Дипломная работа по разработке нефти

Нефтяная промышленность России играет значительную роль в социально-экономическом развитии страны последние 50 лет, является важным элементом мирового рынка нефти. Пик добычи нефти в Советском Союзе был достигнут в 1986 – 1988 гг. Тогда в стране добывалось более 625 млн тонн нефти и газового конденсата, что превышало 21 % от общемирового показателя, в том числе в Российской Федерации – почти 570 млн тонн, или свыше 19 % мировой добычи.

Главный центр нефтяной промышленности – Западная Сибирь. Здесь добывается около 68 % всей нефти в стране, объем добычи в 2008 г. составил 332 млн тонн нефти. Начиная с середины 1980-х гг., 67 – 72 % российской нефти добывается в Западной Сибири [1].

Однако, в последнее десятилетие в рамках реализации программ устойчивого развития нефтедобывающих компаний, поддержания ресурсной базы, набирают вес месторождения Восточной Сибири. Ярким представителем новых месторождений является Ванкорское месторождение.

Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1988 году при бурении скважины Ванкорская-1, из которой был получен аварийный фонтан газа. Первый приток нефти на месторождении получен в 1991 году при испытании скважины Ванкорская-6.

Месторождение расположено в Туруханском районе и Таймырском муниципальном районе Красноярского края на территории трех лицензионных участков – Ванкорского, Северо-Ванкорского и Восточно-Лодочного. Лицензии на Ванкорский и Северо-Ванкорский лицензионные участки выданы ЗАО «Ванкорнефть» (дочернее общество ОАО «НК «Роснефть»).

Первые сейсморазведочные работы начаты в 1970 году, а в 1972 году Ванкорское поднятие было подготовлено и передано под глубокое поисковое бурение. Поисковое бурение было начато в 1988 году, а с 2004 года начато разведочное бурение.

В 2006 году специалистами Нефтяной Компании «Роснефть», Корпорацией «Шлюмберже Лоджелко Инк» и Компанией «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед» подготовлена и защищена «Технологическая схема разработки Ванкорского месторождения».

В 2008 году подготовлены и защищены «Подсчет запасов Ванкорского месторождения» (ЗАО «Красноярскгеофизика) [2] и «ТЭО КИН Ванкорского месторождения» (ООО «РН-УфаНИПИнефть).

В разработку Ванкорское месторождение введено в 2009 году. В настоящее время ведется эксплуатационное бурение на основных объектах разработки: пластах Як-III-VII, Нх-I и Нх-III-IV.

В 2009 году ООО «РН-УфаНИПИнефть» подготовлено «Дополнение к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения», а ООО «РНКрасноярскНИПИнефть» подготовлен «Оперативный подсчет запасов

21 стр., 10395 слов

Работы: Предложение технических решений для очистки нефти Байтуганского ...

... нефти и высокая обводнённость продукции. Все скважины действующего фонда (90%) оборудованы ШГН и 10% ЭЦН, ШВН. Таблица 1 - Состояние фонда скважин на Байтуганском месторождении ООО «БайТекс» на 01.01.2018 год ... под давлением сепарации. Применяются они в обустройстве месторождений тогда, когда пластовой энергии не хватает для транспорта продукции скважин до ЦПС. В условиях стремительного развития ...

Ванкорского месторождения». По состоянию на 01.01.2010 года начальные

геологические и извлекаемые запасы нефти (категорий В+С1+С2) составили 1 199 742 и 522 268 тыс.т. соответственно.

В данной работе рассматриваются актуальные вопросы разработки

Ванкорского месторождения с учетом наличия существенных отклонений от

проектных данных, предлагаются и подтверждаются расчетами оперативные меры до принятия и реализации новых проектных решений.

Целью работы является анализ фактических данных работы оборудования Цеха подготовки и перекачки нефти Ванкорского месторождения, выявление «узких» мест технологической схемы и разработка мотивированных предложений по оптимизации производственного процесса.

1. Геолого-физическая характеристика Ванкорского месторождения

1.1. Общие сведения о Ванкорском месторождении

Ванкорское газонефтяное месторождение открыто в 1988 году и административно расположено на территории Туруханского района Красноярского края и лишь его северная часть частично находится на территории Дудинского района Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа. Владельцем лицензии на право геологического изучения и добычи нефти и газа в пределах Северо-Ванкорского лицензионного участка является ООО «Таймырнефть» (лицензия ДУД №10891 НР от 16.05.2000 г).

В настоящее время деятельность на территории Северо-Ванкорского участка осуществляет ЗАО «Ванкорнефть», на основании агентского соглашения между ним и недропользователем.

Рельеф местности равнинный (преобладающие высоты от 20 до 60 м, максимум 100 м).

Значительная площадь её сильно заболочена, имеются многочисленные озера. Поверхность равнины плоская и лишь изредка возвышаются одиночные холмы (сопки) высотой до 100 м. Вершины холмов округлые или плоские, склоны расчленены густой сетью речных долин.

Район изобилует реками и озерами. Наиболее крупной рекой в районе работ является река Лодочная, протекающая в 1 км на юго-восток от места заложения скважины. Река Лодочная является притоком реки Большая Хета, не судоходна, ширина до 50 м, глубина от 0,3 до 2 м, скорость течения от 0,3 до 0,5 м/с. Самые крупные озера имеют площадь от 15 до 20 км2. Берега озер низкие, дно песчаное или вязкое, вода в них пресная. [4].

Обзорная карта района Ванкорского месторождения представлена на Рисунке 1.1. Рисунок 1.1. Обзорная карта района Ванкорского месторождения

По данным Игарской научно-исследовательской мерзлотной станции Сибирского отделения АН РФ, основанным на температурных замерах в поисковых и разведочных скважинах Ванкорского и Сузунского месторождений можно определить, что толщина многолетнемерзлых пород на лицензионном участке составляет от 470 до 575 м, при средней их температуре минус 2,5 С. Температурный режим верхнего слоя грунтов формируется исключительно под влиянием современных условий теплообмена в системе грунт-атмосфера. Особая роль в этом принадлежит толщине снежного покрова. Исследования показали, что при средней толщине снега 64 см среднегодовая величина отепляющего влияния снежного покрова составляет около 7С при средней многолетней температуре этого региона минус 8,7 С.

21 стр., 10049 слов

Проектирование межпромыслового нефтепровода «УПН Сузун – ЦПС ...

... нефтепровода «УПН Сузун – ЦПС Ванкорского месторождения». 1 Общая характеристика района строительства Трасса межпромыслового нефтепровода «УПН «Сузун – ЦПС Ванкорского месторождения» ... температура наиболее холодной пятидневки – минус 49 оС; средняя температура наиболее холодных суток – минус 53 оС [1]. Нагрузки для данного района ... года преобладают северные и северо-западные ветры. Максимальная из ...

Величина геотермического градиента ниже зоны отрицательных температур составляет от 2,37 до 2,78С/100 м. Прогнозная температура пород на глубинах 2 и 3 км соответственно равна 44 и 68 С.

Растительный и животный мир характерен для зоны лесотундры. Деловой древесины в районе работ нет. Площадь сельхозугодий менее 20 %.

Климат района арктический: суровая продолжительная зима, короткое прохладное лето. Среднегодовая температура воздуха отрицательная: от минус 10 до минус 11 °С. Наиболее теплый месяц года июль, средняя температура воздуха в июле плюс 16 °С, в отдельные дни до плюс 30 °С. Наиболее холодные месяцы – январь, февраль, средняя температура минус 26 °С, а в отдельные дни температура воздуха опускается до минус 57 °С [4].

Почвы глеетаежные в сочетании с заболоченными.

Количество осадков, выпадающих в виде дождя и снега, в среднем от 250 до 500 мм в год. Наибольшее количество осадков приходится на август по сентябрь. Мощность снегового покрова неравномерна: на равнинных участках до одного метра, в оврагах, распадках до 3,0 м.

На протяжении всего года на данной территории дуют сильные ветры. В весенне-летний период преобладают ветры северного и северо-западного направления, зимой – южного и юго-западного. Максимальная сила ветра достигает 25 м/сек, средняя скорость ветра от 5 до 7 м/сек. Среднее давление воздуха на уровне моря в январе от 1018 до 1021 , а в июле от 1006 до 1009 миллибар(1 мб = 0,75 мм.рт. ст.).

Район участка относится к VI климатической зоне. Отопительный сезон начинается с 1 сентября и длится 289 суток (г. Игарка).

Длительность периода с температурой выше 10 °С от 60 до 90 дней.

Крупных населенных пунктов на площади работ нет. Ближайшие: город Игарка в 200 км на юго-восток и город Дудинка в 220 км на северо-восток. Кроме того расположены в радуисе доступности зимних дорог: Сузун-берег в 138 км, подбаза Прилуки в 186 км, пгт. Коротчаево в 460 км.

Ванкорское месторождение рассматривается как первоочередной объект создания нового центра нефтедобывающей промышленности на севере Красноярского края и от результатов его вовлечения в промышленную разработку зависит развитие нефтяной промышленности края в целом [4].

1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения

На месторождении пробурено шесть поисковых, шесть разведочных и одна поисково-оценочная скважины, вскрывшие отложения нижнего мела.

Нижнехетская свита (K1brv1) в объеме берриаса и низов валанжина в пределах месторождения пользуется повсеместным распространением и представлена преимущественно глинистыми породами с прослоями алевролитов и песчаников. Глины и аргиллиты темно-серые, плитчатые, с голубоватым оттенком, тонкослоистые, слабо песчанистые, с обугленными растительными остатками и обломками фауны. Песчаники и алевролиты светло-серые, мелко- и среднезернистые, глинистые, слюдистые, местами известковистые, плотные.

В средней части свиты выделяется два песчаных продуктивных пласта (Нх – III, Hx – IV), общей толщиной около 80 м, а в верхней части – песчаная пачка Нх – I, толщиной порядка 10 м с доказанной нефтенасыщенностью.

К кровле пласта Нх – I приурочен отражающий сейсмический горизонт IД. Максимальная вскрытая толщина отложений нижнехетской свиты в скважине №ВН-4 до 441 м.

9 стр., 4149 слов

Разработка технологического процесса изготовления корпуса из серого чугуна СЧ

... курсовой работы является проектировка заготовки с максимальным коэффициентом использования материала и с минимальной себестоимостью и разработка технологического процесса изготовления корпуса из чугуна ... состоянии в виде графита, называется серым чугуном. Серый чугун мягкий, хорошо обрабатывается режущим инструментом. В изломе имеет серый цвет. Серый чугун обладает малой пластичностью, его нельзя ...

Суходудинская свита (K1v1 – h) сложена преимущественно песчаноалевритовыми породами, согласно залегающими на подстилающих отложениях нижнехетской свиты. Свита является региональным коллектором, в разрезе которого выделяется до 13-ти песчаных пластов, в том числе до десяти газоносных (С-Соленинское, Ю-Соленинское, Пеляткинское месторождения).

На Ванкорском месторождении выдержанные глинистые прослои отсутствуют, в связи с чем, залежи углеводородов не локализуются. Песчаники серые, мелко- и среднезернистые, глинистые, местами известковистые. Алевролиты серые и темно-серые, плотные, песчанистые. Аргиллиты темно-серые, плотные, плитчатые, с многочисленными остатками пелицепод, обугленных растительных остатков и конкрециями сидерита. Толщина свиты довольно выдержанная и составляет от 548 до 588 м.

Малохетская свита (K1br – a1), так же как и суходудинская литологически представлена песчаниками с малочисленными прослоями глинисто-алевритовых пород. Верхняя часть разреза более песчанистая, в нижней – глинизация увеличивается. Песчаники светло-серые, серые, мелкозернистые, рыхлые. Алевролиты серые, тонкозернистые, плотные, массивные. Аргиллиты темно-серые, плотные, тонкослоистые, слабоволнистые, плитчатые. Толщина свиты от 256 до 261 м.

Яковлевская свита (K1a1al3) на месторождении представлена частым переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с преобладанием глинистых разностей, обогащенных линзовидными прослоями углей.

С пластами Як I – VIIсвязана нефтегазоносность разреза свиты. Алевролиты серые, тонкозернистые, плотные, массивные. Аргиллиты темносерые, с зеленоватым оттенком, тонкослоистые, плитчатые. В продуктивной части свиты прослеживается сейсмический горизонт IБ. Толщина отложений свиты от 432 до 441 м.

В разрезе верхнего мела выделена долганская свита, охватывающая отложения сеноманского яруса и частично верхов альба, дорожковская свита в составе нижнего турона, насоновская (верхний турон-сантон), а так же салпадаяхинская и танамская свиты в составе кампанского и маастрихтского ярусов.

Отложения долганской свиты (K1al3 – K2s) согласно перекрывают породы яковлевской свиты и представлены песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина песков и песчаников достигает нескольких сот метров. Песчаники серые, светло-серые, разнозернистые, кварцполевошпатовые, нередко косослоистые. С прослоями песчаников на месторождении связаны продуктивные газоносные пласты Дл I – III.

Алевролиты и аргиллиты зеленовато-серые, кварцполевошпатовые, встречаются аркозовые разности. В кровле долганской свиты выделен сейсмический отражающий горизонт IA. Толщина отложений свиты 305 322м.

Дорожковская свита (K2t1) на всей территории Енисей-Хатангского прогиба и Пур-Тазовской НГО является региональной покрышкой, породы которой представлены темно-серыми аргиллитами с тонкими прослоями серых и зеленовато-серых алевролитов. На нижележащих отложениях долганский свиты они залегают согласно. Толщина отложений 70 – 78 м.

Насоновская свита (K2t2 – st) литологически сложена песчаниками и алевритами. Основной состав свиты – алевриты, в кровельной и подошвенной частях наблюдается опесчанивание разреза. Алевриты серые, серо-зеленые, с подчиненными прослоями глин, темно-серых, вязких. Песчаники зеленоватосерые, мелкозернистые на глинистом цементе. Толщина свиты 310 – 31 м.

127 стр., 63350 слов

Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

... месторождения 2. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов 1 Геологическое строение месторождения и залежей нефти ... средним и нижним. Верхи нижнего и низы среднего отделов объединяются в горелую свиту. Верхи среднего ... средняя ... работ ... месторождения четко дает представление о настоящем положении месторождения в области разработки, технологии, экономики, управления и т. д. В настоящем курсовом ...

Отложения салпадаяхинской и танамской свит (K2kp – m) венчают разрез верхнего мела представлены глинами темно-серыми, с прослоями алевролитов светло-серых, слюдистых, со стяжениями известковистых алевролитов, и песков серых, плотных, мелкозернистых, глинистых. Толщина отложений 467 – 530 м.

Четвертичные образования с размывом залегают на отложениях танамской свиты и представлены песками, глинами, супесями и суглинками. Толщина отложений, в зависимости от гипсометрического плана поверхности размыва верхнемеловых пород колеблется в пределах от 30 до 80 м [2].

1.3. Нефтегазоносность разреза

Промышленные притоки нефти и газа Ванкорского месторождения связаны с продуктивными пластами долганской свиты (пласты Дл – I) яковлевской свиты (пласты Як – 1, Як – II – VII) и нижнехетской свиты (пласты Нх – I, Нх – III – IV).

Технологической схемой разработки месторождения предусматривается разбуривание залежей пластов Як – II – VII, Нх – I, Нх – III – IV.

Залежь пласта Як – II – VII является газонефтяной, вскрыта на Северном и Южном куполах и опробована в 3 скважинах. На Северном куполе в скважине №СВ-1 из интервала 1666 – 1672 м получен приток нефти дебитом 134 м3/сут на штуцере 8 мм при депрессии 1,3 МПа, а из интервалов 1654 – 1658, 1646 – 1651 и 1638 – 1642 м получен приток газа дебитом 205,7 тыс.м3/сут на шайбе 10 мм при депрессии 1,7 МПа.

На Южном куполе притоки нефти получены в скважинах №ВН-6 и ВН-10. В скважине №ВН-6 опробовано 4 объекта в интервале 1640 – 1688 м, из которых получен притоки нефти дебитом 21,7 – 74 м3/сут, а из нижнего объекта – нефть с водой дебитом 36 и 4,2 м3/сут соответственно. В скважине №ВН-10 приток нефти дебитом 37,1 м3/сут получен из интервала 1686 – 1700 м, на штуцере 6мм при депрессии 11,6 МПа.

Эффективные толщины рассматриваемого пласта колеблются в пределах 51 – 71м, сокращаясь к крыльям структуры при высоком коэффициенте расчлененности. Количество песчаных прослоев по скважинам достигает 17 – 20. Вскрытые газонасыщенные толщины составляют 0,8 – 18,5 м, нефтенасыщенные 12,1 – 30,7 м. По результатам опробования водонефтяной контакт был принят на отметке минус 1643 + 2,8 м, а ГНК – минус 1601 м. По типу залежь пластовая, сводовая. Ее размеры 26 × 9 км, высота – 70 м.

Нефтяная залежь пласта Нх – I установлена в пределах обоих куполов и вскрыта в 6-ти скважинах, в 3-х из которых выполнено опробование. На Северном куполе в скважине №СВ-1 приток не получен, а на Южном куполе притоки нефти составили 35,7 – 49,6 м3/сут на штуцере 9 и 6 мм соответственно (скв. №ВН-4 и ВН-9).

Залежь является пластовой, сводовой, размеры ее 30 × 10 км, высотой 85 м. Водонефтяной контакт принят по наиболее низкой отметке подошвы нефтенасыщенного коллектора в скважине №ВН-5 минус 2635 м, установленной по данным ГИС.

В сводовой части залежи нефтенасыщеный коллектор, представленный прослоями песчаников и алевролитов, вскрыт на отметках минус 2543 – 2565 м, а на крыльях и периклиналях – минус 2614 – 2620 м. Эффективные толщины песчаных прослоев составляют 0,2 – 3,8 м, при суммарных значениях 1,0 –11,0 м.

Залежь пластов Нх – III – IV газонефтяная залежь пластов Нх – III – IV развита в пределах обоих куполов месторождения, является пластовой, сводовой, и вскрыта в шести скважинах. Кровля продуктивных коллекторов залегает на глубинах 2725 – 2785 м на абсолютных отметках минус 2670 – 2729 м.

