Лекция Право технического руководства. Статья Основные понятия
 Скачать 2.29 Mb.
|
|
N 96-ФЗ "Об охране атмосферного воздуха" от 4 мая 1999 Статья 12. Нормативы выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух и вредных физических воздействий на атмосферный воздух 1. В целях государственного регулирования выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух устанавливаются следующие нормативы таких выбросов: технические нормативы выбросов; предельно допустимые выбросы. 2. Технические нормативы выбросов устанавливает федеральный орган исполнительной власти в области охраны окружающей среды или другой уполномоченный Правительством Российской Федерации федеральный орган исполнительной власти по согласованию с федеральным органом исполнительной власти в области охраны окружающей среды для отдельных видов стационарных источников выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух, а также для являющихся источниками загрязнения атмосферного воздуха транспортных или иных передвижных средств и установок всех видов. 3. Предельно допустимые выбросы устанавливаются территориальными органами федерального органа исполнительной власти в области охраны окружающей среды для конкретного стационарного источника выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух и их совокупности (организации в целом). 4. В случае невозможности соблюдения юридическими лицами, имеющими источники выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух, предельно допустимых выбросов территориальные органы федерального органа исполнительной власти в области охраны окружающей среды могут устанавливать для таких источников временно согласованные выбросы по согласованию с территориальными органами других федеральных органов исполнительной власти. Временно согласованные выбросы устанавливаются на период поэтапного достижения предельно допустимых выбросов при условиях соблюдения технических нормативов выбросов и наличия плана уменьшения выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух. Сроки поэтапного достижения предельно допустимых выбросов устанавливаются органами государственной власти субъектов Российской Федерации по представлению соответствующих территориальных органов специально уполномоченного федерального органа исполнительной власти в области охраны атмосферного воздуха. План уменьшения выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух разрабатывается и осуществляется юридическими лицами, для которых устанавливаются временно согласованные выбросы, с учетом степени опасности указанных веществ для здоровья человека и окружающей среды. Статья 23. Мониторинг атмосферного воздуха 1. В целях наблюдения за загрязнением атмосферного воздуха, комплексной оценки и прогноза его состояния, а также обеспечения органов государственной власти, органов местного самоуправления, организаций и населения текущей и экстренной информацией о загрязнении атмосферного воздуха Правительство Российской Федерации, органы государственной власти субъектов Российской Федерации, органы местного самоуправления организуют государственный мониторинг атмосферного воздуха и в пределах своей компетенции обеспечивают его осуществление на соответствующих территориях Российской Федерации, субъектов Российской Федерации и муниципальных образований. Специальные требования на право технического руководства горными работами Нефть и газ – это тоже горные породы, но не твердые, а жидкие и газообразные. Вместе с другими горючими осадочными породами (торф, бурый и каменный уголь, антрацит) они образуют семейство каустобиолитов, т.е. горючих органических пород. Говоря о составе нефти, различают элементный, фракционный и групповой составы. Основными ее элементами являются углерод (83…87%) и водород (11…14%). Наиболее часто встречающаяся примесь – сера (до 7%), хотя во многих нефтях серы практически нет. Сера содержится в нефтях в чистом виде (самородная), в виде сероводорода или меркаптанов. Она усиливает коррозию металлов. Азота в нефтях не больше 1,7%; он совершенно безвреден в силу своей инертности. Кислород встречается не в чистом виде, а в различных соединениях (кислоты, фенолы, эфиры и т.д.); его в нефти не более 3,6%. Из металлов присутствуют железо, магний, алюминий, медь, натрий, олово, кобальт, хром, германий, ванадий, никель, ртуть и другие. Содержание металлов столь мало, что они обнаруживаются лишь в золе, остающейся после сжигания нефти. Фракционный состав нефти определяется при разделении соединений по температуре кипения. Фракцией (дистиллятом) называется доля нефти, выкипающая в определенном интервале температур. Началом кипения фракции считают температуру падения первой капли сконденсировавшихся паров; концом кипения – температуру, при которой испарение фракции прекращается. Так, бензины выкипают в пределах 35…205°С, керосины – 150…315, дизельные топлива – 180…350, масла – 350 и выше. Под групповым составом нефти понимают количественное соотношение в ней отдельных групп углеводородов и соединений. Схема газонефтяной пластовой залежи (Слайд 11)     Структурная карта – изображение в горизонталях рельефа кровли или подошвы продуктивного пласта. Геологический разрез – изображение геологического строения данного участка земной коры в вертикальной плоскости. Наличие структурных карт и геологических разрезов дает более наглядное представление о строении недр, позволяет более обоснованно и успешно осуществлять бурении скважин. Бурение – это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра. Верхняя часть скважины называется устьем, дно – забоем, боковая поверхность – стенкой, а пространство, ограниченное стенкой, - стволом скважины. Длина скважины – это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина – проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин.  