны деэмульгатором, что облегчает их переработку.
Для обеспечения высокой эффективности работы установок по переработке нефти на них необходимо подавать нефть с содержанием солей не более 2 мг/л и воды 0,2%. Поэтому получаемую с промыслов нефть подвергают доочистке на нефтеперерабатывающих заводах. Необходимость такой тщательной подготовки нефти к переработке диктуется следующими обстоятельствами. Наличие воды в нефти приводит к резкому снижению производительности установок, повышенному расходу энергии для ее испарения и конденсации. При этом ухудшается четкость ректификации. Наличие солей и механических примесей вызывает эрозию и засорение труб печей и теплообменников, понижает коэффициент теплопередачи и повышает зольность мазутов и гудронов. Кроме того, наличие в нефти растворенных солей вызывает коррозию аппаратуры и оборудования из-за образования соляной кислоты, которая выделяется при гидролизе некоторых хлористых солей, особенно хлорида магния:
MgCl2 + H2O ® MgOHCl + НС1.
Коррозия бензиновых конденсаторов и холодильников усиливается при переработке сернистых нефтей, особенно в присутствии водяных паров. Вначале в присутствии влаги образуется сульфид железа (II) в виде защитной пленки:
Fe + H2S ® FeS + H2 ,
в присутствии соляной кислоты он превращается в хлорид железа (II):
FeS +2HCl ® FeCl2 + H2S ,
который растворяется в воде, оголяя поверхность железа, вступает в реакцию с сероводородом, и т. д.
Нефтяные эмульсии и способы их разрушения
Эмульсии представляют собой дисперсные системы из двух жидкостей, не растворимых или малорастворимых друг в друге, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капелек (глобул). Нефтяные эмульсии бывают двух типов: «нефть в воде» (гидрофильная) и «вода в нефти» (гидрофобная). Цвет эмульсии — от желтого до темно-коричневого, консистенция — от сметано- до мазеподобной. Вязкость нефтяных эмульсий возрастает с увеличением содержания воды (до 60—80%), а затем падает.
Стойкость эмульсии зависит от наличия в ней эмульгаторов — веществ, растворимых в одной из жидкостей и образующих как бы пленку, обволакивающую капельки и препятствующую их слиянию. Эмульгаторы бывают гидрофильные и гидрофобные. К гидрофильным эмульгаторам, хорошо растворимым в воде и не растворимым в нефти, относятся натриевые соли нафтеновых кислот, сульфокислоты и др.; к гидрофобным эмульгаторам, хорошо растворимым в нефти и не растворимым в воде,— нафтенаты, тонкоизмельченные частицы глины, окислы металлов (особенно Са, Mg, Fe, A1), смолисто-асфальтеновые вещества и др. Наличие эмульгаторов способствует образованию эмульсии, отвечающей по типу названию эмульгатора. Другая причина стойкости эмульсии — накопление зарядов статического электричества на каплях воды и твердых частицах. Под влиянием этих зарядов происходит взаимное отталкивание частиц воды.
Тип эмульсии определяют двумя способами. Первый — растворение ее в воде и бензине. Гидрофильная эмульсия («нефть в воде») растворяется в воде и опускается на дно в бензине, обратное явление наблюдается для гидрофобной эмульсии («вода в нефти»). Второй способ основан на определении проводимости электрического тока: его проводят только гидрофильные эмульсии.
Перерабатывать нефть с эмульсией нельзя, поэтому ее предварительно разрушают — деэмульгируют. Деэмульгирование нефти нужно проводить возможно раньше (свежие эмульсии разрушаются легче) с использованием высокоэффективных деэмульгаторов. На НПЗ их расход в зависимости от подготовки нефти на промыслах составляет 20—50 г/т нефти (0,002—0,005%). Существуют различные способы удаления воды из нефти и разрушения эмульсий: механический, термический, химический, термохимический и электрический.
Механический способ разрушения эмульсий основан на применении отстаивания, центрифугирования и фильтрования. Процесс отстаивания в большинстве случаев является первой стадией разрушения эмульсий. Центрифугирование и фильтрование применяют в лабораторных условиях для определения содержания воды в нефти. В промышленности центрифугирование из-за малой производительности центрифуг и большого расхода электроэнергии не нашло применения. Практически не применяют и фильтрование, так как оно требует частой смены фильтров, что связано с большими трудовыми затратами.