8 стр., 3750 слов

По геологии нефти и природных газов

... газы находятся в свободном состоянии, растворенные в пластовых водах и нефтях, а также рассеянными в гп. Свободные газы в литосфере могут образовывать самостоятельные скопления, находиться в виде газовых шапок нефтяных месторождений. Классификация газов ... в воде. 1) Растворимость газов ... в залежах, где происходит проникновение инфильтрационных вод в пласты. В общем,на окончательный состав нефти ...

Литологический состав пластов-коллекторов довольно однообразен. Это песчаники и алевролиты с тонкими прослоями аргиллитов и глин. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 24,4 до 31,8 м, а максимальные газонасыщенные достигают 36 м.

По результатам интерпретации материалов ГИС и испытаний поисковоразведочных скважин водонефтяной контакт на Северном и Южном куполах принят на абсолютных отметках минус 2753 – 2760 м (скв. №СВ-1, ВН-10).

Газовая шапка вскрыта на Южном куполе, где газо-водяной контакт принят на отметках минус 2721 – 2927 м.

В пределах Северного купола опробована скважина №СВ-1, в которой из интервалов 2755 – 2761 и 2768 – 2777 м получены притоки нефти дебитом 178,8 и 277,2 м3/сут на штуцере 8 и 10 мм соответственно. На Южном куполе опробование нефтяной и газовой частей залежи выполнено в четырёх скважинах (№ВН-4, ВН-5, ВН-9 и ВН-10).

Во всех скважинах, вскрывших залежь, получены промышленные притоки нефти и газа. Дебиты нефти изменялись в широких пределах, составляя 14,2 м3/сут (скв. №ВН-5), 182,5 м3/сут (скв. №ВН-10) на штуцере диаметром 3 и 8 мм соответственно, а газа, – 154,9 тыс. м3/сут на шайбе 9 мм (скв. №ВН-4).

Размеры залежи 22 × 7 км, высота газовой шапки около 70 м, нефтенасыщенной части пласта – 30 м.

Технологической схемой разработки Ванкорского месторождения предполагается бурение кустовых наклонно направленных и горизонтальных скважин [3].

1.4. Коллекторские свойства продуктивных пластов и вмещающих пород и покрышек

Коллекторские свойства пород продуктивного разреза Ванкорского месторождения охарактеризованы данными лабораторного исследования керна и результатами интерпретации материалов ГИС.

Коллекторы горизонта Як – III – VII яковлевской свиты представлены слаболитифицированными алевролитовыми песчаниками, преимущественно массивной текстуры. Кое-где встречаются тонкие косые прерывистые прослойки углистого материала и темной слюды. По вещественному составу песчаники относятся к аркозовым. Породы неравномерно карбонатизированы. Содержание кальцита изменяется от 1 до 18 %.

Пористость по керну достигает 32,9 %, проницаемость 1950 мД. Средняя пористость пластов — коллекторов по керну составляет 24,2 % (110 образцов), а средняя проницаемость – 300,3 мД (98 образцов).

Средняя величина водонасыщенности – 32.9 % (41 образец).

По данным ГИС среднее значение пористости 29,7 % (197 определений), средняя проницаемость – 512,4 мД, а средняя величина коэффициента нефтенасыщенности составляет 53,7 % (87 определений).

Покрышкой продуктивного горизонта служит пачка алевритоглинистых пород толщиной до 20 м. Породы покрышки керном не охарактеризованы.

Коллекторы горизонта Нх – I,III – IV нижнехетской свиты сложены песчаниками массивной текстуры, карбонатизированными (от 2 до 23 %).

Присутствие карбонатного материала снижает коллекторские свойства.

Пористость по керну достигает 30,2 %, проницаемость 1387 мД. Средняя пористость пластов-коллекторов по керну составляет 17,9 % (206 образцов), а средняя проницаемость – 50,1 мД (197 образцов).

4 стр., 1830 слов

Газовые месторождения и добыча газа

... месторождений, или в воде или в нефти в растворённом состоянии. Также газ может быть в состоянии в форме естественных газогидратов. Добыча природного газа осуществляется лишь методом фонтанной эксплуатации скважин. ...

Средняя величина коэффициента водонасыщенности – 49,8 % (135 образцов).

По данным ГИС средняя пористость равна 19,8 % (146 определений), средняя проницаемость 42,3 мД, а средняя нефтенасыщенность составляет 50,8 % (108 определений).

Покрышками для коллекторов нижнехетской свиты служат глинистоалевролитовые отложения.

Смачиваемость пород определялась методом адсорбции на 40 образцах керна из скважины №СВ-1 и 20 образцах из скважины №ВН-9. По данным экспериментов коэффициент смачиваемости изменялся от ноля (фильность) до единицы (фобность).

Все исследованные образцы являлись преимущественно фильными. Значения коэффициентов смачиваемости приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1. – Значения коэффициентов смачиваемости

Порода Коэффициент смачиваемости

Песчаники 0,02 – 0,39

Алевролиты 0,01 – 0,21

Аргиллиты 0,01 – 0,06

Вытеснения нефти исследовалась на насыпных моделях, для которых использовался дезинтегрированный керн из скважины №ВН-9. Моделировались термобарические условия залегания продуктивных пластов яковлевской и нижнехетской свит. Вытеснение нефти производилось моделью пластовой воды и газом. Из приведенных данных видно, что с ростом проницаемости модели коэффициент вытеснения увеличивается.

Средневзвешенные значения проницаемости нефтегазонасыщенных частей пластов Як – II – VII, Нх – I, Нх – III – IV оцениваются величиной 150, 10 и 500 мД соответственно. Этим значениям проницаемости по данным (рисунок 1.3) отвечают величины коэффициентов вытеснения (при вытеснении водой) равные 0,575; 0,500; 0,720.

Результаты экспериментов приведены на рисунке 1.2.

0,9

0,8

Коэффициент вытеснения, д.ед. 4

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6

Проницаемость, мкм2

Вытеснение нефти водой: 1-Як Вытеснение нефти водой: 2-Нх

Вытеснение нефти газом 3-Як Вытеснение нефти газом: 4-Нх

Рис.1.2. Сопоставление оценок коэффициентов вытеснения и проницаемости насыпных

Рисунок 1.2.– Состояние оценок коэффициентов вытеснения

моделей и

проницаемости насыпных моделей.

1.5. Физико-химические свойства нефти и газа

Глубинные пробы в пределах месторождения были отобраны в семи скважинах.

Пробы отбирались при испытании пластов Нх – I, Нх – III – IVи Як – III – VII. По пласту Нх – I была отобрана одна проба в скважине №Внк-10. По пласту Нх – III – IV были отобраны семь проб по четырем скважинам. По пласту Як – III – VII отобрано пять проб из трех скважин, все пробы являются представительными.

По результатам исследования глубинных проб, содержащаяся в них нефть по пласту Нх – III – IV имеет в газонасыщенном состоянии плотность в интервале 0,677 – 0,742 г/смЗ (среднее значение 0,701), вязкость динамическая 0,74 – 4,76 мПа·с (среднее 0,90), газосодержание 116,1 – 156,81 мЗ/мЗ (среднее 140,02), давление насыщения 18,2 – 24,62 МПа (среднее 20,67), объемный коэффициент 1,25 – 1,45 (среднее 1,38).

Свойства пластовых нефтей по глубинным пробам представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2. – Свойства пластовых нефтей по глубинным пробам

Продуктивные пласты

Наименование

Як – II – VII Нх – I Нх – III – IV

Давление насыщения газом, МПа 11,6 19,0 21,4 Газосодержание при дифференциальном

30 стр., 14760 слов

Разработка организационного проекта системы управления участком ...

... простоев по вине сотрудника. Целью данной работы является разработка организационного проекта системы управления участком организации на примере предприятия ООО ... организационной структуры предприятия на примере ООО «Иримекс». 4. Разработка проекта по совершенствованию структуры управления на примере ООО «Иримекс». Так же важно отметить, что при написании данной курсовой работы работы ...

25,3 115,5 109,8 разгазировании, м3/м3 Газосодержание при дифференциальном

28 139,0 128,0 разгазировании, м3/т Объемный коэффициент при Рпл и tпл -однократное разгазирование, доли ед. — — 1,30 -дифференциальное разгазирование, доли ед. 1,21 1,54 1,27 Объемный коэффициент при Рнас и tпл

1,31 -однократное разгазирование, доли ед. -дифференциальное разгазирование, доли ед. — — 1,28 Плотность пластовой нефти при Pнас и tпл,
г/см3 -однократное разгазирование -дифференциальное разгазирование 0,846 0,702 0,739 Плотность нефти в поверхностных условиях 0,902 0,831 0,858 Плотность газа при 200 С, г/см3 — — 0,75 Вязкость пластовой нефти при Рпл и tпл,

24,4 0,98 1,1 мПа·с

Плотность насыщенной газом нефти по глубинным пробам пластаЯк – III – VII составляет 0,815 – 0,851 г/смЗ (среднее значение 0,827), вязкость динамическая 8,8 – 20,79 мПа·с (среднее 17,27), газосодержание 23,51 – 48,42 мЗ/мЗ (среднее 37,13), давление насыщения 7,18 – 15,44 МПа (среднее 10,92), объемный коэффициент 1,057 – 1,148 (среднее 1,1).

Практически по всем продуктивным пластам производился отбор поверхностных проб нефти. При наличии фонтанирующих притоков пробы отбирались из мерной емкости, либо из газосепаратора. При непереливающих притоках – желонкой с уровня или при промывке. Всего проанализировано 15 проб из шести скважин.

Плотность нефти по поверхностным пробам по пласту Нх – I в среднем составляет 0,829 г/смЗ. Нефть малосернистая (0,08 – 0,36 %, в среднем 0,22 %), малосмолистая (3,05 – 4,4 %, в среднем 3,72 %), парафиновая (2,0 – 4,8 %, в среднем 3,4 %).

Плотность нефти по поверхностным пробам по пласту Нх – III – IV в среднем составляет 0,850 г/смЗ. Нефть малосернистая (0,01 – 0,176 %, в среднем 0,112 %), малосмолистая (3,66 – 7,35 %, в среднем 6,51 %), парафиновая (2,17 – 5,66 %, в среднем 3,33 %).

Плотность нефти по поверхностным пробам по пласту Як – III – VII в среднем составляет 0,906 г/смЗ. Нефть малосернистая (0,09 – 0,37 %, в среднем0,21 %), малосмолистая (6,89 – 12,72 %, в среднем 9,59 %), малопарафиновая и парафиновая (0,47 – 2,7 %, в среднем 1,5 %).

Состав и физико-химические свойства растворенного нефтяного газа изучены при исследовании глубинных проб нефти в пяти скважинах по десяти объектам. Содержание метана в растворенном газе продуктивного пласта Як – III – VII составляет 82 – 95 %. Растворенный газ пласта содержит 80 – 87 % метана и относится к классу полужирных по данным исследования скважины №Внк-9. По данным исследования скважины №СВнк-1, газ, растворенный в нефти пласта Нх – III – IV северного купола, на 96 % состоит из метана и является сухим.

Пробы свободного газа отбирались при исследовании скважин на устье, либо из газосепаратора, в двух скважинах отобрано 4 пробы.

Свободный газ продуктивного пласта Нх – III – IV относятся к классу полужирных, содержание метана составляет 88 – 91 %, содержание тяжелых углеводородов до гексана включительно 7 – 10 %.

Полученные при лабораторных исследованиях величины давления насыщения нефти газом для пластов Як – III – VII и Нх – III – IV оказались заметно ниже величин соответствующих пластовых давлений. Это можно объяснить частичной потерей газа при отборе и транспортировке глубинных проб. По этой причине для целей оценки запасов и технологических ресурсов величины давления насыщения были приняты равными пластовому давлению на ГНК, а значения газосодержания и объемного коэффициента пересчитаны на основе корреляции между газосодержанием, давлением насыщения и объемным коэффициентом [2].

17 стр., 8047 слов

Совершенствование очистки закачиваемых вод в системе поддержания ...

... Зай-Каратайская площадь расположена на юге Ромашкинского месторождения. На севере площадь контактирует с Южно-Ромашкинской, ... и компонентный состав газа при дифференциальном разгазировании приведены Свойства пластовой нефти: Давление насыщения газом, МПа 4,8-9,3 ... % 0,46 Сероводород, % 0,02 Углекислый газ, % 0,89 Плотность газа, кгм 3 1,2398 Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлор ...

1.6. Выводы

Ванкорское газонефтяное месторождение расположено на территории Туруханского административного района Красноярского края. В орографическом отношении район месторождения занимает центральную часть Нижне-Енисейской возвышенности.

Район месторождения характеризуется зоной распространения

многолетнемерзлых пород, толщина которых достигает 450 – 480 м, при толщине деятельного слоя не более 0,5 – 1,0 м.

В тектоническом отношении Ванкорское месторождение приурочено к южному окончанию Большехетской структурной террасы, являющейся восточным продолжением Надым-Тазовской синеклизы Западно-Сибирской плиты.

По результатам проведенных сейсморазведочных работ на Ванкорской площади в разрезе верхней части земной коры было выделено два структурных этажа – доюрское основание и мезо-кайнозойский осадочный чехол. Промышленные притоки нефти и газа Ванкорского месторождения связаны с продуктивными пластами долганской свиты (пласты Дл – I – Ш), яковлевской свиты (пласты Як – I, Як – III – VII) и нижнехетской свиты (пласты Нх – I, Нх – III – IV).

Технологической схемой разработки месторождения предусматривается разбуривание залежей пластов Як – III – VII, Нх – I, Нх – III – IV.

Балансовые запасы нефти, растворенного и свободного газа поставлены на баланс ЗАО «Ванкорнефть», в количестве: 1191600 тыс. тон нефти, а извлекаемых – 520200 тыс. тон нефти; растворенный газ балансовых 28187 млн. м3 категория С1.

Краткая геолого–физическая характеристика представлена в таблице 1.3.

Таблица 1.3. – Геолого-физическая характеристика разрабатываемых пластов

Пласты Як III–VII НХ I НХ III–IV

Терригенный, Терригенный, Терригенный, Тип коллектора

поровый поровый поровый Средняя глубина залегания, м 1670 2670 2780 Площадь, тыс. м2 271480 384920 301410 Нефтенасыщенная толщина, м 19,1 6,3 17,3 Газонасыщенная толщина, м 5,9 — 16,5 Проницаемсоть, мД 480 20 240 Средняя пористость, доли. ед. 0,27 0,2 0,2 Начальное пластовое давление, атм. 159 254 271 Давление насыщения, атм. 159 254 271 Газосодеожание, м3/т 61 202 211

Окончание Таблицы 1.3.

Пласты Як III–VII НХ I НХ III–IV

Объемный коэффициент нефти,

1,12 1,422 1,458 доли ед. Плотность нефти, кг/м3 902 823 845 Вязкость нефти, сПз 8,9 0,7 0,7 Плотность газа, кг/м3 0,7 0,84 0,89 Содержание парафинов в нефти,

0,9 7 4,6 % масс. Содержание смол в нефти, % масс. 7 3,4 5,8 Содержание асфальтенов в нефти,

0,1 <0,1 0,1 % масс. Содержание серы в нефти, % масс. 0,2 0,1 0,1 Геологические запасы нефти /

695,7 129,2 366,7 / 8,8 газоконденсата, млн.т Извлекаемые запасы нефти /

323 47,9 149,3 / 4,8 газоконденсата, млн.т Геологические запасы свободного

8,8 — 39,5 газа, млрд. м3

Иллюстрированный разрез продуктивных пластов долганской свиты приведен на Рисунке 1.3. Рисунок 1.3. Разрез нижнего мела в-нижнехетская, суходудинская, яковлевская и нижняя часть долганской свиты

2. Динамика показателей разработки Ванкорского месторождения

2.1. Проектные и фактические показатели разработки Ванкорского месторождения

Ванкорское месторождение с августа 2009 года запущено в промышленную эксплуатацию. В настоящий момент находится в первой стадии разработки. За такой короткий период составить анализ невозможно. Поэтому речь в данной главе пойдет о прогнозе разработки. В соответствии с планом работ по освоению Ванкорского месторождения, его разбуривание эксплуатационным фондом скважин началось в 2006 г, параллельно с работами по строительству магистрального нефтепровода Ванкор-Пурпэ, призванного обеспечить внешний транспорт нефти.

К моменту ввода месторождения в эксплуатацию было пробурено и обустроено порядка 35 % проектного фонда скважин основных объектов разработки Як II – VII и HxIII – IV.

Нефтегазовая залежь в пласте Нх – III – IV содержит около 30 % начальных запасов нефти месторождения, залегает на глубине 2800 м, нефть маловязкая. Согласно результатам испытания скважин пласт характеризуется достаточно высокой продуктивностью и добывными возможностями. Фактические дебиты скважин составляли от 600 до 700 м3/сут, а для горизонтальных стволов до 1000 м3/сут.

На 150 м выше по разрезу установлена залежь нефти в пласте Нх – I в плане практически совпадающая с залежью пласта Нх – III – IV. Вместе с тем, из – за существенно более низких коллекторских свойств и нефтенасыщенных толщин, запасы нефти указанной залежи почти в 5 раз ниже запасов пластаНх – III – IV и составляют менее 7 % запасов месторождения.

Очевидно, что объектом самостоятельного освоения является нефтегазовая залежь пласта Нх – III – IV.

Горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины с длиной ствола 1000 м. Расстояние между рядами скважин и скважинами в ряду 1000 м. Общее количество скважин по проекту 72, в том числе 42 горизонтальных добывающих, 20 горизонтальных водонагнетательных, шесть вертикальных водонагнетательных и три вертикальных газонагнетательных.

Что касается залежи пласта Нх – I, то условия залегания нефти, ее характеристика и коллекторские свойства таковы, что она также должна рассматриваться как объект самостоятельного освоения. Однако, учитывая, что запасы этой залежи составляют менее 7 % запасов месторождения, а также тот факт, что конфигурация ее контуров практически совпадает с конфигурацией контуров залежи пласта Нх – III – IV, залежь пласта Нх – I разрабатывается как объект совместно-раздельной разработки и как объект освоения возвратным фондом скважин.

Нефтегазовая залежь пласта Як – II – VII залегает на глубине 1800 м, по всей площади подстилается подошвенной водой и содержит нефть повышенной вязкости. Нефть залегает в виде слоев, толщина порядка от 30 до 40 м, значительная часть площади перекрыта газовыми шапками. В общем объеме выявленных на месторождении запасов нефти на ее долю приходится более 60 %. Учитывая размеры этого резервуара и условия залегания углеводородов, он разрабатывается как самостоятельный объект, разбуриваемый собственной сеткой скважин. Горизонтальные добывающие скважины с длиной ствола 1000 м, вертикальные нагнетательные скважины. Расстояние между рядами скважин и скважинами в ряду 1000 м. Общее количество скважин по проекту – 147, в том числе, 95 – горизонтальных добывающих 47 – вертикальных водонагнетательных и 5 – вертикальных газонагнетательных.