Физика продуктивного пласта Под геолого-промысловой характеристикой продуктивного пласта понимают сведения о его гранулометрическом составе, коллекторских и механических свойствах, насыщенности нефтью, газом и водой. Гранулометрический состав горной породы характеризует количественное содержание в ней частиц различной крупности. От гранулометрического состава зависят коллекторские свойства пласта: пористость, проницаемость, удельная поверхность пористой среды. Способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды определяется их пористостью, т.е. наличием в них пустот (пор). Удельной поверхностью породы называется суммарная площадь поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца. От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной (связанной) воды и нефти. Упругость пласта – это его способность изменять свой объем при изменении давления. До начала разработки продуктивный пласт находится под давлением, создаваемым весом вышележащих пород (горное давление), и противодействующим ему давлением пластовых флюидов (нефти, воды, газа), насыщающих пласт. Нефтенасыщенность (газо- или водонасыщенность) характеризует запасы нефти (газа или воды) в пласте. Количественно ее оценивают величиной коэффициента нефтенасыщенности (газо- или водонасыщенности), который находится как доля объема пор, заполненных нефтью (газом или водой). Условия залегания нефти, газа и воды в продуктивных пластах Жидкости и газы находятся в пласте под давлением, называемым пластовым. Давление, существовавшее в пласте до начала разработки, называют начальным пластовым. В зависимости от давления и температуры, а также ее состава смесь углеводородов в пластовых условиях может находиться в различных состояниях: жидком, газообразном или двухфазном (газожидкостная смесь). Как правило, в жидком состоянии смесь находится, когда в ней преобладают тяжелые углеводороды, пластовое давление велико, а пластовая температура относительно мала. Такие месторождения называются нефтяными. При высоком давлении в пласте (вблизи критической точки на фазовой диаграмме) плотность газовой фазы приближается к плотности легких углеводородных жидкостей. В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества углеводородной жидкости, подобно тому как в бензине растворяется нефтяной битум. Такие месторождения называются газоконденсатными. Физические свойства пластовых флюидов В газонефтяных месторождениях под действием высокого давления часть газа растворена в нефти и пластовой воде. Количество газа, растворенного в нефти, характеризуется величиной газового фактора, под которым понимается объем газа, выделяющегося из пластовой нефти при снижении давления до атмосферного, отнесенный к 1м3 или 1т дегазированной нефти. Давление, ниже которого начинается выделение растворенного в нефти газа, называется давлением насыщения. Его определяют по моменту появления первых газовых пузырьков в однородной до этого жидкой фазе. Основными параметрами нефти, конденсата, газа и воды в пластовых условиях являются вязкость, плотность и параметры, которые влияют на изменение объема фаз – сжимаемость, объемный коэффициент. Вязкость – это свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее (его) частиц относительно других. Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость. Динамическую вязкость определяют на основе обработки кривых течения сред. Кинематическая вязкость – отношение динамической вязкости жидкости (газа) к ее (его) плотности. Условная вязкость – отношение времени истечения такого же объема дистиллированной воды при 20°С. Вязкость пластовой воды существенно отличается от вязкости поверхностной (дегазированной) нефти, поскольку она содержит растворенный газ и находится в условиях повышенных давлений и температур. Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения – максимально возможному давлению, при котором для смеси заданного состава возможно установление полного фазового равновесия в условиях пласта. Последующий рост вязкости при дальнейшем увеличении давления обусловлен тем, что количество растворенного в нефти газа больше не увеличивается, а она продолжает сжиматься. Режимы работы залежей (Слайд 15, 16) В зависимости от источника пластовой энергии, обуславливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: жестководонапорный, упруговодонапорный, газонапорный, режим растворенного газа и гравитационный.       