Билет 23

3))

1))

Билет22

Если засорились штуцер или выходная линия, то дебит снижается, а буферное и затрубное давления увеличиваются. В этом случае также переключают линию выкида нефти на другую и проверяют штуцер и выкидную линию.

Для борьбы с отложениями парафина проводят следующие мероприятия:

уменьшение пульсации фонтанирования при максимальном снижении газового фактора;

применение механической очистки НКТ различными скребками;

покрытие внутренней поверхности НКТ стеклом, эпоксид-пыми смолами, эмалями, бакелитовым лаком и др. (футерование);

расплавление парафина;

растворепие парафина различными растворителями.

При использовании скребков на устьевой арматуре монтируют лубрикатор с сальником. Для спуска скребков па проволоке и их подъема применяют депарафипизациоппые установки типа АДУ, которые состоят из лебедки с электродвигателем и станции управления.

Для расплавления парафина применяют прогрев НКТ закачкой пара, горячей нефти или нефтепродуктов.

Подачу теплоносителей в виде пара от паровой передвижной установки (ППУ) в затрубное пространство и выход его через насосно-компрессорные трубы обеспечивают расплавление и вынос его струей нефти.

Для обработки скважип паром применяют передвижные па-

рогенераторные установки ППУ-3М, ППУА-1 200/1 00 и ППУ-1600/100.

Техническая характеристика установки ППУ-3М

Производительность пара, кг/ч....................................... 1000

Максимальное давление пара, МПа.................................. 10

Максимальная температура пара, °С................................. 310

Вместимость цистерны для питательной воды, м3:

па шасси КрАЗ-257..................................................... 5,5

па шасси КрАЗ-255Б................................................... 3,8

Топливо...................................................................... Дизельное

Расход топлива, кг/ч..................................................... До 85

Передвижная парогеператорпая установка ППУА-1200/100, ППУ-1600/100 выпускается серийно взамен снятых с производства паровых передвижных установок ППУ-3М (рис. 3.8).

Устаповка ППУА-1200/100 отличается от установки ППУ-3М большей производительностью, имеет более совершенную конструкцию котла и оснащена системой автоматической защиты котла. Работой основных узлов и систем установки управляют дистанционно с одного рабочего места - из кабины водителя. Установку монтируют на шасси автомобиля КрАЗ-255Б или КрАЗ-257.

Техническая характеристика ППУА-1200/100

Производительность пара, кг/ч.............................. 1200

Максимальное давление пара, МПа......................... 10

Максимальная температура пара, °С........................ 310

Расход топлива для котла, кг/ч, не более................ 83

Топливо для котла............................................... Дизельное

Максимальное давление в топливной магистрали,

МПа................................................................. 2

Насос питательный.............................................. ПТ-1-1/400

Насос топливный................................................ ШФ04-25Б

Вентилятор........................................................ Ц10-28

Вместимость цистерны для питательной воды, л........ 4200

Привод механизмов установки................................ От тягового двигателя автомобиля

Мощность, отбираемая от двигателя автомобиля, кВт... 13-15

Размеры, мм, на шасси автомобиля:

КрАЗ-255Б.................................................... 8588x2700x3740

КрАЗ-257...................................................... 9050x2700x3560

Масса установки, кг:

на шасси КрАЗ-255Б с полной заправкой............. 19 200

на шасси КрАЗ-257 с полной заправкой............... 18 380

В передвижной парогенераторной установке ППУА-1200/100 (рис. 3.9) питательная вода из емкости 7 под гидростатическим напором через водяной фильтр 8 поступает на прием питательного насоса высокого давления 16 и далее нагнетается в парогенератор 26.

На напорном трубопроводе между питательным насосом и парогенератором последовательно смонтированы регулирующий вентиль 20, диафрагма ДВ-100 21 и обратный клапан КП-160 22. С помощью регулирующего вентиля 19 часть потока направляют во всасывающую линию, регулируя расход воды, который измеряют датчиком предельных значений расхода. Для исключения попадания пара в напорную линию при внезапном повышении давления в парогенераторе предусмотрен обратный клапан 22.

Полученный в парогенераторе пар поступает через расширитель 15, регулирующий вентиль 14 и обратный клапан 2 к потребителю. На паропроводе на выходе из парогенератора установлены два предохранительных клапана СППКМ-25-1 00, отрегулированные соответственно на 1 0,8 (рабочий) и 1 0,5 (контрольный) МПа. На расширителе 15 смонтированы приборы контроля температуры и давления. Для предотвращения попадания продукции скважины в трубопроводы установки предусмотрен обратный клапан КП-1 60 2.