Теоретические и экспериментальные исследования, а также промысловые наблюдения свидетельствуют о том, что при залегании нефти в виде слоя, подстилаемого водой и перекрытого газом для предотвращения быстрого прорыва газа необходимо использовать горизонтальные добывающие скважины и эксплуатировать их при небольших депрессиях. При этом важно для предотвращения расширения газовой шапки осуществлять с самого начала разработки заводнение пласта со 100 % компенсацией отбора пластовых флюидов [4].

Для организации системы ППД на Ванкорском месторождении на начальном этапе в качестве рабочего агента используется вода водоносного насоновского горизонта, с последующим переходом на закачку сточной воды.

Значения коэффициентов по объектам разработки приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1. – Значения коэффициентов по объектам разработки

Объект разработки Квыт КИН Кохв

Як II – VII 0,650 0,412 0,634

Нх I 0,480 0,379 0,790

Нх III – IV 0,610 0,403 0,661

Данные по динамике изменения запасов (геологические и извлекаемые) Ванкорского месторождения приведены на Рисунках 2.1. и 2.2.

Рисунок 2.1. — Динамик изменений начальных геологических запасов

490 515 525 527 488 499 500 482

227

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 (ТСР 2006) (ДТСР 2009) (ДТСР 2011) (Текущая

оценка)

Начальные извлекаемые запасы нефти и ГК, млн.т

Рисунок 2.2. — Динамик изменений начальных извлекаемых запасов

Текущее состояние разработки месторождения представлено в Таблице 2.2.

Таблица 2.2. – Текущее состояние разработки на 2016 год (данные формы ПВГ-Экономика)

Параметры Показатели

Накопленная добыча жидкости, тыс. м3 (на 09.11.2015г.) 194 406 179

Накопленная добыча нефти, тыс. т (на 09.11.2015г.) 112 008 028

Средняя обводненность по переходящему фонду, % 68,7

Средняя обводненность по новому фонду, % 29,2 Средний дебит скважин по переходящему фонду по жидкости, т/сут 456,47

Средний дебит скважин по новому фонду по жидкости, т/сут 182,54 Средний дебит скважин по переходящему фонду по нефти, т/сут 140,25

Средний дебит скважин по новому фонду по нефти, т/сут 129,26

Среднесуточная добыча нефти, тыс. т 57,9

Среднесуточная закачка воды, тыс. м3 181, 97

Динамические показатели разработки месторождения представлены на Рисунке 2.3.

Рисунок 2.3. — Показатели разработки в динамике

Сравнение проектной и фактической обводненности представлено на Рисунке 2.4.

Сравнение проектной и фактической обводнености

40.0 70000

35.0 60000

30.0

50000

Добыча нефти, т/сут Обводненность, %

25.0

40000

20.0

30000

15.0

20000

10.0

5.0 10000

0.0 0

фев.09

фев.13

фев.10

фев.11

фев.12

авг.09

авг.10

авг.11

авг.12

сен.12

сен.09

сен.10

сен.11

янв.12

янв.09

июл.09

янв.10

июл.10

янв.11

июл.11

июл.12

янв.13

июл.13

июн.12

июн.09

июн.10

июн.11

июн.13

мар.11

мар.09

мар.10

мар.12

ноя.12

мар.13

ноя.09

ноя.10

ноя.11

май.10

май.09

дек.09

окт.10

дек.10

май.11

дек.11

май.12

дек.12

май.13

апр.09

окт.09

апр.10

апр.11

окт.11

апр.12

окт.12

апр.13

Интенсификация (накопленным итогом), т/сут Обводненность (ФАКТ/ОЖИД), % Обводненность (ПРОЕКТ), % Среднесуточная добыча нефти, т/сут

Рисунок 2.4. — Обводненность

Учитывая наличие существенных отклонений по фактору обводненности рассмотрим данные динамики пластового давления по основным горизонтам на Рисунках 2.5. и 2.6..

Динамика пластового давления Як3-7, атм

план факт 155 145 135 125 май-09 сен-09 янв-10 май-10 сен-10 янв-11 май-11 сен-11 янв-12 май-12 сен-12 янв-13

Рисунок 2.5. Динамика пластового давления Як 3-7

Динамика пластового давления Нх3-4, атм

план факт 260 240 220 май-09 сен-09 янв-10 май-10 сен-10 янв-11 май-11 сен-11 янв-12 май-12 сен-12 янв-13

Рисунок 2.6. Динамика пластового давления Нх 3-4

Далее проанализируем плановые и фактические сроки запуска объектов ППД на Ванкорском производственном участке, как одну из основных причин отклонений по компенсации жидкости (70%), снижения пластового давления, кратного роста обводненности выше проектного уровня. Результаты анализа представлены в Таблице 2.3.

Таблица 2.3. — Сравнение сроков ввода объектов системы ППД

Объекты ППД План Факт Смещение УПСВ-Юг (нефть) 2009 2009 в срок УПСВ-Юг (закачка воды) 2009 2010 +1 год ЦПС (нефть) 2011 2012 +1 год ЦПС (закачка воды) 2011 2012 +1 год УПСВ-Север (нефть) 2011 2013 +2 года УПСВ-Север (закачка воды) 2011 2014 +3 года УПГ (закачка газа) 2011 2013 +2 года ГКС (закачка газа) 2011 2013 +2 года

2.2.Перспективное развитие проекта Ванкор

Анализируя изученный материал по состоянию текущей разработки месторождения и принимая во внимание корректировку планов перспективного развития, можно сделать следующие выводы:

по результатам эксплуатационного бурения изменилось представление о геологии северной части месторождения. Начальные извлекаемые запасы уменьшились на 17 млн. тонн.

— с целью компенсации отставания добычи производится интенсификация отборов в центральной и южной части месторождения. Так, для наращивания суточной добычи за 6 месяцев 2013 года дополнительно были выполнены мероприятия по форсированию отборов на 3 352 т/сут.

— в результате интенсификации отборов и отставания ввода объектов системы ППД наблюдается значительное снижение пластового давления (до 40 атм. в связи с отставание по закачке воды и до 50 атм. в связи с отсутствием закачки газа по отдельным зонам).

наблюдается значительное превышение текущей обводненности над проектной: на 18% (в 2013г.), на 44% (в 2016г.)

По факту наличия осложнений при разработке месторождения были разработаны мероприятия, направленные на поддержание текущего уровня добычи в проектных параметрах:

уплотнение сетки скважин на основных объектах разработки Як 3-7 и Нх3-4 .
формировании трехрядной системы заводнения по пласту Як 3-7.
увеличение закачки воды (запуск УПСВ-Север) и начало закачки газа в пласт.
поиск технологий (лабораторные и опытно-промышленные работы)и составов для ограничения водопритока в горизонтальных скважинах.

Однако учитывая продолжающийся стабильный рост обводненности можно сделать вывод о том, что не все предпринятые меры были эффективны.

Учитывая наличие в непосредственной близости от Ванкорского месторождения консолидированных активов группы компаний ОАО «НК «Роснефть» на уровне материнской компании были рассмотрены варианты слияния активов под оперативным руководством ЗАО «Ванкорнефть».

Синергетический эффект от совместной реализации данных программ разработки месторождений ожидается по следующим направлениям:

ускоренный ввод месторождений в эксплуатацию за счет использования готовой инфраструктуры проекта Ванкор
сокращение протяженности магистральных нефтепроводов
сокращение затрат на строительство энергетической инфраструктуры за счет отказа от строительства локальных ГТС и строительства ГТЭС 150 мВт на Ванкорском м/р
оптимизация логистических маршрутов доставки МТР и вахтового персонала
сокращение затрат на мобилизацию буровых подрядчиков
совместное управление обустройством месторождений и снижение доли затрат на РИТС в составе эксплуатационных затрат

Сводные показатели запасов проектов приведены на Рисунке 2.7.

Рисунок 2.7. — Данные по запасам категории С1+С2

С учетом рассмотрения комплексной концепции развития нефтегазовой провинции 8 ноября 2013 г. Совет директоров ОАО «НК «Роснефть» утвердил ЗАО «Ванкорнефть» в качестве оператора по трем бизнес-проектам, связанным с освоением Лодочного, Сузунского и Тагульского месторождений.

Данные по планируемым сводным показателям разработки месторождений приведены на Рисунке 2.8. Рисунок 2.8. — Плановые показатели разработки месторождений группы

«Ямал»

3.Модернизация оборудования как рекомендуемый метод

для повышения эффективности процесса обезвоживания на центральном пункте сбора Ванкорского месторождения

3.1. Общая технологическая характеристика комплекса

Объекты Центрального пункта сбора (ЦПС) Цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН) Ванкорского месторождения предназначены для [5]:

1. Подготовки нефти до товарной кондиции и перекачки ее через узел учета на объекты ЦЭНС.

2. Откачки пластовой воды после дополнительной подготовки на установке на объекты ЦППД.

3. Обеспечения подачи попутного газа на объекты ЦПиКГ.

Ввод в эксплуатацию – 2012 г.

Установка подготовки нефти производительностью 21,69 млн. м3/год, входящая в состав ЦПС ЦППН, состоит из трех технологических линий производительностью 7,5 млн. м3/год каждая.

Подготовка нефти на объектах ЦПС ЦППН заключается в ее окончательном разгазировании, стабилизации, обезвоживании и обессоливании. Далее товарная нефть обводненностью 0,5 %, поступает в три технологических резервуара V = 20 тыс. м3 каждый, а затем через узел учета нефти на сооружения головной насосной станции.

Режим работы объектов ЦПС ЦППН круглосуточный, круглогодичный при 350 днях в году (8400 часов).

Объекты ЦПС ЦППН Ванкорского месторождения расположены в северо-восточной части Западно-Сибирской низменности на границе со Среднесибирским плоскогорьем, на левобережье реки Енисей, в центральной части Нижнеенисейской возвышенности. Ближайшие населенные пункты – города Дудинка и Игарка – находятся в 220 км на северо-восток и 200 км на юго-восток от площадки ЦПС.

Капитальный ремонт, модернизация не проводились.

Технологический процесс разработан ООО «НК «Роснефть» — Научнотехнический центр».

Организация-разработчик проектной документации – ООО «НК «Роснефть» — Научно-технический центр».

Объекты ЦПС ЦППН Ванкорского месторождения, на которые распространяется действие настоящего Регламента, предназначены для:

сбора сырой нефти и пластовой продукции от УПСВ и кустов скважин;
сепарации пластовой продукции с получением попутного газа, пластовой воды и сырой нефти;
подготовки сырой нефти до товарной кондиции;
учета и подачи товарной нефти в резервуары;
сбора и подготовки пластовой воды до требований, позволяющих подавать ее в систему поддержания пластового давления (ППД);
улавливания паров нефти и компримирования до низкого давления;
подачи аварийных и периодических сбросов газа на факел;
хранения и дозированной подачи химреагентов, используемых в процессе подготовки нефти, воды для ППД, подпиточной воды, подготовки газа, приготовления теплоносителя, транспортировки нефти.

В состав ЦПС ЦППН входят следующие системы:

система 10. Сбор нефти;
система 14. Узел коммерческого учета нефти;
система 20. Сепарация и подготовка нефти (3 технологические линии);
система 22. Технологические резервуары хранения нефти;
система 35. Подготовка подпиточной воды;
система 40. Подготовка пластовой воды (3 технологические линии);
система 41. Установка фильтрации пластовой воды;
система 59. Закрытая дренажная система;
система 60. Открытая дренажная система опасных стоков и поверхностных стоков;
система 62. Аварийная дренажная система;
система 69. Хранение химреагентов;
система 76. Пенное пожаротушение.
система 77. Автоматическое пожаротушение и пожарная вода.

В состав систем входит следующее оборудование:

1. Система сбора нефти:

входной питающий манифольд;
входные пробкоуловители V-1010A/B/C [С-1/С-2/С-3];
эксплуатационный манифольд.

2. Коммерческий узел учета нефти.

3. Сепарация и подготовка нефти:

сепараторы 1-й ступени V-2010-1/2/3 [С-1/1;
С-2/1;
С-3/1];

кожухотрубные теплообменники нефть/нефть Е-20201А…1L/2А…2L/3А…3L [T-1/1..6;T-2/1..6;T-3/1..6];
сепараторы 2-й ступени V-2030-1/2/3 [С-1/2;С-2/2;С-3/2];
водяные насосы 2-й ступени P-2040-1А,В/2А,В/3А,В;
подогреватели нефть/теплоноситель E-2050-1/2/3 [T-1/2/3];
дегазаторы 3-й ступени V-2060-1/2/3 [ДГ-1/2/3];
электростатические коагуляторы V-2070-1/2/3 [ЭКГ-1/2/3];
водяные насосы 3-й ступени P-2080-1А,В/2А,В/3А,В;
насосы перекачки товарной нефти P-2070-1А,В/2А,В/3А,В.

4. Технологические резервуары:

технологические резервуары Т-2210 [P-1], Т-2220 [P-2], Т-2230 [P3] ;
насосы перекачки нефти технологических резервуаров P2280A/B/C;
насосы перекачки воды технологических резервуаров P2285А/В/С;
насосы перекачки некондиционной нефти технологических резервуаров P 2290A/B;
зачистные насосы P-2281А,В,С,D;
дренажная емкость V-2205-1;
дренажная емкость V-2205-2;

5. Подготовка подпиточной воды:

гидроциклон удаления песка V-3510;
дегазатор V-3520;
насосы дегазатора P-3530 A/B.

6. Подготовка пластовой воды:

гидроциклон удаления песка V-4010-1/2/3;
емкость сбора твердых частиц V-4080-1/2/3;
гидроциклон удаления нефти V-4020-1/2/3;
индукционная газонапорная флотационная установка V-4030-1/2/3;
насосы перекачки пластовой воды P-4040-1A,B /2A,B /3A,B;
насосы уловленной (восстановленной) нефти P-4045-1A,B /2A,B /3A,B;
уравнительные резервуары пластовой воды Т-4050А/В [P-8/9];
насосы пластовой воды Р-4060А/В;
дренажные насосы Р4070А/В;
насосы перекачки пластовой воды Р-4315 А/В на УПСВ Север.

7. Установка фильтрации пластовой воды:

горизонтальные фильтры с наполнителем V-4101А/B;
емкости-отстойники воды обратной промывки фильтров Т4101А/B;
насосы перекачки воды обратной промывки фильтров Р-4101А/B.

8. Закрытая дренажная система:

дренажных емкостей V-5910 [E-1], V-5920 [E-2], V-5930 [E-3];
насосов Р-5915А/В.

9. Открытая дренажная система опасных стоков:

дренажные емкости V-6083…6089, V-6091…6093, V-6100, V-6101;
насосы дренажных емкостей Р 6083 А(В)…Р-6101А(В).

10. Открытая дренажная система поверхностных стоков:

дренажные емкости V-6002…6025;
насосы дренажных емкостей Р 6002А(В)…Р-6025А(В);
резервуар – накопитель производственно дождевых стоков Т-6030;
насосы Р-6040-1,2;
очистные сооружения.

11. Аварийная дренажная система:

коллектора диаметром Ду-400мм, размещаемого на эстакадах № 5, 1, 4 и 17;
трубопроводов от отдельных сооружений и объектов ЦПС ЦППН до коллектора;
аварийной емкости V-6210;
насосов Р-6215А/В.

12. Система хранения и закачки химреагентов и метанола:

насосы откачки химреагентов и метанола из тары в резервуары хранения Р 6913, Р-6918, Р-6938, Р-6923, Р-6948, Р-6928, Р-6953, Р-6933, Р6943, Р-6958, Р-6963, Р-6968, Р-6973, Р-6978, Р-6080, Р-6983, Р-6988;
резервуары хранения химреагентов Т-6910, Т-6915, Т-6945, Т-6955, Т-6965, Т 6980, Т-6920, Т-6925, Т-6930, Т-6940, Т-6960, Т-6985, Т 6935, Т6950, Т-6975, Т-6970;
насосы закачки химреагентов из резервуаров хранения в точки ввода Р 6914А/В, Р-6919А/В, Р-6924А/В, Р-6929А/В, Р-6934А/В, Р-6939А/В, Р 6944А/В, Р-6949А/В, Р-6954А/В, Р-6959А/В, Р-6964А/В, Р-6969А/В, Р 6974А/В, Р-6979А/В, Р-6984А/В, Р-6989А/В, Р-6994А/В;
блоки дозирования химреагентов 183/1, 183/2, 183/3.

13. Система автоматического пенотушения и пожарной воды

резервуары противопожарного запаса воды Т-7710А/В;
насосы пожаротушения электроприводные Р-7720A/B/C;
дизельные насосы пожаротушения Р-7720D/E/F;
насосы пожаротушения Р-7730A/B;
лафетные стволы ЛС-1…21;
баки дозаторы для пенообразователя Т-7610А/В/С, Т-7620А/В/С.

Основные технико-экономические показатели установки подготовки нефти:

максимальный объем подготовки нефти – 19000 тыс. т/год;
максимальный объем поступление товарной нефти от УПСВ-Юг – 12639 тыс. т/год;
максимальный объем поступление товарной нефти от УПСВ-Север– 7683 тыс. т/год;
максимальный уровень добычи попутного газа – 6897 млн. нм3/год;
максимальный уровень закачки газа – 2500 млн. нм3/год;
максимальный уровень закачки воды – 8961,5 тыс. м3/год;
количество кустов скважин – 35 шт.

В соответствии с Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» технологические объекты Центрального пункта сбора, в том числе Цех подготовки и перекачки нефти Ванкорского месторождения, являются опасными производственными объектами [6].

3.2. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и готовой продукции

Характеристика исходного сырья для ЦПС Ванкорского месторождения, изготовляемой продукции приведены в Таблице 3.1., Таблице 3.2.

Таблица 3.1. — Характеристика исходного сырья

Наименование Номер Показатели качества, Норма по Область

сырья, государственного обязательные для ГОСТ, ОСТ, применения

материалов, или отраслевого проверки СТП, ТУ изготовляемо

реагентов

№ стандарта, й продукции

изготовляемой технических

продукции условий,

стандарта

компании

Сырье

Сырая нефть Согласно ТУ Содержание воды Не Сырье для

(нефтяная нормируется системы

Содержание мех.