К искусственным методам воздействия на нефтяной пласт и призабойную зону относятся: Методы поддержания пластового давления Методы, повышающие проницаемость пласта Методы повышения нефтеотдачи пласта Методы поддержания пластового давления Метод законтурного заводнения применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру. Метод приконтурного заводнения применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем. Метод внутриконтурного заводнения применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную площадь. Сущность этого метода заключается в искусственном «разрезании» месторождения на отдельные участки, для каждого из которых осуществляется нечто подобное законтурному заводнению. Для поддержания пластового давления применяют также метод закачки газа в газовую шапку нефтяного пласта. Методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны Для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы. К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование скважин. Гидроразрыв пласта производится путем закачки под давлением до 60 МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазут, керосин, дизельное топливо) и других жидкостей. Гидропескоструйная перфорация – это процесс создания отверстий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины за счет энергии песчано-жидкостной струи, истекающей из насадок специального устройства (перфоратора). Торпедированием называется воздействие на призабойную зону пласта взрывом. Для этого в скважине напротив продуктивного пласта помещают соответствующий заряд взрывчатого вещества (тротил, гексоген, нитроглицерин, динамиты) и подрывают его. При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит через скважинную жидкость, достигает стенок эксплуатационной колонны, наносит сильный удар и вызывает растрескивание отложений (солей, парафина и др.). К химическим методам воздействия на призабойную зону относятся обработки кислотами, ПАВ, химреагентами и органическими растворителями. Кислотные обработки осуществляются соляной, плавиковой, уксусной, серной и угольной кислотами.  Пакер При гидравлическом разрыве пласта устанавливают пакер, который полностью разобщает призабойную зону скважины от ее вышележащей части. Основные его функции: Защищает обсадную колонну от воздействия пластового давления Предназначен для отсечения призабойной зоны скважины от надпакерной зоны при проведении глушения скважины перед ремонтными работами и промывками глубинно-насосного оборудования при работе скважины Исключает фильтрацию технологических жидкостей в призабойную зону пласта Пакеры можно классифицировать по способу установки их в скважине, деформации уплотнительного элемента от перепада давлений, который пакер воспринимает, а также по способу спуска пакера в скважину. По способу установки в скважине различаются пакеры с опорой на забой и пакеры без опоры на забой. Пакер с опорой на забой спускают в скважину с хвостовиком. Преимущество этих пакеров — простота и надежность конструкций и легкость уплотнения в скважине. Однако для установки пакера необходимо иметь твердый забой, а также дополнительные трубы для хвостовой опоры. При использовании этих пакеров образование песчаных пробок на забое осложнений не вызывает. По способу деформации уплотнительного элемента и герметизации колонны пакеры делятся на механические и гидравлические. У механических пакеров уплотнительный элемент срабатывает от воздействия на него веса колонны труб. Преимущество этих пакеров — простота конструкции и высокая надежность в работе. К недостаткам следует отнести необходимость обязательно нагружать их весом труб, что не всегда возможно (например, при небольших глубинах спуска пакера). У гидравлических пакеров резиновый элемент деформируется и герметизирует колонну под действием давления, создаваемого нагнетаемой жидкостью. Эти пакеры способны воспринимать перепады до 50 МПа и более. Однако конструкция этих пакеров сложнее конструкции механических, что является их недостатком. Методы повышения нефтеотдачи пластов Для повышения нефтеотдачи пласта существуют следующие методы: закачка в пласт воды, обработанной ПАВ; вытеснение нефти растворами полимеров; закачка в пласт углекислоты; нагнетание в пласт теплоносителя; внутрипластовое горение; вытеснение нефти из пласта растворителями. При закачке в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ, снижается поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что способствует дроблению глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой необходимы меньшие перепады давления. Одновременно резко снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности породы. При вытеснении нефти водой нередки случаи, когда вследствие различия вязкостей жидкостей или разной проницаемости отдельных участков имеет место опережающее продвижение вытесняющего агента по локальным зонам пласта. Это приводит к недостаточно полному вытеснению нефти. Вытеснение нефти растворами полимеров, т.е. водой с искусственно повышенной вязкостью, создает условия для более равномерного продвижения водонефтяного контакта и повышения конечной нефтеотдачи пласта. Для загущения воды применяются различные водорастворимые полимеры, из которых наиболее широкое применение нашли полиакриламиды. Роль полимеров могут выполнять также пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой 0,2-1% пенообразующих веществ. Вязкость пены в 5-10 раз больше вязкости воды, что и обеспечивает большую полноту вытеснения нефти. При закачке в пласт углекислоты происходит ее растворение в нефти, что сопровождается уменьшением вязкости последней и соответствующим притока к эксплуатационной скважине. Нагнетание в пласт теплоносителя (горячей воды или пара с температурой до 400°С) позволяет значительно снизить вязкость и увеличить ее подвижность, способствует растворению в нефти выпавших из нее асфальтенов, смол и парафинов. Метод внутрипластового горения заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность. При вытеснении нефти из пласта растворителями в качестве вытесняющей фазы используются растворимые в нефти сжиженные пропан, бутан, смесь пропана с бутаном. В пласте они смешиваются с нефтью, уменьшая ее вязкость, что ведет к увеличению скорости фильтрации. |