Дизельное топливо из емкости 34 поступает в шестеренный

2))

Сточные воды, используемые в целях поддержания пластового давления состоят на 85 – 90 % из добытой пластовой воды. В нефтедобывающей промышленности применяются как специально разработанные методы подготовки сточных пластовых вод, так и заимствованные из смежных отраслей, применяющих крупнотоннажные системы очистки воды.

Наиболее часто применяют следующие методы:

отстаивание воды;фильтрование воды через пористые или иные среды;флотация; коалесценция;центробежное разделение;диспергирование;удаление примесей поглотителями;

озонирование.

В качестве технических средств для отстаивания воды используют резервуары отстойники, нефтеловушки, пескоотделители и пруды-отстойники.

Резервуары – отстойники обеспечивают очистку стойной воды по герме-тизированной схеме. В зависимости от производительности, качества сырья и требований к очищенной воде применяют резервуары различной вместимости (от 200 до 5 000 м 3)с разнообразной начинкой и обвязкой. Выбор и расчет резервуаров проводится исходя из времени отстаивания воды в течение 8 – 16 часов. Процесс очистки может производится в циклическом или непрерывном режиме. Обвязка водоочистных резервуаров большей частью последовательная.

Для глубокой очистки нефтепромысловых сточных вод от эмульгированной нефти и твердых механических примесей предназначен отстойник с патронными фильтрами ОПФ-3000.

Отстойник с патронными фильтрами ОПФ-3000

Предназначен для глубокой очистки нефтепромысловых сточных вод от эмульгированной нефти и твердых механических примесей, Отстойник входит в состав комплекса оборудования для очистки сточныx вод, используемых в системе ППД (рис. 15).

Отстойники предназначены для эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах по ГОСТ 15150-69: ОПФ-3000-01 - в макроклиматическом районе с умеренным климатом, со средней температурой – самой холодной пятидневки не ниже 233 К (400С). Минимальная Допустимая температура стенки отстойника, находящегося под давлением, 233 К (400С). Вид климатического исполнения – У1 по ГОСТ 15150 – 69.

ОПФ-3000-02 - в макроклиматическом районе с холодным климатом, со средней температурой самой холодной пятидневки от 232 до 213 К колеса (от -41 до -60°С). Минимальная допустимая температура находящегося под давлением, 213 К (-60°С).

Вид климатического исполнения - ХЛ1 по ГОСТ 15150-69.

Основные технические данные

Производительность, м 3/сут, не более...................... 3000

Рабочее давление, Мпа (кгс/см2), не более ……………0,6 (6)

Объем отстойника, м3 ………………………………………125

Количество фильтров, шт……………………………………16

Скорость фильтрации, м3/ч, не более ……………………10

Площадь фильтрации одного фильтра, м2……………….1

Рабочая среда …………………………..сточные воды установок подготовки

нефти и объектов нефтесборного парка, содержащие эмульгированную нефть, твердую примесь в виде частиц песка и глины, сульфида и гидроокиси железа, углеводородные газы и сероводород

Температура рабочей среды, К …………………………… 283 – 333

Содержание примесей в воде, поступающей на очистку, мг/л, не более:

Эмульгированной нефти ……………………………………..2000

Твердых частиц ………………………………………………..100

Содержание примесей в очищенной воде, мг/л, не более:

Эмульгированной нефти ……………………………………..20

Твердых частиц ………………………………………………..10

Содержание сероводорода в сточной воде,

Мг/м3, не более …………………………………………………10

Разность плотностей воды и нефти,

Мг/м3, не более …………………………………………………150

Отстойник ………………………………………………………..ремонтноспособный

Габаритные размеры отстойника

(длина х ширина х высота), мм………………………………19000 х 3000 х 3865

масса отстойника, кг …………………………………………...22000

Описание конструкции и принцип действия

Отстойник ОПФ-3000 (рис. 15) представляет собой стандартную горизонтальную цилиндрическую емкость 1, внутри которой расположены 16 фильтр-патронов 2, объединенных в четыре блока фильтр-патронов 3, четыре отражательных опорных лотка 4, сборник чистой воды 5 и лестница 6. Емкость устанавливается на две седловидные опоры имеет люк-лаз 7, монтажные люки, штуцеры для подсоединения технологических трубопроводов, установки предохранительных клапанов и приборов КИПиА.