эмульсия) определение сепарации и

примесей

обязательно подготовки

нефти

Подпиточная По данным Концентрация 50…80 Для

вода лаборатории взвешенных веществ, подпитки

ООО «НК мг/л системы ППД

«Роснефть» НТЦ»

Таблица 3.2. — Характеристика готовой продукции Наименование Номер Показатели качества, Норма по Область сырья, государственного обязательные для ГОСТ, ОСТ, применения материалов, или отраслевого проверки СТП, ТУ изготовляемой реагентов

№ стандарта, продукции изготовляемой технических продукции условий,

стандарта

компании Продукты Товарная нефть ГОСТ Р 51858- Содержание воды, % до 0,5 Товарный

2002 Массовое содержание до 0,6 продукт для

серы, % поставки

Плотность при 20 °С, 870,1…895,0 потребителям

кг/м3

Массовая не более 100

концентрация

хлористых солей,

г/дм3

Содержание мех. не более 0,05

примесей, % масс

Давление насыщенных 66,7

паров, кПа

Массовая доля 10

органических

хлоридов во фракции,

выкипающей до

температуры 204 °С,

ppm

Содержание 20

сероводорода, ppm

Содержание 40

меркаптанов, ppm

Нефти Ванкорского месторождения отбираются из двух горизонтов Нижнехетского и Яковлевского. Нефти Нижнехтского горизонта относятся к легким нефтям, малосернистым, малосмолистым, маловязким, парафинистым с высокой температурой застывания. Нефти Яковлевского горизонта битуминозные, малосернистые, смолистые, вязкие, малопарафинистые с низкой температурой застывания.

3.3.Описание технологического процесса сбора, сепарации,

подготовки нефти

Процесс подготовки нефти заключается в отделении от нее попутного

газа и пластовой воды.

Основными процессами, происходящими при подготовке нефти, являются: теплообмен, сепарация, отстой, коагуляция.

Основными процессами при подготовке воды, предназначенной для закачки в пласт, являются: сепарация, дегазация, фильтрация, отстой

Нефтяная эмульсия на ЦПС с проектной обводненностью до 30 % поступает поступает продукция скважин центральных кустов.

При подготовке нефти до товарных кондиций используются процессы ступенчатой сепарации с промежуточным нагревом в подогревателях нефти. Помимо нагрева для более быстрой и качественной деэмульсации, на установке подготовки нефти предусматривается использование деэмульгаторов. Наряду с термохимическими методами для более глубокого процесса обезвоживания и доведения концентрации солей в товарной нефти до требований ГОСТ Р 51858-2002 [7], используются электростатические коагуляторы.

Помимо нагрева, для более быстрой и качественной деэмульсации, на установке подготовки нефти предусматривается использование деэмульгаторов. Наряду с термохимическими методами для доведения концентрации солей и содержания воды в товарной нефти при проектировании используются электростатические коагуляторы. Состав сооружений технологических линий УПН показан в Таблице 3.3.

Таблица 3.3. Состав сооружений технологических линий УПН. Наименование оборудования Технологическая линия 1-я ступень сепарации

V-2010-1 V-2010-2 V-2010-3 (трехфазный аппарат) Теплообменник нефть/нефть

Е-2020-1А-1L Е-2020-2А-2L Е-2020-3А-3L (кожухотрубчатый) 2-я ступень сепарации

V-2030-1 V-2030-2 V-2030-3 (трехфазный аппарат) Подогреватель нефти

Е-2050-1 Е-2050-2 Е-2050-3 (нефть/ТЭГ).

Насосы перекачки пластовой

P-2040-1 А/В P-2040-2 А/В P-2040-3 А/В воды 2-й ступени (1раб.,1рез.) 3-я ступень сепарации.

V-2060-1 V-2060-2 V-2060-3 Дегазатор Электростатический коагулятор. V-2070-1 V-2070-2 V-2070-3 Насосы перекачки нефти 3-й

P-2070-1 А/В P-2070-2 А/В P-2070-3 А/В ступени (1раб.,1рез.) Насосы перекачки пластовой

P-2080-1 А/В P-2080-2 А/В P-2080-3 А/В воды 3-й ступени (1раб.,1рез.)

Дополнительно к вышеперечисленному оборудованию установлены три входных пробкоуловителя для сепарации свободного газа в поступающем флюиде.

Подогрев продукции на каждой технологической линии осуществляется в теплообменниках (между 1-й и 2-й ступенями сепарации) и подогревателях нефти (между 2 й и 3-й ступенями сепарации).

На первой стадии подогрев сырой холодной нефти производится в кожухотрубчатых теплообменниках горячей подготовленной нефтью. На второй стадии подогрева пластовая смесь подогревается теплоносителем. В качестве теплоносителя используется состав ЯТС/08АН (смесь гликолей).

Температура продукции на выходе из подогревателя нефти 40…75оС.

Пластовая вода, отделившаяся в трехфазных сепараторах 1-й и 2-й ступеней сепарации, направляется на установку подготовки пластовой воды U4000 (Х-9008, Х9035).

Окончательное отделение пластовой воды до содержания ее в нефти максимально 0,5 % производится под действием электрического поля в электростатических коагуляторах. Они располагаются под дегазаторами 3-й ступени сепарации. Пластовая вода после электростатических коагуляторов направляется на установку подготовки пластовой воды U 4000 (Х-9008, Х9035) или может возвращаться на 1-ю ступень сепарации для повышения температуры в сепараторах.

Выделение газа в электростатических коагуляторах не наблюдается.

Подготовленная нефть из коагуляторов через теплообменники нефть/нефть поступает в технологические резервуары V = 20000 м3. Из технологических резервуаров кондиционная нефть насосами перекачки нефти подается через СИКН в резервуары товарной нефти V=30000 м3 или на прием насосов ГНПС. В случае появления некондиционной нефти на выходе из технологической линии, она направляется в отдельный технологический резервуар, откуда некондиционный слой насосами перекачки некондиционной нефти откачивается на трехфазный сепаратор 1-й ступени сепарации каждой технологической линии.

Газ, выделившийся на пробкоуловителях и 1-й ступени сепарации направляется на ГКС ВД. Газ, выделившийся на 2-й и 3-й ступенях сепарации, дожимается на компрессорной станции низкого давления (ГКСНД) до давления газа 1-й ступени сепарации. ГКСНД имеет две ступени сжатия. Газ, выделившийся на 3-й ступени сепарации совместно с газом поступающим от системы улавливания паров направляется на прием 1-й ступени ГКСНД. Газ, выделившийся на 2-й ступени сепарации поступает на прием 2-й ступени ГКСНД. Попутный нефтяной газ после ГКСНД объединяется с газом поступающим от 1-й ступени сепарации и из пробкоуловителей и направляется на компрессорную станцию высокого давления (ГКСВД).

Далее нефтяной газ проходи подготовку для использования в топливной сети и для закачки в пласт.

Пластовая вода в объеме, не превышающем производительность установки подготовки пластовой воды, поступает в модули Х-9008 и Х-9035, где проходит очистку от песка и нефти на гидроциклонах и флотационной установке и затем поступает в уравнительные резервуары. Остальная пластовая вода поступает на вход насосов Р-4315 А,В, производящих ее перекачку на УПСВ-Север. В уравнительные резервуары так же поступает подпиточная вода от скважин водоносного горизонта прошедшая подготовку на установке подготовки подпиточной воды (модуль Х-9055).

Подготовленная подпиточная вода так же подается в систему пожарной воды и в систему производственного водоснабжения. Из уравнительных резервуаров пластовая вода подается в фильтры тонкой очистки от механических примесей и адсорбции нефтепродуктов и затем поступает в буферные резервуары. Подготовленная пластовая вода из буферных резервуаров поступает в насосную закачки пластовой воды откуда подается на кустовые площадки для закачки в пласт и на УПСВ-Север.

Подачу технологического воздуха и воздуха КИП обеспечивает ЦВВКИПАиА.

Товарная нефть от УПН направляется в один из технологических резервуаров V = 20 тыс. м3, из которого через коммерческий узел учета нефть поступает в один из резервуаров товарной нефти V = 30 тыс. м3 и, далее к сооружениям головной нефтеперекачивающей станции.

Поступающая продукция подаётся в трубопроводы с температурой не ниже 20 оС, во избежание отложения парафинов на стенках. Все трубопроводы на площадке ЦПС прокладываются надземно, по эстакадам, в теплоизоляции и с электрообогревом.

Категории трубопроводов определяются по ПБ 03-585-03 в зависимости от транспортируемой среды и ее параметров [8].

Диаметры технологических трубопроводов определены с учетом производительности установок, вязкости и плотности транспортируемого

продукта, давления и допустимой скорости движения (ВНТП 3-85, п. 2.194) продукта по трубам [9].

Технологические трубопроводы системы сепарации и подготовки нефти проектируются в соответствии с требованиями ПБ 03-585-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» [8].

Учитывая минимальную температуру окружающей среды минус 60 оС, оборудование, используемое на ЦПС, имеет климатическое исполнение ХЛ1 по ГОСТ 15150-69 [8].

3.3.1. Описание работы технологического оборудования

ЦППН

3.3.1.1. Входной питающий манифольд

Входной питающий манифольд предназначен для приема углеводородных флюидов, поступающих из системы сбора. Распределение потоков на манифольде происходит следующим образом:

продукция системы сбора ВЛУ направляется в пробкоуловитель V-1010-C;
продукция системы сбора южной зоны, ВЛУ и скважин центральных кустов направляется в пробкоуловитель V-1010-A или в пробкоуловитель V-1010-B.

На входном манифольде располагаются маршрутные автоматизированные пневмоприводные клапаны, позволяющие направлять флюиды на один из трех пробкоуловителей.

Взаимоблокировка клапанов, сконфигурированная в РСУ, обеспечивает и гарантирует, что флюиды из однопоточного трубопровода могут направляться только на один пробкоуловитель. Данные клапаны также выполняют функции защиты технологического процесса при аварийных ситуациях.

Каждый маршрутный клапан снабжен автоматизированным пневмоприводным перепускным клапаном и датчиком перепада давления.

В случае поступления товарной нефти от УПСВ-Ю и УПСВ-С продукция от входного манифольда через электроприводные клапаны и узлы регулирования давления после себя поступает напрямую в приемный коллектор коммерческого узла учета нефти.

На линиях входного питающего манифольда выполняется контроль давления и температуры углеводородных флюидов.

Одновременно на входной манифольд периодически поступают газоконденсатные жидкости:

от установки подготовки подпиточного газа;
от вторых ступеней трёх линий компрессорной станции НД;
от второй и третьей ступеней линий установок компримирования инжекционного газа.
3.3.1.2.

Входные пробкоуловители V-1010 A/B/C

От входного питающего манифольда продукция скважин поступает в три одинаковых по объему входных пробкоуловителя V-1010-А/В/С, в которых происходит сепарация основного объема свободного газа, характеристика пробкоуловителей показа в Таблице 3.4.

Таблица 3.4. Характеристики пробкоуловителей V-1010 А/В/С Производительность по жидкости ст.м3/сут 65000 Производительность по газу ст.м3/сут 8500000 Рабочее давление МПа (изб) 2,0 Расчетное давление МПа (изб) 3,5 Рабочая температура оС 20

% (объемный) от объема Унос газа с жидкостью 1

жидкости Унос жидкости с газом л/тыс. ст. м3 13,5 Макс. объем пробки м3 180 Объем аппарата м3 445 Диаметр мм 5000 Длина мм 19200

Вышеуказанные данные по расходу газа, жидкости включают, как минимум, 10 % запас.

Каждый пробкоуловитель защищен от превышения давления в нем выше расчетного предохранительными клапанами сброса давления с установкой на давление 3,5 МПа (избыточное).

Сбросы от предохранительных клапанов направляются в теплый коллектор факела ВД.

Давление газа в аппарате контролируется датчиком давления, установленным на линии выхода газа из аппарата и поддерживается регулирующим клапаном, установленным на выходной линии, подающей газ в приемный манифольд газовой компрессорной станции высокого давления (ГКС ВД).

При дальнейшем подъеме давления газа после регулирующего клапана, для обеспечения требуемого давления на входе в ГКС ВД включается в работу контур регулирования давления, установленный на линии сброса газа в систему факела ВД.

Кроме этого предусмотрена отдельная линия аварийного (экстренного) остаточного сброса газа на факел ВД через ограничительную диафрагму.

Уровень жидкости в пробкоуловителях контролируется датчиками уровня и поддерживается регулирующими клапанами, установленными ниже по потоку на входных линиях эксплуатационного манифольда.

Температура в пробкоуловителе контролируется датчиком температуры. Предусмотрен сигнал тревоги по температуре ниже 20 оСдля предупреждения о возможности отложений парафинов, замерзания и образования гидратов.

Расход отходящего газа контролируется расходомером, работающим по методу переменного перепада давления (четырехдырочная измерительная диафрагма).

Для отображения расхода газа при нормальных условиях предусмотрена дополнительная установка датчика температуры, подключаемого к многопараметрическому датчику массового расходомеру для сужающего устройства. Для вычислительных операций используется микропроцессорный многоканальный вычислитель, на который поступают сигналы о расходе, приведенном к нормальным условиям с расходомеров, установленных на трех пробкоуловителя, а также предусматривается ввод с клавиатуры коэффициентов сжимаемости газа.

Для обеспечения защиты технологического процесса при аварийных ситуациях предусмотрена установка на пробкоуловителях датчиков давления и уровня, аварийных клапанов-отсекателей на линиях выхода газа на прием ГКС ВД, аварийного сброса газа на факел ВД и выхода нефти из пробкоуловителей.

Для снижения коррозионной активности пластовых флюидов на входе пробкоуловителей в трубопроводы подается ингибитор коррозии (нефть).

В трубопроводы отвода газа от аппаратов для предотвращения образования гидратов подается метанол, для снижения коррозионной активности газа – ингибитор коррозии (газ).

Пробкоуловители V-1010-A/B/C оборудуются системой для размыва песка. Для этого к аппаратам подводится вода для струйной промывки и предусмотрен отвод промывочной воды с мех.примесями.

Дренаж пробкоуловителей предусмотрен в закрытую дренажную систему опасных стоков.

Проектом предусмотрена теплоизоляция аппаратов и поддержание температуры в заданном режиме греющими элементами [11].

Аппарат будет установлен на раме, укомплектован трубной обвязкой, арматурой, контрольно-измерительными приборами.

3.3.1.3. Эксплуатационный манифольд

После пробкоуловителей жидкости направляются в эксплуатационный манифольд. Состоит он из трех входных линий, забирающих жидкость из пробкоуловителей V-1010 A/B/C, общего коллектора и трех выкидных линий, поток с которых направляется в три технологические линии сепарации и подготовки нефти. На выкидных линиях обеспечивается регулирование расхода в потоках из манифольда (равномерное распределение потоков), реализованное установкой ультразвуковых расходомеров и регулирующих клапанов на каждой выкидной линии.

На общий коллектор предусмотрена периодическая подача некондиционной нефти в объёме до 20 % от насосов Р-2290-А/В технологических резервуаров V = 20 тыс. м3. На перспективу предусмотрено подключение четвёртой и пятой технологических линий сепарации и подготовки нефти.

Для защиты манифольда и трубопроводов от превышения давления в результате температурного расширения флюида (случай пожара) на манифольде установлен предохранительный клапан с уставкой на давление 3,3 МПа. Предусмотрен дренаж трубопроводов в закрытую дренажную систему.

3.3.1.4. Сепаратор 1-й ступени (трехфазник) V-2010-1/2/3

От эксплуатационного манифольда продукция поступает в сепараторы 1-й ступени:

V-2010-1 (1-я технологическая линия);
V-2010-2 (2-я технологическая линия);
V-2010-3 (3-я технологическая линия);
В них происходит отделение воды и газа.

Характеристика сепараторов показана в Таблице 3.5.

Таблица 3.5. Характеристика сепаратора 1-й ступени V-2010-1/2/3

Техническая характеристика Единица измерения Показатели

Производительность по жидкости ст.м3/сут 30500 Производительность по газу ст.м3/сут 90000 Рабочее давление МПа 1,85 Расчетное давление МПа 2,3 Рабочая температура оС 20

минус 60 / 180 Расчетная температура оС

(с учетом пропарки) Унос газа с жидкостью % (об.) от объема 1 Унос жидкости с газом л/тыс. ст. м3 13,5 Унос нефти с водой мг/л 1500 Максимальная обводненность нефти

% (объемных) 70 на входе Остаточная обводненность нефти на

% (объемных) 10 выходе Объем аппарата м3 205 Диаметр мм 3900 Длина мм 15600

Параметры аппарата приведены с учетом дополнительного до 20 % запаса при повторной переработке некондиционной нефти. Данные по расходам газа, жидкости включают, как минимум, 10 % запас.

Внутренняя перегородка в сепараторе разделяет нефть и воду. Нефть перетекает через перегородку и собирается в отделении для нефти. И нефть, и вода, вытекают из емкости под давлением емкости. Нефть проходит к сепаратору второй ступени через теплообменник нефть/нефть E-2020, тогда как вода направляется на модуль очистки пластовой воды.

Для возможности вывода одного из трех сепараторов 1-ой ступени на ремонт от каждого сепаратора предусмотрен трубопровод к манифольдуперемычке. При отключении одного из трех сепараторов 1-ой ступени продукция от двух работающих сепараторов собирается в манифольдеперемычке и равномерно распределяется на три технологические линии перед входом в теплообменники нефть/нефть E-2020. Распределение потоков реализовано установкой массовых расходомеров и регулирующих клапанов на каждой выкидной линии.

Уровень нефти в сепараторе контролируется датчиком уровня и поддерживается регулирующим клапаном, расположенным на выкидной линии со стороны трубного пространства теплообменников нефть/нефть Е-2020.

Уровень раздела фаз нефть/вода в сепараторе контролируется резервированным датчиком межфазного уровня нефть/вода и поддерживается регулирующим клапаном, установленным на выкидной линии воды к установке подготовки пластовой воды.

Сепаратор защищен от превышения давления в нем выше расчетного предохранительными клапанами сброса давления с уставкой на давление 2,3 МПа (избыточное).