Емкость оборудована поворотным устройством 8 для монтажа и демонтажа крышки люка-лаза, грузоподъемными элементами и деталями для крепления теплоизоляции.

Принцип работы отстойника

Сточная вода установок подготовки нефти, прошедшая предварительно грубую очистку, поступает через распределитель-гребенку и входную трубу 9 во внутреннюю полость фильтров, откуда под действием напора фильтру­ется через пенополиуретан в полость отстойника. При фильтрации эмуль­сии через ППУ происходит укрупнение частиц эмульгированной тонкодис­персной нефти до пленочной, которая потоком жидкости отрывается от по­верхности фильтра и всплывает в верхнюю часть отстойника.

Очищенная сточная вода постоянно выводится через сборник чистой воды и подается в систему поддержания пластового давления (ППД).

Всплывшая нефть постоянно или периодически выводится из отстойника через штуцер нефти в емкость уловленной нефти. Выпадающая на дно ем­кости твердая примесь постоянно или периодически, в зависимости от ин­тенсивности накопления, дренируется с жидкостью в илонакопитель.

Ввод сточной воды в отстойник с двух противоположных сторон позволяет равномерно распределить жидкость в емкости и увеличить коэффициент ис­пользования объема отстойника. Расположение фильтров в верхней части отстойника сокращает высоту всплывания частиц нефти и, как следствие, про­должительность пребывания жидкости в отстойнике. Пенополиуретан рабо­тает в режиме самоочищения и не требует регенерации, что обеспечивает работу фильтров без замены не менее 12 месяцев.

Отстойник может работать в двух режимах: в автоматизированном и неав­томатизированном режиме "полного заполнения". Для работы в автоматизи­рованном режиме отстойник оснащается регуляторами с сигнализаторами уровня раздела фаз "нефть-вода", сигнализаторами верхнего и нижнего пре­дельного уровня жидкости, исполнительными механизмами и расходомером очищенной воды. В режиме "полного заполнения" уловленная нефть вместе с газом отводится постоянно с избытком (до 5-10% от производительности отстойника) сточной воды в емкость уловленной нефти, откуда газ утилизируется или отводится на факел, а уловленная нефть - на УПН. Для облегчения настройки отстойника на режим "полного заполнения" рекомендуется пре­дусмотреть в верхней зоне корпуса отстойника 3-4 пробоотборных крана, а на линии вывода очищенной воды и уловленной нефти - расходомеры.

Автоматизация и контроль

Давление в отстойнике изме­ряется и контролируется визу­ально с помощью манометра ВЗ-16рб. При повышении давления выше заданного манометр ВЗ-16рб выдает сигнал на щит уп­равления и контроля отстойни­ком.

Для проверки показаний это­го манометра на отстойник уста­навливается манометр общего назначения ОБМ-1,5-160 ГОСТ 8625-77.

Производительность отстой­ника определяется расходомера­ми типа "Турбоквант" (ВНР), "Норд" (Россия) или другими расходомерами с верхним пре­делом измерения до 150 мУч с точностью измерения ±0,5%. Расходомеры должны быть уста­новлены за отстойником.

Регулирование производи­тельности отстойника в зависи­мости от качества очистки про­изводится задвижкой на линии вывода очищенной воды.

Строительная часть

Под отстойник подготавлива­ется площадка согласно проек­ту привязки.

Отстойник устанавливается на фундаментные плиты или опоры и крепится анкерными болтами.

Конструкция фундаментов и опор, их расположение, марка бе­тона, глубина заложения их по­дошв определяются проектом привязки.

Проверяется горизонтальность установки отстойника в двух вза­имно перпендикулярных направ­лениях.

Отстойник поставляется в полностью собранном виде, с установленны­ми внутренними устройствами, не требующими разборки при монтаже. Ответные фланцы поставляются прикрепленными к штуцерам отстойника с рабочими прокладками и крепежными деталями.

Отстойник поставляется с приваренными деталями для крепления изоляции, строповки, без запасных частей к сборочным узлам или деталям.

Ниже дана таблица (таб. 1.4) люков, штуцеров, муфт. Изготовитель: ПО "Салаватнефтемаш", г. Салават.

Содержание эмульгированной нефти в очищенной воде составляет 10 – 30 мг / л, взвешенных твердых частиц - 15 – 40 мг / л. Отделение эмульгированной нефти и гидрофобных твердых частиц от промысловой сточной воды проводится в результате ее пропуска через нефтяной слой толщиной около 1 м. При этом ввод сточной воды осуществляется через распределитель, установленный в центре резервуара непосредственно в нефтяном слое.

Резервуар с жидкостной гидрофобной фильтрацией оснащен гидрозатвором для отвода очищенной воды и поддержания на заданной высоте уровня раздела нефть – вода.

Для повышения эффективности водоочистных резервуаров-отстойников, предназначенных для очистки сточных вод с высоким содержанием «обычных» механических примесей и тяжелых компонентов типа сульфида железа может быть рекомендована установка конусной ловушки. Нефтеловушки обеспечивают отделение значительной части углеводород-ных компонентов и механических примесей. Размеры нефтеловушки проектируются исходя из скорости движения потока 5 – 10 мм/с и длительности пребывания воды в ней около 2 ч. Нефтеловушки выполняются из железобето- на с двумя-четырьмя параллельными секциями, каждая из которых имеет ширину 3 – 6 м, длину 18 – 36 м и высоту 2,6 –3,6 м при толщине слоя воды 1,2 – 2 м. Для выравнивания потока секции разделяют щелевой перегородкой. В состав оборудования входят входные, распределительные и выходные трубопроводы, нефтесборный трубопровод с перемещающимся механизмом, сборный лоток, устройство для принудительного перемещения нефти, система для смыва и удаления механических отложений. Нефтеловушки могут оснащаться системой подогрева улавливаемой нефти и другими механизмами.

Размер удерживаемых глобул нефти – более 80 мкм. Эксплуатация данной ловушки весьма сложна. Поэтому в настоящее время отмечается их постепенное вытеснение из технологических схем и замена другими средствами.

Пескоотделители обеспечивают отделение крупной фракции механических примесей с размерами свыше 250 мкм. В составе сточных пластовых вод доля этой фракции, как правило, невелика и в большинстве реализованных проектов подготовки сточных вод пескоотделители не включены. Их применяют в редких случаях, когда общее содержание механических примесей составляет 500 мг / л и свыше, при доле крупных фракций более 0,2.Пруды-отстойники (шламосборники, аварийные амбары) предназначены для отделения углеводородных компонентов и механических примесей. Расчетное время отстаивания составляет около 2 сут. Пруд – отстойник представляет собой земляное сооружение длиной до 200 м, шириной по зеркалу воды до 40 м и глубиной 1,5 – 2,5 м и обычно состоит из двух последовательно соединенных секций. Гидроизоляция и предотвращение загрязнения подземных вод обеспечиваются различными способами

Необходимость отвода больших площадей, трудность отбора нефти с зеркал пруда – отстойника, старение улавливаемой нефти, загазирование окружающей среды углеводородами приводит, с одной стороны, к необходимости модернизации сооруженных объектов, с другой, - к постепенному вытеснению их из нефтепромысловой практики. Вариантом может быть строительство «быстрых» прудов – отстойников и нефтеловушек. На приведен один из вариантов такого отстойника, который обычно применяется для очистки опрессовочной воды, но может быть использован и для отстоя и очистки сточной пластовой воды.

Ускорение процесса подготовки сточной воды здесь достигается за счет пропускания ее через гидрофобную среду, т.е. за счет совмещения процесса отстоя с процессом фильтрации. В качестве такой среды рекомендуется использовать гидрофобный вспученный перлит.

При адаптации данного способа к условиям очистки сточных пластовых вод надо иметь ввиду следующее:

фильтр для очистки опрессовочной воды рассчитан на разовое использование;

метод сбора и вывода нефти с поверхности воды нетехнологичен;

требуется наличие котлованов или амбаров;

не решен вопрос утилизации насыщенного нефтью фильтра, по крайней мере его сжигание, видимо, неприемлемо;

нет технологии регенерации фильтра.

Достоинство такого метода очистки опрессовочной воды – высокая нефтепоглощающая способность фильтров на основе вспученного перлита.

Центробежное отделение примесей – метод, обеспечивающий более низкую металлоемкость. На рис. приведена схема гидроциклона. Исходная дисперсная система - сточная вода с высоким содержанием механических

примесей – по тангенциальному вводу под необходимым напором подается

в цилин дрический корпус. Под действием центробежных сил твердые частицы отбрасываются к периферии и, двигаясь по спирали,поступают вниз к патрубку отвода сгущенной смеси и далее в цилиндрическую камеру. Мелкие частицы с жидкостью, образуя восходящий поток, выводятся через сливной патрубок. Вблизи корпуса вследствие

высокой скорости жидкости происходит раз рыв потока с одновременным формирова-

нием воздушного ядра с пониженным (ниже атмосферного) давлением. Это способствует отстаиванию фугата, полученного в результате отжима осадка в цилиндрической камере из полости герметичного кожуха в выходящий поток через трубку. Концентрация фугата не выше концентрации сырья, а количество – не более 10 % его объема. Поэтому подпитка выходящей продукции фугатом не снижает качество очистки сточной воды.