Сбросы от предохранительных клапанов направляются в теплый коллектор факела ВД.

Температура в сепараторе контролируется датчиком температуры. Предусмотрен сигнал тревоги по низкой температуре для предупреждения о возможности отложений парафинов, замерзания и образования гидратов. Расход отходящего газа контролируется ультразвуковым расходомером.

Для отображения расхода газа при нормальных условиях предусмотрена дополнительная установка датчиков давления и температуры. Для вычислительных операций используется микропроцессорный многоканальный вычислитель, на который поступают сигналы о расходе, давлении, температуре с датчиков, установленных на трех сепараторах каждой технологической линии, а также предусматривается ввод с клавиатуры коэффициентов сжимаемости газа.

Расход нефти из сепаратора контролируется ультразвуковым расходомером, обеспечивающим измерение в фактических кубических метрах.

Для обеспечения защиты технологического процесса при аварийных ситуациях предусмотрена установка на сепараторах датчиков давления и уровня, аварийных клапанов-отсекателей на линиях выхода газа на прием ГКС ВД, аварийного сброса газа на факел ВД, выхода нефти и воды из сепараторов и на входной линии подачи продукта.

Аппарат оборудуется системой для размыва песка. Для этого к нему подводится вода для струйной промывки и предусмотрен отвод промывочной воды с мех.примесями.

Перед входом в сепаратор в трубопровод подаются антивспениватель. Деэмульгатор подаётся в трубопровод за 100 – 150 м от сепаратора, во входные линии эксплуатационного манифольда.

На выходе из сепаратора в трубопровод к установке очистки пластовой воды подаются ингибитор отложений и деэмульгатор.

В трубопроводы отвода газа от аппарата для предотвращения образования гидратов подается метанол, для снижения коррозионной активности газа – ингибитор коррозии (газ).

Дренаж сепаратора предусмотрен в закрытую дренажную систему опасных стоков.

На аппарате предусмотрены вентиляционный патрубок с огнепреградителем для продувки и выпуска воздуха при гидроиспытаниях, патрубки для пропарки и продувки.

Проектом предусмотрена теплоизоляция аппарата и поддержание температуры в заданном режиме греющими элементами.

3.3.1.5. Теплообменник нефть/нефть Е-2020-1/2/3

После сепараторов 1-й ступени сырая нефть направляется в

кожухотрубные теплообменники нефть/нефть:

Е-2020-1А-1L (1-я технологическая линия);
Е-2020-2А-2L (2-я технологическая линия);
Е-2020-3А-3L (3-я технологическая линия).

В данных теплообменниках происходит нагрев сырой холодной нефти, подаваемой от сепаратора 1-й ступени, горячей подготовленной нефтью, подаваемой нефтяными насосами Р-2070-1/2/3 А/В/С от электростатического коагулятора V-2070-1/2/3. Подогретый поток поступает на 2-ую ступень сепарации, охлаждённый – в технологические резервуары. Холодная нефть подается в трубное, а горячая – в межтрубное пространство теплообменника. На каждой технологической линии установлено по шесть сдвоенных теплообменников.

Межтрубное и трубное пространства защищены от превышения давления в результате температурного расширения жидкости (при пожаре) предохранительными клапанами. Техническая характеристика теплообменника приведена в Таблице 3.6.

Таблица 3.6. Расчетные данные и характеристики теплообменника нефть/нефть

Горячий флюид Холодный флюид Рабочие характеристики одного (межтрубное (трубное

агрегата пространство) пространство)

впуск выпуск впуск выпуск Прокачиваемый флюид Подготовленная нефть Сырая нефть Расход массовый кг/ч 747834 747834 867072 867072 Расход жидкости кг/ч 747834 747834 867072 863106 Расход пара

кг/ч — — — 3966 массовый Жидкость –

кг/м3 829,55 861,37 875,23 622,23 плотность масс. Вязкость сП 2,91 8,54 11,78 Молекулярный вес 219,67 219,67 92,49 92,49 Температура оС 73,84 30 19,78 54,63 Давление (абс.) 0,67 0,47 1,85 1,1 Расчетное давление МПа 2,5 2,5 2,5 2,5 Расчетная

оС минус 60/180 минус 60/180 температура Габариты м 7,95 х 4,1 х 1,6

Предусмотрен контроль температуры, давления питающих и выкидных линий каждого счетверенного теплообменника нефть/нефть.

Для контроля эффективности работы теплообменников, на питающих и выкидных линиях предусмотрена установка датчиков перепада давления на каждом сдвоенном теплообменнике.

Для обеспечения защиты технологического процесса при аварийных ситуациях предусмотрена установка на входном потоке холодной нефти перед теплообменниками аварийного пневмоприводного клапана.

3.3.1.6. Сепаратор 2-й ступени (трехфазный) V-2030-1/2/3

От теплообменников нефть-нефть E-2020 подогретая продукция направляется в сепараторы 2-ой ступени:

V-2030-1 (1-я технологическая линия);
V-2030-2 (2-я технологическая линия);
V-2030-3 (3-я технологическая линия).

Здесь происходит дальнейшее разгазирование и обезвоживание нефти.

Кроме этого на вход сепаратора 2-й ступени периодически подаются потоки от насосов уловленной нефти установки подготовки пластовой воды U4000, от водяных насосов 2-й ступени сепарации P-2040, от дренажной емкости V-3002 установки переработки природного газоконденсата и от насосов емкости закрытого дренажа P-5915 А/В и Р-6215 А/В.

Техническая характеристика сепаратора приведена в Таблице 3.7.

Таблица 3.7. Расчетные данные и характеристики сепаратора 2-й ступени

Техническая характеристика Единица измерения Показатели

Производительность по жидкости ст.м3/сут 27000 Производительность по газу ст.м3/сут 240000 Рабочее давление МПа 0,6 Расчетное давление МПа 0,7 Рабочая температура оС 57

минус 60 / 180 Расчетная температура оС (с учетом

пропарки) Унос газа с жидкостью % (об.) от объема 1 Унос жидкости с газом л/тыс. ст. м3 13,5 Унос нефти с водой мг/л 1500 Окончание таблицы 3.7. Максимальная обводненность нефти на

% объемных 20 входе Остаточная обводненность нефти на выходе % объемных 5 Объем аппарата м3 215 Диаметр мм 4300 Длина мм 12900

Параметры аппарата приведены с учетом дополнительного запаса при повторной переработке некондиционной нефти. Данные по расходам газа, жидкости включают, как минимум, 10 % запас.

Внутренняя перегородка сепаратора разделяет нефть и воду. Нефть перетекает через перегородку, собирается в отделении для нефти и

Направляется к дегазатору 3-й ступени V-2060 через нагреватель нефть/ТЭГ E-2050. Вода поступает на прием водяных насосов 2-й ступени P2040 и далее направляется в модуль подготовки пластовой воды.

Уровень нефти в сепараторе контролируется датчиком уровня и поддерживается регулирующим клапаном, расположенным ниже по потоку после нагревателянефть/ТЭГ Е-2050.

Уровень раздела фаз нефть/вода в сепараторе контролируется резервированным датчиком межфазного уровня нефть/вода и поддерживается регулирующим клапаном, установленным на линии выкида от водяных насосов Р-2040 к установке подготовки пластовой воды U-4000-1/2/3.

При дальнейшем подъеме давления газа после регулирующего клапана, для обеспечения требуемого давления на входе в ГКС НД включается в работу контур регулирования давления, установленный на линии сброса газа в систему факела НД.

Кроме этого предусмотрена отдельная линия аварийного (экстренного) остаточного сброса газа на факел НД через ограничительную диафрагму.

Сепаратор защищен от превышения давления в нем выше расчетного предохранительными клапанами сброса давления с установкой на давление 0,7 МПа (избыточное).

Сброс от предохранительных клапанов направляются в коллектор факела НД.

Расход отходящего газа контролируется ультразвуковым расходомером.

Для обеспечения защиты технологического процесса при аварийных ситуациях предусмотрена установка на сепараторах датчиков давления и уровня, аварийных клапанов-отсекателей на линиях выхода газа на прием ГКСНД, аварийного сброса газа на факел НД, выхода нефти и воды из сепараторов.

На выходе из сепаратора в трубопровод к установке очистки пластовой воды подается ингибитор отложений.

В трубопроводы отвода газа от аппарата для снижения коррозионной активности газа подается ингибитор коррозии (газ).

Сепаратор 2-й ступени сепарации оборудуется системой для размыва песка. Для этого к аппарату подводится вода для струйной промывки и предусмотрен отвод промывочной воды с механическими примесями.

Дренаж сепаратора предусмотрен в закрытую дренажную систему опасных стоков.

Аппарат установлен на раме, укомплектован трубной обвязкой, арматурой, контрольно-измерительными приборами.

3.3.1.7. Насосы перекачки воды 2-й ступени P-2040-1/2/3

После сепаратора 2-ой ступени вода направляется на прием водяных насосов 2-й ступени:

P-2040-1 А/В (1-я технологическая линия);
P-2040-2 А/В (2-я технологическая линия);
P-2040-3 А/В (3-я технологическая линия).

Для перекачки на модуль подготовки пластовой воды. На каждой технологической линии предусмотрен 1 рабочий насос плюс 1 резервный. Для возможности работы насоса с минимальной производительностью вода по линии рециркуляции минимального потока возвращается в сепаратор 2-й ступени. Отключение водяных насосов 2-ой ступени P-2040 предусмотрено при уровне водонефтяного раздела в сепараторе 2-ой ступени ниже нижнего.

Техническая характеристика насосов приведена в Таблице 3.8.

Таблица 3.8. Технические характеристики водяных насосов 2-й ступени

Техническая характеристика Показатели

Тип насоса центробежный

Производительность, м3/ч 54,1

Напор, м 160,3

Давление на входе, МПа 0,525

Температура перекачки, оС 57,5

Максимальное давление на выходе,

1,945 МПа

На общем выходном коллекторе продукции от насосов, предусмотрена установка регулирующего клапана для регулирования уровня раздела фаз нефть/вода в сепараторе 2-й ступени V-2030.

3.3.1.8. Подогреватель нефти E-2050-1/2/3

После сепараторов 2-й ступени сырая нефть направляется в подогреватели:

E-2050-1 (1-я технологическая линия);
Е-2050-2 (2-я технологическая линия);
Е-2050-1 (3-я технологическая линия).

В подогревателе происходит нагрев нефти, поступающей из сепаратора 2-ой ступени с температурой 57,5 оС, промежуточным теплоносителем. В качестве теплоносителя применяется ТЭГ с водой в пропорции 42/58. Нефть подается в межтрубное, а теплоноситель – в трубное пространство подогревателя. Техническая характеристика теплоносителя приведена в таблице 3.9.

Таблица 3.9. – Техническая характеристики подогревателя E-2050-1/2/3

Горячий флюид Холодный флюид Рабочие характеристики Единица (трубное (межтрубное одного агрегата измерения пространство) пространство)

впуск выпуск впуск выпуск Прокачиваемый флюид ТЭГ/вода Сырая нефть Расход пара кг/ч — — — 3100 Расход жидкости кг/ч 506265 506265 806400 803300 Общий расход кг/ч 506265 506265 806400 806400 Жидкость — Плотность кг/м3 970,1 1002,00 845,3 822 Вязкость сП 1,92 2,82 4,92 2,36 Пар (молекулярный вес) — — — 36,2 Плотность кг/м3 — — — 6,94 Вязкость сП — — — 0,011 Эксплуатационная

оС 150 120 53 85 температура Эксплуатационное давление МПа (абс.) 1,45 0,6 Расчетное давление МПа 3,1 0,9 Расчетная температура оС -60/200 -60/100

Межтрубное пространство подогревателя защищено от превышения давления в результате температурного расширения жидкости (при пожаре) предохранительными клапанами с установкой давления 0,9 МПа (избыточное).

Подача теплоносителя регулируется клапаном, установленным на выходной линии теплоносителя, в зависимости от температурной характеристики нагретой нефти на выходе из подогревателя.

Предусмотрен контроль температуры, давления питающих и выкидных линий теплообменника нефть/теплоноситель. Для контроля эффективности работы теплообменника, на линии подачи нефти предусмотрена установка датчика перепада давления. На линии подачи теплоносителя контроль перепада давления выполняется системой управления путем сравнения значений давлений на входе и выходе.

Для обеспечения защиты технологического процесса при аварийных ситуациях предусмотрена установка на входной линии теплоносителя перед теплообменником аварийного пневмоприводного клапана.

3.3.1.9. Дегазатор 3-й ступени V-2060-1/2/3

Нагретая нефть после подогревателя E-2050 направляется в дегазатор 3-й ступени:

V-2060-1 (1-я технологическая линия);
V-2060-2 (2-я технологическая линия);
V-2060-3 (3-я технологическая линия).

В дегазаторе происходит окончательное разгазирование нефти.

Кроме этого на вход дегазатора 3-й ступени периодически подаются потоки:

конденсат от установки компримирования газа U-2700;
конденсат от установки компримирования отходящего газа U-2600;
конденсат от установки осушки газа и выделения газоконденсатной жидкости U-2800;
от линии рециркуляции насосов перекачки сырой нефти P-2070.

Характеристика дегазатора 3-й представлена в Таблице 3.10.

Таблица 3.10. Характеристики дегазатора 3-й ступени Техническая характеристика Единица измерения Показатели

Производительность по жидкости ст.м3/сут 26000 Производительность по газу ст.м3/сут 321000 Рабочее давление МПа 0,175 Расчетное давление МПа 0,7 Рабочая температура оС 72,2

минус 60 / 180 Расчетная температура оС

(с учетом пропарки)

Окончание таблицы 3.10 Унос газа с жидкостью % от объема жидкисти 0,2 Унос жидкости с газом л/тыс. ст. м3 13,5 Объем аппарата м3 134 Диаметр мм 3700 Длина мм 11100

Параметры аппарата приведены с учетом дополнительного 20 % запаса при повторной переработке некондиционной нефти. Данные по расходам газа, жидкости включают, как минимум, 10 % запас.

Жидкость из дегазатора направляется напрямую в электростатический коагулятор, расположенный под дегазатором.

Выделившийся газ направляется на манифольд отходящего газа газовой компрессорной станции низкого давления (ГКС НД).

В трубопровод отвода газа от (дегазатора) аппарата для снижения его коррозионной активности подается ингибитор коррозии (газ).

Уровень жидкости в дегазаторе контролируется датчиком уровня и поддерживается регулирующим клапаном, установленным на линии рециркуляции минимального потока нефти после нефтяных насосов Р-2070.

Давление газа в аппарате контролируется датчиком давления, установленным на линии выхода газа из аппарата, и поддерживается регулирующим клапаном, установленным на линии сброса газа в систему факела НД.

Дегазатор защищен от превышения давления в нем выше расчетного предохранительными клапанами сброса давления с установкой на давление 0,7 МПа (избыточное).

Сбросы от предохранительных клапанов направляются в коллектор факела НД.

Температура в дегазаторе контролируется датчиком температуры. Предусмотрен сигнал тревоги по низкой температуре для предупреждения о возможности отложений парафинов, замерзания и образования гидратов.

Расход отходящего газа контролируется ультразвуковым расходомером. Для отображения расхода газа при нормальных условиях предусмотрена дополнительная установка датчиков давления и температуры. Для вычислительных операций используется микропроцессорный многоканальный вычислитель, на который поступают сигналы о расходе, давлении, температуре с датчиков, установленных на трех сепараторах каждой технологической линии, а также предусматривается ввод с клавиатуры коэффициентов сжимаемости газа.

Для обеспечения защиты технологического процесса при аварийных ситуациях предусмотрена установка на дегазаторах датчиков давления и уровня нефти и аварийных клапанов-отсекателей на линиях выхода газа на прием ГКС НД, аварийного сброса газа на факел НД и на входной линии подачи продукта от теплообменников Е-2050.

Дренаж аппарата предусмотрен в закрытую дренажную систему опасных стоков.

Дегазатор 3-й ступени оборудуется системой для размыва песка. Для этого к аппарату подводится вода для струйной промывки и предусмотрен отвод промывочной воды.

На аппарате предусмотрены дыхательный патрубок с огнепреградителем для продувки и выпуска воздуха при гидроиспытаниях, патрубки для пропарки и продувки.

Проектом предусмотрена теплоизоляция аппаратов, поддержание температуры в заданном режиме греющими элементами.

Аппарат установлен на раме, укомплектован трубной обвязкой, арматурой, контрольно-измерительными приборами.

3.3.1.10.Электростатический коагулятор V-2070-1/2/3

От дегазатора 3-й ступени V-2060 жидкость направляется напрямую в электростатический коагулятор:

V-2070-1 (1-я технологическая линия);
V-2070-2 (2-я технологическая линия);
V-2070-3 (3-я технологическая линия).

В нем происходит окончательное обезвоживание нефти. В поток жидкости от дегазатора 3-й ступени к электростатическому коагулятору при необходимости предусмотрен ввод деэмульгатора.Техническая характеристика ЭКГ приведена в Таблице 3.11.

Таблица 3.11. – Техническая характеристики ЭКГ V-2070 Техническая характеристика Единица измерения Показатели

Производительность по жидкости ст.м3/сут 19200 Рабочее давление МПа 0,175 Расчетное давление МПа 0,7 Рабочая температура оС 72,2 Унос нефти с водой мг/л 1500 Максимальная обводненность нефти на входе % объемные 10 Остаточная обводненность нефти на выходе % объемные 0,5 Объем аппарата м3 400 Диаметр мм 4950 Длина мм 19000

Товарная нефть от электрокоагулятора направляется на прием насосов перекачки товарной нефти P-2070.

Пластовая вода направляется на прием водяных насосов 3-й ступени P-2080.Уровень раздела фаз нефть/вода в электростатическом коагуляторе контролируется датчиком межфазного уровня нефть/вода и поддерживается регулирующим клапаном, установленным на линии выхода потока воды после водяных насосов Р-2080.

Аппарат защищен от превышения давления в нем выше расчетного предохранительными клапанами сброса давления с уставкой на давление 0,7 МПа (избыточное).

Сброс от предохранительных клапанов направлен в коллектор факела НД. Температура и давление в электрокоагуляторе контролируется датчиками температуры и давления.

Для обеспечения защиты технологического процесса при аварийных ситуациях предусмотрена установка на электростатическом коагуляторе датчиков уровня раздела фаз нефть/вода и аварийных клапанов-отсекателей на линиях выхода нефти на прием насосов Р-2070, выхода пластовой на прием насосов Р-2080.