Флотация сточных пластовых вод это метод, позволяющий проводить доочистку сточной воды до содержания примесей 4-30 мг/л.

Безнапорный флотатор конструкции Гипровостокнефть сооружен на основе вертикального стального нефтяного резервуара (рис. 19). Объем флотационной камеры рассчитывается на 20 мин пребывания воды в ней, а отстойной камеры-на 3 ч.

Все способы и технические средства подготовки и очистки сточных пластовых вод реализуются в различных технологических схемах. Наибольшее распространение получили:

1) установки предварительного сброса воды;

2) системы очистки сточной воды в составе комплексной установки по подготовке промысловой продукции;

3) установки по очистке пластовой воды в системе восстановления (увеличения) приемистости нагнетательных скважин;

4) комплексные установки по очистке сточных промысловых вод.

Установки предварительного сброса сточных пластовых вод

В последние годы в нефтепромысловой практике нашли достаточно широкое применение установки предварительного сброса пластовой воды (УПСВ), которые вписываются в систему добычи нефти, с одной стороны, и в систему ППД - с другой.

Эти установки могут работать по различным схемам. На рис. 20-22 приведены схемы, которые реализованы на ряде объектов месторождения Поволжья. По схеме «а» (см. рис. 20) продукция непосредственно через групповые замерные установки нефтяных скважин поступает на УПСВ двумя потоками. Первый представлен трехфазной (нефть, вода, газ) средой, подаваемой непосредственно с групповых замерных установок (ГЗУ) на трехфазный делитель фаз (ТДФ)-основной элемент УПСВ, в котором осуществляются сепарация газа и предварительный сброс воды. Ввод деэмульгатора осуществляется по возможности в начальных точках технологической цепочки, т.е. либо в трубопроводе ГЗУ УПСВ, либо на самой групповой замерной установки или в скважине. При вводе реагента в непосредственной близости от трехфазного делителя фаз дозатор снабжается дополнительным устройством для его диспергирования в потоке.

Процессу равномерного распределения реагента и его эффективной «работе» в этом случае способствует и наличие газовой фазы в потоке.

Второй поток формируется из продукции скважин, который находится на значительном удалении от УПСВ. В этом случае на УПСВ подается двухфазный (нефть-вода) поток через дожимную насосную станцию (ДНС). оба потока смешиваются перед подачей в аппарат-разделитель, который является вторым основным элементом УПСВ.

Попутный газ, отделенный в трубном делителе фаз направляется во влагоотделитель и далее в газовый коллектор к потребителю. Нефть с остаточным содержанием воды до 10% из аппарата-разделителя поступает в емкость-накопитель, а затем нефтяным насосом откачивается на установку подготовки нефти.

Отделенная (сброшенная) в трубном делителе фаз и аппарате-отстойнике вода поступает в буферную емкость, из которой водяным насосом откачивается на дожимную насосную станцию системы ППД. К этому же потоку воды при необходимости присоединяется подошвенная вода из нефтяной ёмкости –накопителя.

Для нережимных и аварийных ситуаций в состав УПСВ включается дополнительный резервуар для воды и нефти вместимостью 1000 – 2000 м3.

Схема «а» реализована на Собачинском месторождении, где объект обслуживания УПСВ состоит из двух взаимоудаленных площадей. Данная технология эффективна на месторождениях-объектах воздействия газовых методов повышения нефтеотдачи, когда в продукции добывающих скважин содержится большое количество газа. Это подтвердилось на Радаевском месторождении.

Освоение скважины — это особый технологический цикл, который за­вершает ее строительство. Качество освоения и результаты последующей эксплуатации скважин зависят от того, насколько удается восстановить фильтрационные характеристики продуктивных пластов-коллекторов на стадии первичного и вторичного вскрытия пласта, вызова притока, приме­нения различных методов интенсификации притока из пласта. Качество освоения скважин, в конечном итоге, определяет темпы и характер разра­ботки месторождений.

Под освоением скважин понимается комплекс проводимых в них ра­бот по окончании бурения, крепления и перфорации (или капитального ремонта) с целью получить при оптимальных технологических режимах работы эксплуатационного пласта максимальный дебит нефти (газа) или лучшую приемистость пласта при закачке в него флюидов. Иногда освое­ние совмещают с гидроразрывом пласта, но это скорее исключение из пра­вила1.

Процесс освоения скважины заключается в возбуждении скважины, очистке призабойной зоны пласта (ПЗП) от жидкости и прочих загряз­няющих примесей, находящихся в стволе, в проведении необходимых ра­бот для улучшения фильтрационной характеристики призабойной зоны продуктивного пласта.

Сущность возбуждения скважины состоит в понижении давления на забой (в ПЗП), создаваемого столбом бурового раствора (или иной жидко­сти), различными способами до давления меньше пластового, чтобы обес­печить приток нефти или газа в скважину.

Понижение давления у забоя скважины может быть достигнуто сле­дующими способами:

заменой бурового раствора раствором меньшей плотности (разница в плотности последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5 ã/ñì3);

заменой бурового раствора водой;

снижением уровня жидкости в скважине (свабирование, поршне-вание);

использованием аэрированных жидкостей и пенных систем;

поршневанием с подкачкой газообразного агента;

промывкой скважины (фонтанной) находящейся в стволе жидкостью при практическом равенстве давлений пластового и в ПЗП.

В ряде работ отечественных исследователей доказана эффективность

1 Некоторые специалисты в термин «освоение скважин» вкладывают более широкий смысл — все этапы заканчивания скважин, иногда и разбуривание пород продуктивного пла­ста.

воздействия на ПЗП с целью очистить ее и, следовательно, повысить дебит скважины путем создания многократных мгновенных депрессий — ре­прессий.

При анализе состояния дел по освоению скважин прослеживаются два основных направления повышения эффективности работ:

улучшение организации работ с целью сократить значительные потери непроизводительного времени;

разработка новых технических решений и технологических процессов, более надежных и эффективных.

Задача вторичного вскрытия — создание совершенной гидродинами­ческой связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицатель­ного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта (ПЗП), без значительных деформаций обсадных колонн и цементной обо­лочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации.

При разработке процесса перфорации должны учитываться геолого-промысловая характеристика залежи, тип коллектора и технико-техноло­гические данные по скважине:

толщина, фильтрационно-емкостные свойства призабойной и удален­ной зон пласта, расчлененность, литофациальная характеристика пласта и вязкость нефти;

расстояние до контактов — водонефтяного (ВНК), газонефтяного (ГНК) и газоводяного (ГВК);

пластовое давление и температура в интервале перфорации;

число обсадных колонн в интервале перфорации, минимальный внут­ренний диаметр в колонне труб;

максимальный угол отклонения скважины от вертикали;

состояние обсадной колонны и ее цементной оболочки;

свойства и состав жидкости, применявшейся при первичном вскрытии пласта.

В нефтегазодобывающих скважинах интервал перфорации определя­ется насыщенностью пород пластовыми флюидами и устанавливается гео­логической службой предприятий, ведущих буровые работы. Нефтенасы-щенный пласт перфорируется по всей толщине продуктивного объекта.

Пласты с подошвенной водой и газовой «шапкой» перфорируются в нефтяной части.

4))

5))
МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЗАЩИТЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

В связи с тем, что работа компрессорной станции связана с выделением

значительного количества газообразных веществ, она оказывает большее влияние

на атмосферу по сравнению с воздействием на гидросферу и почву. Учитывая это,

для снижения техногенного воздействия объекта предлагается ряд мероприятий по

снижению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, которые представлены на

(рис.1). Перевод газоперекачивающих агрегатов на воздушный пуск, например,

по­зволяет уменьшить потери газа на 1,5-2,0 %.

Одним из методов уменьшения потерь газа является утилизация вторичных

энергоресурсов, которые используются для теплоснабжения самой компрессорной

станции и внешних потребителей: жилых поселков и теплично-овощных комбинатов.

Тепло выхлопных газов газоперекачивающих аппаратов может применяться для

подогрева воды или генерации пара, а уходящие газы газотурбинных установок -

для углекислотной подкормки растений, что существенно повышает их

урожайность. В этом случае содержание вредных веществ снижают методом

каталитического восстановления газами-восстановителями. Возможно

использование вторичных энергоресурсов компрессорной станции для подогрева

воды в бассейнах и прудах рыбоводных хозяйств.