Предусматривается защита трансформаторов от появления «газовой подушки» [11].

Проектом предусмотрена теплоизоляция аппаратов и поддержание температуры в заданном режиме греющими элементами.

Аппарат установлен на раме, укомплектован трубной обвязкой, арматурой, контрольно-измерительными приборами.

3.3.1.11. Насосы перекачки воды 3-й ступени P-2080-1/2/3

От электрокоагулятора отделившаяся вода направляется на прием водяных насосов 3-й ступени:

P-2080-1 А/В (1-я технологическая линия);
P-2080-2 А/В (2-я технологическая линия);
P-2080-3 А/В (3-я технологическая линия).

На каждой технологической линии предусмотрен 1 рабочий насос, плюс 1 резервный. Для возможности работы насоса с минимальной производительностью вода по линии рециркуляции минимального потока возвращается на выход электростатического коагулятора.

От насосов вода направляется на модуль подготовки пластовой воды или возвращается в сепаратор 1-й ступени. На линии рециркуляции минимального расхода предусмотрена установка ограничительных диафрагм, на общем коллекторе линии выкида воды (с подачей воды на установку подготовки пластовой воды) предусмотрен регулирующий клапан для регулирования уровня раздела фаз нефть/вода в электростатическом коагуляторе V-2070.

Для обеспечения защиты технологического процесса при аварийных ситуациях предусмотрена установка на общем выкидном коллекторе насосов Р-2070 аварийного пневмоприводного клапана-отсекателя. Техническая характеристика насосов приведена в Таблице 3.12.

Таблица 3.12. – Технические характеристики водяных насосов 3-й ступени Техническая характеристика Показатели

Тип насоса центробежный Производительность, м3/ч 46,7 Напор, м 209,6 Давление на входе, МПа 0,17 Температура перекачки, оС 74 Максимальное давление на выходе, МПа 2,069

Насосные агрегаты поставляются на рамах, укомплектованы необходимыми контрольно-измерительными приборами.

Принципиальная схема установки подготовки нефти центрального пункта сбора Ванкорского месторождения приведена на Рисунке 3.1.

1-я ступень 2-я ступень 3-я ступень

сепарации сепарации

сепарации

Теплообменники Теплообменники Пробкоуловители Н/Н Н/ТЭГ V-2060-1 ДГ (газоотделители)

V-2010-1 Е-2020-1А-1L V-2030-1 Е-2050-1 P-2080-1

V-2070-1 ЭКГ P-2070-1 РВС – 1

А/В

P-2040-1 А/В 20000

P-2075-1 А/В

А/В V-1010-1

V-2060-2 ДГ

P-2070-2

V-2010-2 Е-2020-2А-2L V-2030-2 Е-2050-2 P-2080-2

V-2070-1 ЭКГ А/В

P-2280-2

А/В РВС – 2 А/В/С V-1010-2 P-2040-2 УУН

P-2075-2 А/В

А/В 20000

V-2060-3 ДГ V-1010-3 V-2010-3 Е-2020-3А-3L V-2030-3 Е-2050-3 P-2080-3 ЭКГ P-2070-3

V-2070-1 ГНПС

P-2040-3 А/В А/В

P-2075-3 А/В

А/В РВС – 3

20000

На УППВ

Рисунок 3.1  Принципиальная схема установки подготовки нефти центрального пункта сбора Ванкорского

месторождения

3.4. Модернизация оборудования подготовки нефти

В процессе подготовки нефти важную роль играют процессы её обезвоживания.

На каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью извлекается пластовая вода. По мере эксплуатации месторождения содержание воды в нефти постепенно возрастает.

Извлеченная вместе с нефтью на поверхность пластовая вода является вредной примесью, которую необходимо удалять из нефти.

Пластовая вода образует с нефтью эмульсии различной степени стойкости, и со временем стойкость эмульсии повышается. Это является одной из причин того, что необходимо обезвоживать как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская ее старения.

Второй наиболее важной причиной обезвоживания нефти в районах его добычи является высокая стоимость транспорта балласта-пластовой воды. Транспорт обводненной нефти дороже не только в результате перекачки дополнительных объемов содержащейся в нефти пластовой воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии типа вода в нефти выше, чем чистой нефти. При увеличении содержания воды в нефти на 15% транспортные расходы возрастают в среднем на 3-5 % при каждой перекачке. Таким образом, наиболее целесообразно с технико-экономической стороны проводить обезвоживание нефти на месторождениях.

На данный момент нефть центрального пункта сбора в объеме 29 291 м3/сутки, с обводненностью 69,2%, после прохождения 1-ой, 2-ой и 3й ступеней сепарации, обезвоживается до 0,5%. При этом, на мой взгляд, основным фактором риска является предельная работа технологического оборудования до момента реализации комплексных мер, направленных на снижение обводненности: изменение системы ППД, проектирование и запуск дополнительных мощностей по подготовке и перекачки нефти. Целью представленной работы является комплексный анализ загрузки производственных мощностей, выявление производственных показателей требующих корректировки, подготовка технических решений, подтверждение актуальности принятых мер расчетами производительности оборудования.

3.4.1. Расчет загрузки производственных мощностей

По результатам анализа данных о состоянии фактической разработки месторождения можно сделать вывод о наличии отклонений от проекта в части модели геологического строения залежей, снижения пластового давления, кратном непроектном росте обводненности. В результате вышеперечисленных отклонений неизбежно растет нагрузка на инфраструктуру цеха подготовки и перекачки нефти.

Для определения степени загрузки проектных мощностей проведем сравнительный анализ проектных решений и фактических данных в объемных единицах.

Исходные данные взяты из технологических регламентов, действующих Бизнес-планов на 2016г.:

Добыча нефти на ВПУ — 21,09 млн. т

Плотность нефти 50/50 Як III/ Нх II: 0,884 кг/см3

Для расчета объемного показателя добычи необходимо использовать формулу:

Qнефти м3 = Qнефти т / Рнефти (3.1.)

Проектную обводненность примем равную за 25%, фактическую за 69,2%.

Для расчета объема добываемой жидкости при известном показателе добычи нефти используем формулу:

w = Qвода / (Qнефть + Qвода) (3.2.)

где w – начальная обводненность нефти, д. ед.;

Qнефть – производительность по нефти, м3/сут, м3/год;
Qвода – производительность по воде, м3/сут, м3/год.

Для дальнейших расчетов принимаем, что объем подготовки нефти ВПУ на площадке ЦПС составляет 50%, оставшиеся 50% распределяются между УПСВ-Юг и УПСВ-Север исходя из данных по максимальной производительности установок. Так же для расчета принят тот факт, что товарная нефть, поступающая от УПСВ-Юг и УПСВ-Север на 100% кондиционная.

Для определения фактической загрузки оборудования по жидкости (м3/сутки, м3/час) каждой технологической линии подготовки необходимо годовые показатели (м3/год) разделить на 360 дней и на 3 (из расчета равной загрузки трех линий).

Значение газового фактора определяем из производственных сводок на уровне 396 м3/т, что в пересчете на объем составит 448 м3/м3. Показатель уноса газа с жидкостью из пробкоуловителя каждой из технологических линий принимаем из паспортных данных на уровне 1%, таким образом 99% свободного газа отбирается до сепаратора 1й ступени.

Учитывая проектные данные по резервированию мощности оборудования ЦППН в размере 20% под повторную сепарацию некондиционной нефти и 10% технологический резерв, принимаем резерв по производительности равный 30%.

После расчета данных по производительности оборудования при заданных объемах добычи нефти, обводненности, газовом факторе, количестве технологических линий и оговоренных допущений, сравниваем полученные результаты на технологическое соответствие мощностям соответствующего оборудования с примечанием использования резерва 30% или нет. Результаты расчетов приведены в Приложении1.

Из приведенных данных видно, что при проектном уровне обводненности 25% оборудование должно работать в нормальном режиме с сохранением резерва, однако, при фактическом уровне обводненности 69,2%:

заявленных производственных мощностей трехфазного сепаратора на 1й ступени сепарации хватает только с учетом использования резерва 30%,

— объем сбрасываемой воды с 1й ступени на установку подготовки пластовой воды в количестве 986 м3/ч (рост в 9,4 раза от проектного уровня), что больше мощности откачивающих насосов 780 м3/ч (с учетом резерва 30%).

3.4.2. Технологическое обоснование модернизации

Возможными вариантами решения выявленных «узких мест» производственного процесса подготовки нефти могут являться:

— снижение обводненности, путем изменения системы ППД, проведения дополнительных исследований скважин на предмет водопроявлений, принятие комплексных решений. Учитывая большой объем предполагаемых исследований и отсутствие актуальных источников информации, значительных сроков реализации аналогичных программ, данный вариант не может быть рассмотрен в рамках данной работы.

разработка технических решений по модернизации сепаратора 1й ступени с целью переноса нагрузки по сбросу воды с 1й стадии на 2ю и 3ю в рамках заявленных технологических ограничений.
разработка и промежуточных решений по сбросу пластовой воды на пути сбора продукта.

— снижение обводненности, путем добавления в объем перерабатываемой нефти на площадке ЦПС дополнительного объема «безводной» нефти с Сузунского м/р. Необходимо рассчитать возможные варианты загрузки оборудования исходя из показателей Бизнес плана на 20016-2017гг. Однако, при снижении средней обводненности нефти неизбежен рост абсолютных объемов переработки жидкости и, как следствие, дополнительная нагрузка на инфраструктуру.

проектирование, строительство и ввод в эксплуатацию дополнительных мощностей подготовки нефти, в том числе насосных станций. Учитывая длительный срок реализации (3-5 лет) данное решение не является предметом рассмотрения данной работы.

В данной работе была предложенаследующая модернизация оборудования:

— снизить высоту забора нефти на 1-й ступени, так как расчетная величина меньше проектной на 450 мм. Уменьшив высоту забора нефти, тем самым мы уменьшим время нахождения эмульсии в аппарате, следовательно, уменьшим отделение воды от нефтив дисперсной зоне и перенесем избыточный на 1й ступени объем отделения воды на 2ю и 3ю ступени сепарации.

предложено промежуточное решение по отбору пластовой воды до момента поступления жидкости на ЦПС в виде трубного водоотделителя.
рассчитана загрузка действующего оборудования ЦПС при переработке 100% объема жидкости с Сузунского месторождения в 20162017гг. согласно производственных показателей.

Электронно-ионные технологии применяются при обезвоживании сырой нефти и нефтепродуктов. Вода в нефть попадает при добыче нефти из нефтяных скважин, а также в ходе технологических процессов переработки нефти в нефтепродукты. Для обеспечения высокого качества нефтепродуктов необходимо в ходе технологического процесса обезвоживания вывести в максимально доступном количестве соли и воду из нефти [12].

Удаление воды из нефти может происходить в результате организации направленного движения капель воды из объема нефти.

Первым направлением является использование седиментации капель воды. Иными словами, в процессе отстоя капли воды под действием силы тяжести осаждаются на дно резервуара.

Второе направление  зарядка и организация движения частиц воды в электрическом поле таким образом, чтобы капли воды ушли за пределы объема нефти.

Капельки воды могут под действием сил электрического поля собираться на электродах или специальных пористых перегородках и стекать на дно сосудов. Удаление воды со дна резервуара производится путем слива.

Третье направление  процессы укрупнения капель воды в нефти играют очень важную роль, так как приводят к существенному возрастанию скорости седиментации. Процесс слияния капель воды, или коалесценция, может происходить в результате соударения частиц разного размера при седиментации, при взаимодействии поляризованных частиц в электрическом поле или при соударении частиц, участвующих в турбулизированном движении среды. Таким образом, ясно, что эффективность коалесценции растет с увеличением радиуса частиц при одновременном увеличении различия в их размере. На процесс слияния капель воды при столкновении оказывает влияние слоя нефти, который препятствует этому слиянию.

Удаление воды из нефти основано на том, что вода имеет большую плотность, чем нефть, и в процессе отстоя капли воды падают на дно резервуара. Нефть всплывает и остается в верхней части резервуара. Эффективность процесса удаления воды из объема нефти зависит от вязкости нефти. Вязкость определяется температурой, и, чем выше температура, тем меньше вязкость и больше скорость седиментации. Также скорость процесса зависит в значительной мере от размера капель воды: чем больше радиус капли, тем выше скорость оседания капель [13].

Основываясь, на все 3 направления в дипломном проекте предложена модернизация 1-ой ступени сепарации в процессе подготовки нефти и установка трубных водоотделителей, для более эффективного распределения отделения воды, нефти и газа по ступеням сепарации.

Изучив распространенные в открытых источниках множественные технические решения и патенты по модернизации трехфазных сепараторов можно заключить что все решения (установка дополнительных внутренних емкостей сбора фаз, установка коалесцирующих устройств, установка седиметационных труб, увеличение уровня отбора фаз и т.д.) направлены на увеличение производительности самого сепаратора по фазам, однако, в данном случае, с учетом ограничений по производительности отводящих насосов, необходимо рассматривать обратные технические решения. Модернизация сепаратора 1-ой ступени заключается в следующем:

— перфорирование верхней части существующей перегородки на высоте от 1750мм до 2200 ммс установкой струйных наклонных маточников для увеличения извлекаемого в сепаратор 2й ступени потока отделившийся смешенной фазы дисперсной фракции нефть+вода.

3.4.3. Аппаратные расчет

3.4.3.1.Расчет высоты разделительной перегородки сепаратора 1й ступени

В ранее полученную модель расчетов методом индукции подберем значения обводненности нефти на ступенях сепарации таким образом, чтобы производственные показатели были не больше проектных мощностей оборудования на всех этапах подготовки нефти. Результаты расчетов представлены в Приложении 1.

Таким образом полученные значения обводненности нефти можно представить в следующем виде в Таблице 3.13.

Таблица 3.13. — Сводные данные по обводненности в вариантах расчета

Наименование Обв. 25% Обв. 69,2% Обв. 69,2%

показателя/варианта проектные

данные 2016г. Факт 2016г. Проект 2016г. Обводненность на входе в 1й ст. 25% 69% 69% Обводненность на входе 2й ст. 20% 20% 44% Обводненность на выходе 2й ст. 10% 10% 31% Обводненность на выходе 3й ст. 0,5% 0,5% 0,5%

Под параметры «Проекта 2016г.» рассчитаны показатели сброса воды на каждой ступени. Так, например, для достижения вышеуказанных целей модернизации на 1й ступени сепарации должен быть осуществлен сброс воды в объеме 18,4 тыс. м3/сутки, вместо фактических 23,7 тыс. м3/сутки.

Используя полученные результаты вычислим скорость осаждения капли воды в слое нефти. Зададим дополнительное условие на размер капель воды в слое нефти, которые должны быть больше, чем 500 нм.

g  d p2  ( d  c )

U max 

18  c   (3.3.)

где d p – диаметр капли воды, м;

 d – плотность дисперсной фазы, кг/м3;
 c – плотность непрерывной фазы, кг/м3 ;
c – вязкость нефти, Па*с;
 – поправочный коэффициент;

2  8  3 1

  0, 7

3(8  1) (3.4.)

Тогда скорость осаждения капли воды в слое нефти равна:

Umax = 9,81 * (500*10-6)2 * (988,4-884) / (18 * 8*10-3 *0,7) = 2,52 *10-3 м/с

Данное уравнение обычно используется для расчёта максимальной осевой скорости потока, при этом обычно принимается, что данная скорость равна скорости осаждения/всплытия капли, умноженной на пятнадцать:

Uax = 15*Umax = 3,79 *10-2 м/с (3.5.)

Рассчитаем минимальную площадь сечения сепаратора для варианта «Поект 2016г.», необходимую для разделения водной и нефтяной фаз [14].

Авода = Qвода /Uax (3.6.)

где Qвода — производительность по воде, м3/с;

Uax- максимальная осевая скорость потока, м/с .

Авода — минимальная площадь сечения необходимая для воде, м2;

Авода = 0,213 м3/с /3,79*10-2 м/с = 5,63 м2

Аналогично рассчитываем показатели для нефти и рассчитаем уровни раздела фазы нефть/вода, нефть/газ, как показано на Рисунке 3.2.

Рисунок 3.2.  Уровни раздела фаз

Нахождение высоты сечения при известной площади сегмента может быть решена в аналитической форме, однако более удобно пользоваться специальной диаграммой, которая позволяет легко переходить от площади, занятой фазой, к высоте сечения. Диаграмма показана на Рисунке 3.3.[15].

Рисунок 3.3. — Зависимость объема жидкости от уровня раздела фаз в

горизонтальном сепараторе

Отношение Авода / D2 = 0,37, далее по графику находим H/D, равное 0,45. Из отношения H/D находим Н. Таким образом, уровень раздела фаз вода/нефть равен 1,75 м.Данные расчетов по всем трем рассматриваемым вариантам приведены в следующей Таблице 3.14.

Таблица 3.14. — Расчет высоты минимального уровня воды при известных объемах сброса Наименование Обв. 25% Обв. 69,2% Обв.69,2% показателя/варианта Проектные Факт 2016г. Проект 2016г. расчета данные 2016г. Qнефти на входе в каждую

9 764 9 764 9 764 линию ЦППН, м3/сут Qводы на входе в каждую

2 522 23 656 18 425 линию ЦППН, м3/сут Qгаза в сепараторе первой ступени, при 2,54 2,54 2,54 t=20Cp=1,85мПа, тыс. м3 Общая производительность 14 823 35 957 30 727 Производительность по

0,113 0,113 0,113 нефти, м3/с Производительность по

0,029 0,274 0,213 воде, м3/с Диаметр сепаратора,мм 3 900 3 900 3 900 Размер капель, нм 500 500 500 g, м/с2 9,8 9,8 9,8 Плотность дисперсной

988,4 988,4 988,4 фазы (нефть+вода), кг/м3 Плотность нефти, кг/м3 884 884 884

 коэфф 0,70 0,70 0,70 Скорость осаждения капли,

2,52 2,52 2,52 10-3 м/с Скорость потока, 10-2 м/с 3,79 3,79 3,79 Мин. площадь сечения по

2,98 2,98 2,98 фазе нефти, м2 Мин. площадь сечения по

0,77 7,23 5,63 фазе воды, м2 Мин. площадь воды /D2 0,051 0,475 0,370 Hвода/D 0,1 0,575 0,45 Hвода минимум, мм 390 2 243 1 755 Н воды по датчикам 450…1400 мм (номинальное значение 700 мм)

По результатам анализа полученных расчетных данных можно сделать следующие основные выводы:

о невозможности реализации фактического варианта сброса пластовой воды в сепараторе 1й ступени из-за минимального уровня воды в 2243мм, что выше уровня установленной перегородки для разделения фаз в 2200мм.