Для достижения максимального очищения сточных вод разрабатываются но­вые,

прогрессивные технологии очистки и доочисткй сточных вод. Среди них физи­ко-

химические и биологические методы, а также анаэробная очистка сточных вод.

Перспективными направлениями являются озонирование, обратный осмос,

филь­трование через ионнообменные смолы и полимерные сорбенты.

Организация крупных очистных сооружений на данной компрессорной станции

нецелесообразна, как с экономической, так и с экологической точек зрения,

поэтому предлагаются малые очистные сооружения мощностью до 50 м3

час/ способные очищать комбинированные сточные воды, то есть смесь хоз-фекальных

и производственных стоков.

Наиболее рациональными способами доочистки сточных вод являются биологические

способы, основанные на практически неограниченных возможностях

микроорганизмов, водорослей, высших водных растений в трансформации

загрязнений различной химической природы. Весьма существенно также, что

биологическая очистка осуществляется при минимальных затратах энергии на

массовую единицу удаляемых веществ. Из большой массы высших водных растений в

качестве лучшего биологического сорбента выбран рдест пронзеннолистный.

Биологические методы позволяют подвергнуть окислению органические соединения

алифатического ряда, амиловый, этиловый и метиловый спирты, ацетон, гликоли,

глицерин, анилин и многие другие вещества. При длительной адаптации можно

добиться распада даже таких устойчивых соединений, как толуол, ксилол,

углеводороды, нефть и другие.

Одним из перспективных биологических методов является способ очистки

хо­зяйственно-фекальных сточных вод в биологических прудах. На рис. 2

приводится предлагаемая схема по очистке сточных вод на очистных сооружениях

Острогожской компрессорной станции с последующей глубокой доочисткой стоков в

биологических прудах с высшей водной растительностью. Доочищенные в

биоло­гических прудах промышленные и хозяйственно-бытовые сточные воды менее

опас­ны для водоемов, а также могут использоваться в оборотном промышленном

водо­снабжении и других целей. Специфической особенностью биологических

прудов яв­ляется то, что вскоре после их заполнения начинается массовое

развитие планктон­ных водорослей, которые

а - производственные сточные воды

б - хозяйственно-бытовые сточные воды

1 - сборник сточных вод

2 - насосная станция

3 - фильтр предварительной очистки

4 - песколовка

5 - симбиотенк

6 - вторичный отстойник

7 - насосная станция

8 - распределительная емкость

9, 10 - биологические пруды с высшей водной растительностью

Наряду с очисткой отработанных сточных вод от загрязнения органического

происхождения часто необходимо извлечь из них различные солевые компоненты

(ионы тяжелых и легких металлов, хлориды, азот, фосфор и т.д.). Биологические

пруды, засеянные макрофитами высшей водной растительностью - один из наиболее

перспективных способов деминерализации промышленных сточных вод. Способ

глубокой очистки сточных вод, основанный на их контактировании с высшей

водной растительностью, называется биогидроботаническим. В его основу

положены био­химические процессы окисления, фильтрования, поглощения,

накопления органических и неорганических веществ, минерализации,

детоксикации, адсорбции, хемосорбции и других. Высокий очистительный эффект

достигается, там, где вода протекает через сообщество последовательно

расположенных растений: полупогруженные -плавающие - погруженные в воду.

Высшие водные растения служат своеобразным барьером для поступающих в водоем

рассеянных загрязнений, регулируют качество воды не только благодаря

фильтрационным свойствам, но и способности поглощать из воды биогенные

элементы

Высшие водные растения обладают важным свойством - детоксикацией раз­личных

вредных веществ, сбрасываемых в водоем. Они поглощают различного рода

пестициды - ДДТ, севин, атразин и другие, которые поглощаясь растениями,

инактивируются, проходя разнообразные химические превращения, а затем вместе

с на­земной массой могут быть выделены из водоемов.

Биомасса высших водных растений может быть использована как дополни­тельный

источник получения кормов в животноводстве, птицеводстве и рыбо­водстве, что

связано с тем, что при очищении стоков компрессорных станций в воде

практически отсутствуют бластогены и токсиканты.

Можно с уверенностью сказать, что:

1. Биогидроботанический метод можно использовать для доочистки стоков

Острогожской компрессорной станции и других объектов транспорта газа,

находя­щихся в различных географических и климатических регионах страны.

2. Воду после доочистки в биопрудах с высшими водными растениями можно

использовать в системах оборотного водоснабжения предприятия и для различных

технических целей (результаты в табл. 3)

Мероприятия по защите почв направлены на предотвращение или уменьшение

негативных последствий механического воздействия и химического загрязнения.