Таким образом, уровень раздела фаз нефть/вода будет выше перегородки и выход нефти в манифольд на следующие этапы сепарации будет перекрыт.

о необходимости снижения уровня отбора жидкости на разделе фаз нефть/вода до значения 1755мм.
о необходимости изменения регламента работы датчиков контроля уровня раздела фаз вода/нефть и нефть/газ.

С целью возможного возврата оборудования к первоначальным заводским параметрам с минимальными издержками предлагается реализовать снижение уровня перегородки путем перфорации соответствующего участка, а не демонтажа.

В результате предложенной модернизации сепаратора 1й ступени ЦПС решается вопрос о перераспределении загрузки оборудования до проектных уровней, что подтверждается расчетами в Приложении 1.

Результаты предлагаемой модернизации и перераспределения объемов сброса пластовой воды представлены наглядно на Рисунке 3.4.

Проектные данные, обводненность 28,2%

Сброс воды на 1й ступени, м3/сутки

Сброс воды на 2й ступени, м3/сутки

Сброс воды на 3й ступени, м3/сутки

21%

51%

28%

Фактические данные, обводненность 69,2%

Сброс воды на 1й ступени, м3/сутки

Сброс воды на 2й ступени, м3/сутки

Сброс воды на 3й ступени, м3/сутки

5% 4%

91%

После реконструкции 1й ступени,

обводненность 69,2%

Сброс воды на 1й ступени, м3/сутки

Сброс воды на 2й ступени, м3/сутки

Сброс воды на 3й ступени, м3/сутки

17%

12%

71%

Рисунок 3.4. — Изменение объемов сброса пластовой воды между

ступенями сепарации

3.4.3.2.Технология путевого сброса воды

Трубный водоотделитель представляет собой отрезок трубы диаметром 1020… 1420 мм и длиной 80… 120 м /80, 83, 85/. Труба имеет небольшой (около 4) уклон, позволяющий водной фазе скапливаться в нижней ее части и отводиться под избыточным давлением емкости. Водоотделители могут размещаться как вблизи расположения кустов добывающих скважин, т.е. непосредственно на открытой местности с учетом ее рельефа, либо на узловых площадках внутрипромысловых трубопроводов, ДНС (дожимных насосных станций) или ЦПС (централизованных пунктов сбора).

Газонефтяная смесь, скапливаясь в верхней части наклонной трубы и разделяясь, отводится самостоятельными линиями в нефтепровод [16].

ТВО не требуют специального обслуживания, строительства дополнительных площадок с коммуникациями, электроэнергией и т.д.

В виду вышесказанного трубные водоотделители могут быть использованы как промежуточное проектное решение возникших проблем и сброса воды до момента ее поступления в составе жидкости на инфраструктурные объекты подготовки и перекачки нефти.

Движение обводненной нефти в промысловых трубопроводах с одной стороны сопровождается образованием подстилающего слоя воды в трубах в результате осаждения крупнодисперсной фракции капель. С другой стороны, разгазирование нефти и достаточно продолжительное время перекачки по трубопроводам сопровождается дальнейшей адсорбцией стабилизатора на межфазной поверхности, старением и увеличением агрегативной устойчивости эмульсии [13].

При достижении обводненности 75% и более вследствие инверсии фаз поток жидкости происходит практически в расслоенном состоянии. Согласно [12] основным источником образования эмульсий является насосное оборудование добывающих скважин и дожимных насосных станций. В трубопроводах ввиду небольших значений параметра Рейнольдса дополнительное эмульгирование не происходит, а, напротив, для жидкости создаются условия расслоения [17].

Ранний путевой сброс и утилизация воды в систему поддержания пластового давления (ППД) снижает нагрузки с трубопроводов и системы сбора и подготовки нефти в целом. Одновременно сброс воды из нижней части емкостей позволяет отводить одновременно значительное количество механических примесей, концентрирующейся вначале на поверхности глобул воды. В период расслоения механическая примесь переходит большей частью в водную фазу и попадает в сточную линию. БашНИПИнефтью выполнены исследования, проведенные на концевом участке технологического трубопровода (диаметром 1020 мм), которые показали, что при нагрузке по жидкости до 30000 м3/сут имеет место расслоение газоводонефтяной смеси, причем, граница раздела водной фазы находится на 370…450 мм выше нижней образующей трубы, граница нефтяной фазы — на 700.. .750 мм. Количество нефтепродуктов в пробах, отобранных с различных уровней, составило: 100 мм — 70 мг/л, 200 мм — 120 мг/л, 300мм — 400 мг/л.

Полученные результаты позволяют сделать вывод о возможности сброса воды из нижней части трубопроводов большого диаметра [16].

На этом же принципе основана разработка трубных водоотделителей.

Для разрушения эмульсии, продукция обрабатывается реагентамидеэмульгаторами, которые вводятся в нее в системе сбора или непосредственно перед установкой. Степень предварительного обезвоживания нефти при путевом сбросе должна соответствовать агрегативной устойчивости эмульсии на входе в установку с тем, чтобы при дальнейшем транспорте выделение свободной воды из нее отсутствовало или было минимальным. Остаточная обводненность нефти после сброса воды в системе сбора колеблется от 5 до 30% объемных, что соответствует проектным параметрам

ЦПС Ванкорского месторождения. Трубные водоотделители нашли массовое

применение на промыслах ОАО «АНК Башнефть» .

Гидравлическая схема ТВО обеспечивает движение предварительно расслоенных нефти и воды в противоположных направлениях, что позволяет разделить аппарат по длине на отдельные отстойные зоны и создать для каждой фазы благоприятные условия разделения.

Оставшееся количество свободной воды вместе с отстоявшейся нефтью выводится в нефтепровод и транспортируется под собственным давлением или дожимными насосами на ЦПС для дальнейшей подготовки.

Принципиальная схема установок раннего путевого сброса воды приведена на Рисунке 3.5.

1 — нефтегазопровод; 2 — трубный разделитель; 3 — успокоительный коллектор; 4 — вход успокоительного коллектора в трубный разделитель;

5, 6 — датчики уровня;

Рисунок 3.5. — Принципиальная схема установки путевого сброса воды

3.4.3.3. Расчет влияния проекта «Сузун» на загрузку мощностей ЦПС Ванкорского м/р

Для расчета загрузки мощностей производственного оборудования ЦППН ЦПС Ванкорского месторождения добавим в ранее разработанную модель плановые данные по добыче на Сузунском м/р в 2016-2017гг.: 1200 тыс. т. и 4605 тыс. т соответственно. Результаты расчетов приведены в Приложении 1.

Экспресс анализ полученных данных говорит о том, что в 2017 году в случае выполнения плановых показателей по добыче жидкости и нефти на Сузунском месторождении и направлении 100% дополнительного объема на подготовку на площадку ЦПС Ванкорского месторождения будет получен дефицит производительности по жидкости сепаратора 1й ступени даже при использовании тридцати процентного технологического резерва.

Для решения указанной проблемы необходимо в кратчайшее время принимать и реализовывать новые проектные решения касательно вариантов расширения производственных мощностей.

4. Безопасность и экологичность проекта

4.1. Безопасность проекта

Очень важную роль в производстве играет обеспечение безопасности производства, сохранения окружающей природной среды и предупреждения аварий и чрезвычайных ситуаций нефтяной и газовой промышленности.

Деятельность нефтегазовых компаний и их подрядных оргнаизаций в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды должна осуществляться с соблюдением следующих основных принципов:

приоритетность жизни и здоровья людей по отношению к результату производственной деятельности;
лидирующая роль руководителей всех уровней в вопросах обеспечения безопасных условий труда;
ответственность каждого работника за свою собственную безопасность и безопасность окружающих их людей, а также право вмешиваться в ситуации, когда работа выполняется небезопасно;
вовлечение всех работников в деятельность по снижению производственного травматизма, рисков возникновения взрывопожароопасных и аварийных ситуаций, а также заболеваний людей;
сохранение благоприятной окружающей среды и биологического разнообразия;
нетерпимость к экологическим рискам;
инновационность при внедрении экологических технологий;
приоритетность предупреждающих мер перед мерами, направленными на локализацию и ликвидацию последствий происшествий.
4.2.

Недостатки базовой модели по обеспечению безопасности труда

Планируемые работы по модернизации сепараторов 1й ступени будут проводиться на территории Центрального пункта сбора Ванкорского месторождения, непосредственно на месте расположения сепараторов, в модулях Х-9043, Х-9045, Х-9047. Укрупненный план объектов приведен в Приложении Б. Основными характерными опасностями и вредностями при проведении работ по ГОСТ 12.0.003-74 будут являться: пониженные и повышенные температуры окружающей среды; пониженные и повышенные температуры оборудования; повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны; падение с высоты; взрывопожароопасность; повышенный уровень шума, вибрации, повышенная подвижность воздуха; наличие статического напряжения на корпусах оборудования; недостаточная освещенность рабочей зоны; острые кромки заусенцы и шероховатость на поверхностях инструмента и деталей оборудования; влияние токсических, раздражающих веществ на организм человека; укусы насекомых; физические перегрузки.

Класс профессионального риска согласно вида экономической деятельности добыча сырой нефти и нефтяного газа определен как XXX, которому соответствует ставка страховых тарифов на обязательное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний в размере 7,4% от начисленной оплаты труда.

Возможными аварийными ситуациями могут быть — разливы нефти и выбросы газа, взрывы паров углеводородов при проведении огневых работ в замкнутом пространстве, пожар, взрыв с характерными последствиями загрязнение окружающей среды.

4.3. Проектные решения по обеспечению безопасности труда при проведении ремонтных работ оборудования

Условия, в которых предполагается работы по модернизации открытое пространство, работа в дневное время.

Центральный пункт сбора Ванкорского месторождения административно расположен на территории Туруханского района Красноярского края. Крупных населенных пунктов на площади работ нет. Ближайшие: город Игарка в 180 км на юго-восток и город Дудинка в 220 км на северо-восток.

Проектируемые работы будут выполняться в Iб (IV) климатическом регионе (поясе).

Климат района арктический: суровая продолжительная зима, короткое прохладное лето.

Средняя температура воздуха зимних месяцев минус 41°С. Среднегодовая температура воздуха отрицательная: от минус 10 до минус 11°С. Наиболее теплый месяц года июль, средняя температура воздуха в июле плюс 16 °С, в отдельные дни до плюс 30 °С.

На протяжении всего года на данной территории дуют сильные ветры. В весеннее-летний период преобладают ветры северного и северозападного направления, зимой – южного и юго-западного.

Максимальная сила ветра достигает 25 м/сек. Относительная влажность воздуха в рабочей зоне – 60-40%. Среднее количество осадков в год — 400мм.

Скорость движения воздуха года при работах средней тяжести в теплый период – 0,3-0,4 м/с, в холодный и переходный периоды года: 0,2-0,3 м/с.

Температура в теплый период года при работах средней тяжести не должна превышать:– 20-23°С, в холодный и переходный периоды года: минус 17-20°С.

При проведении работ на открытом воздухе в зимний период предусмотреть места обогрева и соответствующий режим работы на открытом воздухе в зависимости от температуры воздуха.

4.4. Санитарные требования

Гигиенические требования к организации работ на открытой территории в холодный период года установлены СанПиН 2.2.3.1384-03. Место производства работ соответствует требованиям.

В таблице 4.1. приведены показатели шума и освещенности при производстве работ.

Таблица 4.1. — Показатели шума и освещенности Факторы Шум ГОСТ 12.1.003 – 2014 Освещенность СП 52.13330.2011 Нормативное До 70Дб Не менее 200 лк значение Фактическое 50 Дб 369 лк значение

Работы по ремонту производятся на отключенных установках и оборудовании и уровень вибрации при этом равен 0.

В соответствие с ГОСТ 12.4.026-2001 «ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности» должны быть обозначены границы опасных зон.

Устройство приточно-вытяжной вентиляции при работе на открытом воздухе не предусматривается.

Устройство дополнительной системы освещения при проводимых работах не предусматривается.

Инженерно-технические мероприятия, связанные с проведением работ, должны соответствовать Техническому регламенту ЦППН [5] и Техническому регламенту ЦПС [6] по последовательностям запуску и остановки сепараторов 1й ступени.

Контроль параметров окружающей среды будет осуществляться стандартными средствами измерения (термометр, аниометр, барометр, газоанализатор и пр.), сертифицированными и прошедшими поверку.

В зависимости от группы технологического процесса по санитарной характеристике для персонала предусматриваем санитарно-бытовые помещения и выдачу средств индивидуальной защиты (СИЗ), спецодежды, спецобуви в соответствии с Типовыми нормами, утвержденными приказом Минздравсоцразвития России № 970н от 09 декабря 2009 г.

Основным производственным персоналом является слесарь по ремонту технологических установок. СИЗ, выдаваемые слесарю указаны в Таблице 4.2.

Таблица 4.2. – СИЗ, выдаваемые слесарю по ремонту технологических установок Наименование специальной одежды, специальной обуви и других Норма выдачи на средств индивидуальной защиты год (единицы или

комплект) Костюм для защиты от воды из синтетической ткани с пленочным

1 на 2 года покрытием Костюм для защиты от нефти и нефтепродуктов из смешанных тканей или из огнестойких тканей на основе смеси мета- и 1 на 1 год параамидных волокон Окончание Таблицы 4.2.

Наименование специальной одежды, специальной обуви и других Норма выдачи на средств индивидуальной защиты год (единицы или

комплект) Костюм противоэнцефалитный (с противомоскитной сеткой) 1 Комбинезон для защиты от токсичных веществ и пыли из

До износа нетканыхматериалов Футболка 2 Головной убор 1 Сапоги кожаные с жестким подноском 1 пара Сапоги резиновые с жестким подноском 1 пара Нарукавники из полимерных материалов 3 пары Перчатки с полимерным покрытием 6 пар Перчатки трикотажные с точечным покрытием 12 пар Каска защитная 1 на 2 года Подшлемник под каску (демисезонный) 1

до износа, но не Очки защитные

более 1 года При работе на высоте дополнительно: Пояс предохранительный в комплекте со стропом страховочным с

дежурный амортизатором На наружных работах зимой дополнительно: Костюм хлопчатобумажный для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий с масловодоотталкивающей

1 на 1,5 года пропиткой на утепляющей прокладке или Костюм для защиты от нефти и нефтепродуктов из смешанных тканей на утепляющей прокладке или из огнестойких тканей на

1 на 1,5 года основе смеси мета- и параамидных волокон на утепляющей прокладке Белье нательное утепленное 2 комплекта Жилет утепленный 1 Жилет меховой 1 на 4 года Сапоги кожаные утепленные с жестким подноском 1 пара Валенки с резиновым низом 1 пара Подшлемник под каску (зимний) или шапка-ушанка 1 на 3 года Маска для защиты лица и органов дыхания от пониженных температур 1 Перчатки с полимерным покрытием, нефтеморозостойкие 6 пар Перчатки шерстяные (вкладыши) 6 пар Рукавицы меховые 1 пара на 2 года

4.5. Обеспечение безопасности технологического процесса

Согласно ГОСТ 12.0.003-74 «ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы» при работе возможны следующие физические, химические и психофизиологические опасные и вредные производственные факторы:

повышенная загазованность воздуха рабочей зоны;
повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;
повышенная относительная влажность воздуха рабочей зоны;
повышенный уровень шума;
физические перегрузки;
биологические (клещи, гнус и пр.).

Химические факторы приведены в Таблице 4.3.

Таблица 4.3. – Химические факторы

Подгруппы Типичные примеры Возможные последствия (виды опасности)

ХИМИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ Химические Рабочие жидкости, Раздражение глаз, горла и носа. раздражители химические реагенты Химические ожоги. Химические вещества Пары нефти, нефть и Помутнение сознания и потеря общетоксического природный (попутный) сознания действия нефтяной газ

Согласно СНиП 2.09.04 – 87* по санитарной характеристике технологический процесс относится к группе IIд – работа на открытом воздухе во все времена года и при неблагоприятных метеорологических условиях. Производственные процессы осуществляются при контакте работающих с сырой нефтью, водой, химическими реагентами. Производственные операции работающие выполняют в основном стоя.

Основные химические вещества общетоксического действия, которые воздействуют на персонал при проведении работ по ремонту трехфазных сепараторов приведены в Таблице 4.4.

Таблица 4.4. – Основные химические вещества общетоксического действия

Газ попутный Наименование сырья, готовой продукции Нефть сырая (С4Н10, С4Н10,

С2Н6, С3Н8, СН4) Агрегатное состояние Жидкость Газообразное Класс опасности (ГОСТ 12.1.007-76) 4 1 Пред.допустимая концентрация веществ в 100 мг/м3 в переводе

100 мг/м3 воздухе рабочей зоны на углерод

При обнаружении на рабочих местах сероводорода в количестве, превышающем 3 мг/м3, всем находящимся на объекте следует действовать в соответствии со своими обязанностями на случай газоопасной ситуации.

Проведение ремонтных работ, в целях модернизации трехфазных сепараторов на установке подготовки нефти центрального пункта сбора Ванкорского месторождения, необходимо выполнять в соответствии с Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности от 18.12.2013, утвержденные приказом Ростехнадзора №101.

Перед проведением ремонтных работ аппараты, резервуары и оборудование должны быть подготовлены и очищены с соблюдением установленных требований.

Перед ремонтом оборудования должны быть назначены ответственные лица за организацию и проведение ремонта, подготовку к нему аппаратуры, оборудования и коммуникаций, выполнение мероприятий по безопасности, предусматриваемых планом организации и проведения работ.

К проведению ремонтных работ аппаратов, резервуаров и оборудования можно приступать только после оформления наряда-допуска с указанием ответственных лиц за подготовку и проведение ремонтных работ.

Ремонтные работы разрешается проводить после сдачи установки в ремонт по акту, допускается сдача в ремонт по акту отдельного оборудования или технологических блоков установок подготовки нефти и газа.

Перед началом ремонтных работ на рабочих местах должны быть вывешены плакаты и предупредительные надписи по безопасному ведению данных работ.

При проведении ремонтных работ работники должны применять

защитные каски.