Комплекс защитных мер по охране земельных ресурсов при эксплуатации включает:

1) снижение до минимума числа и размеров промышленных площадок, дорожных путей;

2) локализация отходов производства;

3) сокращение отходов производства;

4) сбор и вывоз для последующей утилизации и обезвреживания продуктов очистки

трубопровода;

5) применение при продувке пылеуловителей установки очистки газа от шлама;

6) сооружение бетонных стенок вокруг резервных парков и бетонирование

площадок на складах горюче-смазочных материалов и метанола, предотвращающих

растекание последних по почве.

Предусматривается также рекультивация нарушенных почв, которая обычно

проводится в два этапа. Первый (технический) должен начинаться до начала

строи­тельных работ. Его основная цель - сохранение изымаемого плодородного и

потен­циально плодородного слоев почвы для ее дальнейшего рационального

использова­ния. Второй (биологический) этап характеризуется проведением

агромелиоративных мероприятий, которые должны восстанавливать плодородие

почв. Их содержание зависит от районов, где они проводятся, и от физических и

химических свойств по­верхностных почвенных горизонтов.

1. Общее представление про механизмы действия ферментов.

Механизм действия ферментов изучен пока недостаточно. В основе действия ферментов как биологических катализаторов лежит их способность повышать скорость реакции за счет снижения энергии активации субстрата, т.е. каким-то образом его активировать. Сущность процесса состоит в образовании фермент-субстратного комплекса, когда при непосредственном взаимодействии субстрата с активным центром фермента происходит определенная перестройка химических связей субстрата, приводящая к его активации. Пути и механизмы этого процесса могут быть самыми различными. В качестве примера можно привести предполагаемый механизм действия фумаразы-фермента,катализирующего реакцию образования яблочной кислоты: Этот процесс можно представить следующим образом. Двойная связь, имеющаяся в молекуле фумаровой кислоты, представлена электронными парами. При взаимодействии фумаровой кислоты с фумаразой происходит образование фермент-субстратного комплекса, в результате чего функциональные группы активного центра фермента вызывают перераспределение электронов двойной связи, что приводит к появлению заряда в молекуле фумаровой кислоты(субстрат активируется).Теперь фумаровая кислота легко может присоединить к себе ионы Н+ и ОН- (ионы воды) по типу электростатистической связи и превратиться в яблочную кислоту.

2.Биохимическая связь белков, жиров, углеводов на примере общих метаболизмов.

В организме процессы обмена различных веществ теснейшим образом связаны между собой, эту связь можно видеть на разных этапах их превращений,как конечных, так и промежуточных. Конечными продуктами обмена белков,жиров,углеводов являются углекислый газ,вода,и азот в виде аммиака. Углекислый газ, образующийся при декарбоксилировании углеводов,жиров,белков,нуклеиновых кислот,поступает в общий фонд его в организме и затем используется для синтеза жирных кислот,пуриновых оснований,некоторых аминокислот и т.п.Энергия которая также образуется в ходе катаболизма веществ и используется для поддерживания жизнедеятельности.При расщеплении различных веществ образуются промежуточные продукты одного химического состава,которые независимо от источника получения используются для синтеза белков,жиров и углеводов.Среди таких в-в наибольшее значение имеет ацетил-КоА.Он образуется в ходе окисления глюкозы,жирных кислот,некоторых аминокислот.Он необходин для синтеза специфичных для данного организма жирных кислот,холестерина,стероидных гормонов,желчных кислот и служит основным источником энергии.Поэтому при недостатке в пище жиров дефицит ацетил-КоА будет покрываться за счет повышенного распада углеводов и белков,и наоборот.

3. Определение активности времени рекальцификации плазмы.

Для исследования используют плазму с не осаженные кровяными пластинками.Для получения такой плазмы смешивают кровь. Для получения такой плазмы смешивают кровь с консервантом в соотношении 9:1 и центрифугируют на протяжении 5 минут при скорости 1000 об/мин.В пробирку, вставленную в микротермостат при температуре 37 градусов добавляют 0,2 мил СаСI и 0,1 мл изотонического раствора NaCI.Через 60с добавляют 0,1 мл плазмы, включают секундомер и определяют время свертываемости плазмы. норма времени рекальцификации плазмы -60-120с. Сокращение активности времени рекальцификации плазмы свидетельствует о ускорении, а продление –про умедление процесса свертывания крови.

Дата добавления: 2015-05-08