Для проведения ремонтных работ на высоте должны быть предусмотрены временные подмости и леса. Доски настилов должны плотно прилегать одна к другой. Для устройства подмостей должны применяться доски толщиной не менее 5 см.

Если анализ пробы воздуха, взятого из аппарата, подготовленного и очищенного к ремонту, показывает, что концентрация паров и газов не превышает допустимые санитарные нормы, а содержание кислорода не менее 19 % объема и исключена возможность попадания в аппарат извне вредных паров и газов, то работы разрешается проводить без противогаза. На такие работы должно быть выдано письменное разрешение начальника цеха.

Ремонтные работы должны производиться в дневное время. В ночное время их можно проводить только с письменного разрешения начальника цеха.

Для устранения дефектов запрещается подчеканивать сварные швы аппаратов, емкостей и трубопроводов.

После ремонта сепараторы должны быть опрессованы. Опрессовку следует производить до полного устранения всех пропусков. О проведенном ремонте оборудования должна производиться запись в паспорте оборудования.

4.6. Обеспечение взрывопожарной и пожарной

безопасности

Возможные источники возникновения пожара — технологическое оборудование подготовки нефти.

Категория взрывоопасности установки по СП 12.13130.2009 указаны в Таблице 4.5.

Таблица 4.5. – Категория взрывоопасности установки

Номера позиций аппаратуры,

Категория наружной

оборудования по технологической

установки

схеме установки.

С-1 сепаратор БН

Электропитание оборудования производится от передвижной электростанции, класс по опасности поражения током – 3 (особо опасный).

В соответствии с ГОСТ 12.1.019-2009 для защиты людей от поражения электрическим током применяем:

недоступность токоведущих частей;
защитные ограждения;
изоляцию токоведущих частей;
изоляцию рабочего места;
защитное заземление;
малое напряжение;
предупредительную сигнализацию;
знаки и плакаты безопасности;
средства индивидуальной защиты.

Все работающие должны постоянно осуществлять взаимное наблюдение с целью своевременного обнаружения первых признаков отравления или отклонений в состоянии здоровья в связи с воздействием вредных веществ и своевременного оказания первой помощи.

4.7. Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях

При появлении газа, а также при аварии на соседней установке или объекте ремонтные работы должны быть немедленно прекращены, а рабочие выведены из опасной зоны. Работы могут быть возобновлены только в том случае, если при повторном анализе пробы воздуха концентрация газа не превысит допустимых санитарных норм.

На случай аварийной ситуации объектов ЦППН персонал, занятый при проведения ремонтных работ, должен быть ознакомлен под роспись с Выкипировкой из генплана ЦПС ЗАО «Ванкорнефть» с изображенной схемой расположения технических средств по ликвидации аварии. Данный документ включен в «ПЛА ЗАО «Ванкорнефть».Центральный пункт сбора (ЦПС).

Первый пусковой комплекс.» и приведен в Приложении 2.

Расчеты времени сбора и необходимого количества сорбентов.

При расчете времени сбора нефти и нефтепродуктов принято:

сбор разлитой нефти или нефтепродукта с территории промплощадок и резервуарных парков будут осуществляться илососами;
в случае выхода нефтеразлива за территорию площадки ЦПС для сбора нефти и нефтепродукта из амбара используется экскаватор, производительность которого принята по ЕНиР Е2-1;

— для планирования площадок, обеспечения прохождения транспортных средств и сбора загрязненного грунта используются бульдозеры. Производительность бульдозеров принята по РД 153-39.4-058-00. Работы выполняются одновременно как минимум на двух участках.

выемка загрязненного грунта в труднодоступных для техники местах осуществляется вручную с помощью лопат. Для этого потребуется следующее количество времени:

T0 

5n , (4.1.)

где: n- количество рабочих, человек;

L — ширина очищаемой вручную полосы грунта, принимаем равной 1 м;
норму времени на удаление загрязненного грунта при толщине слоя 5 см с грунта с укладкой в контейнер (бочку или самосвал) принимаем 5 м2 в час.

Необходимое количество сорбентов для разового применения определяется из условия сбора 10 % от разлива нефти/нефтепродуктов, находящихся в труднодоступных местах, на грунте и 5% — с территории бетонированных площадок или из помещений по формуле:

m сорбента=К mАРН /  , (4.2.)

где m сорбента – количество сорбента, кг;

mАРН – расчетная максимальная масса разлива нефти/нефтепродуктов, кг;
 — сорбирующая способность сорбента, кг/ кг.

К – коэффициент, учитывающий количество нефти (нефтепродукта), собираемой сорбентом.

Результаты расчетов времени для сбора нефти/нефтепродуктов и необходимого количества сорбентов представлены в Таблице 4.6.

Таблица 4.6. — Результаты расчета сил и средств для сбора разлива нефти/нефтепродуктов на площадке ЦПС Наименование Номер по Наименование Объем Объем нефти Время Количество необходимого составляющих генплану оборудования жидкости (нефтепродукта сбора, час сорбента, т

(эмульсии ), м3 нефтесорб униполимер

, м3 ЦПС Парк технологических 21/1-3 Резервуар нефти со 17603,93 17603,93 978,0 156,7 39,2 резервуаров стационарной крышей,

Т-220020/21/22, нефть Площадка 11 Входной сепаратор 194,18 174,76 11,4 1,56 0,39 пробкоуловителя V-100020, V-100020,

нефть Установка сепарации и 1/3, 2/3, 3/3 Электростатический 373,40 373,40 13,6 1,66 0,42 подготовки нефти коагулятор

V-200013/1,2,3, нефть Межплощадочные Технологический 264,02 237,62 15,6 2,11 0,53 трубопроводы, трубопровод 6

Насосная по перекачке 1/2, 2/2, 3/2 Насосы перекачки 43,60 43,60 1,6 0,19 0,05 сырой нефти нефти, Р-200012-1А/В,

Р-200012-2А/В, Р 200012-3А/В, нефть

4.8. Экологичность проекта

Сброс газа (Таблица 4.7) от предохранительных клапанов сепаратора, через запорную арматуру (постоянно находится в положении открыто) накопительных емкостей осуществляется в закрытую систему на факел или при необходимости исходя из сложившийся обстановки в атмосферу путём открытия запорной арматуры установленной на линии сброса газа из емкостей перед запорной арматурой.[5]

Сброс газа представлен в Таблице 4.7.

Таблица 4.7. – Выбросы в атмосферный воздух Наименование Количество Условие (метод) Периодичность выброса образования ликвидации, выбросов

выбросов обезвреживания,

по видам утилизации

Неорганизованные

Углеводороды — до 5м3 в атмосферу постоянно выбросы

Мероприятия, направленные на сокращение и уменьшение воздействия на окружающую среду, условно подразделяются на профилактические и технологические.

Профилактические обеспечивают безаварийную работу оборудования. Технологические способствуют сокращению объемов выбросов и снижению их приземных концентраций.

Общие профилактические мероприятия, направленные на сокращение и уменьшение воздействия на окружающую среду:

устройство и озеленение площадки предприятия и санитарнозащитной зоны;
поддержание в полной технической исправности и герметичности резервуаров и емкостей, содержащих нефть и нефтепродукты, технологического оборудования и трубопроводов;
планово-предупредительные ремонты технологического оборудования, выполняемые по утвержденным планам-графикам специализированными бригадами предприятия;
контроль сварных стыков физическими методами;
гидравлическое испытание трубопроводов, резервуаров и оборудования на прочность и герметичность;
контролируемый и планируемый слив воды после гидроиспытаний;
необходимый запас надежности по толщине стенки труб.

Общие технологические мероприятия, направленные на сокращение и уменьшение воздействия на окружающую среду:

покрытие оборудования и трубопроводов антикоррозионной изоляцией;
защита оборудования от атмосферной коррозии;
система постоянного контроля регламентированных значений технологических параметров, автоматическое регулирование и система ПАЗ при отклонении от заданных параметров для предупреждения аварийных ситуаций.

Основные мероприятия по охране атмосферного воздуха. С целью снижения неорганизованных выбросов вредных веществ в атмосферу через неплотности аппаратов, арматуры, фланцевых соединений, уплотнений предусмотрены следующие мероприятия:

герметичность трубопроводов за счет максимального соединения элементов трубопроводов сваркой;
применение технологического оборудования и запорнорегулирующей арматуры в соответствии с рабочими параметрами процесса и коррозионной активностью среды;
предусмотрена система предохранительных клапанов для защиты аппаратов и трубопроводов от превышения давления;
сбор жидких продуктов от предохранительных клапанов направляется в емкости аварийной системы;
сброс газа от предохранительных клапанов и при подготовке оборудования и трубопроводов к ремонту установки подготовки и сепарации нефти, а также от газовых компрессорных низкого давления производится на факельную установку;
предусмотрены насосы с двойными торцевыми уплотнениями;
сбор утечек от насосов, технологического оборудования предусмотрен в емкости открытой дренажной системы опасных стоков;
для опорожнения технологических аппаратов и трубопроводов в нормальном и аварийном режимах от легковоспламеняющихся и горючих жидкостей предусмотрена закрытая дренажная;
непрерывный контроль загазованности в местах максимально возможных выделений углеводородов.

Для защиты поверхностных вод при эксплуатации установок ЦПС предусмотрены следующие мероприятия:

установки подготовки подпиточной и пластовой воды;
установки фильтрации пластовой воды;
организованный отвод стоков с обвалований каре резервуаров и отбортованных технологических площадок;
открытая дренажная система поверхностных стоков;
открытая дренажная система опасных стоков;
закрытая дренажная система;
блочная установка очистных сооружений производственно-дождевых сточных вод Бм – 20К производительностью 120 м³/ч;
блок очистки бытовых сточных вод;
установка запорной секционирующей арматуры для локализации аварийных разливов нефтепродуктов в случае разгерметизации оборудования и трубопроводов.

Для предупреждения истощения подземных вод предусмотрены следующие мероприятия:

учёт использования подземных вод на проектируемом объекте;
строгое соблюдение лимитов на воду;
проведение гидрогеологического контроля за предотвращением истощения эксплуатационных запасов подземных вод;

Для защиты почв при эксплуатации установок ЦПС предусмотрены следующие мероприятия:

заправка транспортных средств на оборудованных площадках;
выполнение строительных и ремонтных работ исключительно в пределах монтажной площадки;
организация площадок для сбора и хранения отходов производства и потребления;
переработка отходов производства и потребления на специальной установке для экологического чистого уничтожения бытовых и промышленных отходов;
рекультивация земель.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе был рассмотрены последствия роста обводненности жидкости и их влияние на технологический процесс подготовки нефти центрального пункта сбора ЗАО «Ванкорнефть». В процессе анализа была выявлена сверхзагруженность 1-ой ступени сепарации и наличие технологических резервов на последующих ступенях сепарации. Для решения данной проблемы в конструкторской части выпускной квалификационной работы предложена оперативная модернизация 1-ой ступени сепарации. В процессе комплексного подхода к решению выявленной проблемы в качестве промежуточных мер был предложен вариант установки трубных водоотделителей на пути транспорта жидкости от кустов до ЦПС. Далее был произведен расчет влияния подготовки нефти на мощностях ЦПС Ванкорского месторождения дополнительных объемов с Сузунского месторождения в 20162017гг. и выявлено ограничение по показателю производительности по жидкости сепараторов первой ступени. Для решения данного вопроса в среднесрочной перспективе необходимо разрабатывать и реализовывать новые проектные решения.

Предложенные варианты модернизации не требует существенных экономических затрат, просты в реализации и способствуют перераспределению производственных мощностей при сохранении эффективности разделения нефтяной эмульсии.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

АБК – административно-бытовой корпус АВР — аварийно-восстановительные работы; БПО – база производственного обслуживания ВЛУ – Ванкорский лицензионный участок ВПУ – Ванкорский производственный участок ГИС — геологическое исследование скважин; ГКС ВД – газокомпрессорная станция высокого давления ГКС НД – газокомпрессорная станция низкого давления ГНК — газонефтяной контакт; ГНПС – головная нефтеперекачивающая станция ГРР – геологоразведочные работы ГСМ – горюче смазочные материалы ДВС – двигатель внутреннего сгорания КИН – коэффициент извлечения нефти КИП и А – контрольно-измерительные приборы и автоматика МТР — материально-технические ресурсы; НГК – нефтегазовый комплекс НГП – нефтегазовая провинция НКТ – насосно-компрессорные трубы НПЗ – нефтеперерабатывающий завод ОБП – опорная база промысла ПДК – предельно-допустимая концентрация ППД – поддержание пластового давления ПСП – приемо-сдаточный пункт ПТБ – производственно техническая база РВС – резервуар вертикальный стальной РИТС — региональная инженерно-технологическая служба; РП – резервуарный парк РСУ – ремонтно-строительное управление СИ –средства измерений СИЗ – средства индивидуальной защиты СИКН – система измерения количества и показателей качества нефти СОД – средства очистки и диагностики СПУ — Сузунский производственный участок; ТЭГ – триэтиленгликоль УПН – установка подготовки нефти УПСВ–С(Ю) – установка предварительного сброса воды Сервер (Юг); УУН – узел учета нефти Факел ВД – факельная установка высокого давления Факел НД – факельная установка низкого давления ЦППН — цех подготовки и перекачки нефти; ЦПС – центральный пункт сбора ЦЭНС — цех эксплуатации наземных сооружений ЭКГ – электростатический коагулятор

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/bakalavrskaya/po-razrabotke-nefti/

1. Горжубаев А.Г. Современные тенденции в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности России // Бурение и нефть. 2009. №1.С. 31-35. 2. Подсчет запасов Ванкорского месторождения/ отчет ЗАО «Красноярскгеофизика», Кн. 2, 2007 г., 159 с. 3. ТЭО КИН Ванкорского месторождения, ООО «РНУфаНИПИнефть»/протокол ГКЗ Роснедра №1761, 2008г., 420 с. 4. Зайцев Ю.В., Балакиров Ю.А. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин. — Москва: Недра, 1986г., 302 с. 5. Технологический регламент цех по подготовке и перекачке нефти (ЦППН) ванкорского месторожденияцентральный пункт сбора. ООО «НК «Роснефть» — Научно-технический центр» — 2012г., 851с. 6. Технологический регламент центральный пункт сбора нефти «Ванкорское месторождение – ООО«НК «Роснефть» — Научно-технический центр» 2012г., 1162 с. 7. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Введ. впервые; дата введ. 01.07.2002. М.: ИПК Издательство стандартов, 2006г., 16с. 8. ПБ 03-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов. Введ. Впервые; дата введ. 10.06.2003. М.: ПИО ОБТ, 2003г., 24с. 9. ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений. Введ. впервые; дата введ. 10.01.1986. М.: БашНИПИнефть., 198г., 48с. 10. ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды. Введ. впервые; дата введ. 01.01.1971. М.: ИПК Издательство стандартов, 1971г., 60с. 11. ПУЭ-2002 – Правила устройства электроустановок. Введ. впервые; дата введ. 08.07.2002. М.: ИПК Издательство стандартов, 2002г., 123с. 12. Каспарьянц К.С. Процессы и аппараты для объектов промысловой подготовки нефти и газа: учеб. М.: изд-во Недра, 1977г., 136с. 13. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды.учеб. М.: изд-во Недра, 1979г., 319с. 14. Дытнерский Ю. И. Основные процессы и аппараты химической технологии: Пособие по проектированию. – М.: Химия 1991г., 496 с. 15. ГОСТ Р 51330.11-99 – Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам. Введ. впервые; дата введ. 16.12.1999. М.: ИПК Издательство стандартов, 2000г., 13с. 16. Сарваров Н.З., Сарваров А.Н., Шкляев С.Б.Патент на полезную модель №: 129015 — 2012г. 17. Синайский Э.Г., Лапига Е.Я., Зайцев Ю.В. Сепарация многофазных многокомпонентных систем.учеб. М.: Недра, 2002г, 622с. 18. ГОСТ 12.0.003-74 – Опасные и вредные производственные факторы. Введ. впервые; дата введ. 01.01.1976. М.: ИПК Издательство стандартов, 1974г., 42с. 19. СНИП 2.09.04-87 Административные и бытовые здания. Введ. впервые; дата введ. 01.01.1989. М.: Стандартинформ, 1990г., 48с. 20. Приказ Минздравсоцразвития №970н от 12.12.2009г.-Об утверждении Типовых норм бесплатной выдачи специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты работникам нефтяной промышленности, занятым на работах с вредными и (или) опасными условиями труда, а также на работах, выполняемых в особых температурных условиях или связанных с загрязнением» 21. ГОСТ 12.01.012-2004 Вибрационная безопасность Введ. впервые; дата введ. 01.07.2008. М.: Стандартинформ, 2008г., 20с. 22. ГОСТ 12.4.026 — 2001 Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний. Введ. впервые; дата введ. 01.01.2003. М.: Стандартинформ, 2001г., 76с. 23. ГОСТ 12.1.019-Система стандартов и безопасности труда.Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты.Введ. впервые; дата введ. 10.12.2009г.Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 10 декабря 2009 г. N 681-ст,56с. 24. Г. А. Кирилов, В. М. Кудрявцев, Н. С. Чирков. К вопросу расчета газонефтяных сепараторов.- М: Недра, 1958г. 25. Павлов К. Ф., Романков П. Г., Носков А. А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. Учебное пособие для вузов. Л.: изд-во Химия, 1987. 576 с. 26. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей.учеб. Л.: Химия, 1982. 592 с. 27. 27. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Введ. Впервые; дата введ. 18.12.2013. М.: ПИО ОБТ, 2015.30с.ОСТ 51.65-80 Конденсат газовый стабильный. Введ. впервые; дата введ. 01.01.1982. М.: ВНИИгаз., 1982г., 34с. 28. Российская Федерация. Законы. Федеральным законом О промышленной безопасности опасных производственных объектов // Рос. Газ. -1997.- 21 июля. 29. СП 6.13130.2009 – Системы противопожарной защиты. Электрооборудование. Требования пожарной безопасности. Введ. впервые; дата введ. 25.03.2009. М.: ФГУ ВНИИПО МЧС России, 2009. 13с.\ 30. СП 5.13130.2009 – Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования. Введ. впервые; дата введ. 25.03.2009. М.: ФГУ ВНИИПО МЧС России, 2009. 122с. 31. ГОСТ Р 52931-2008 – Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия. Введ. Впервые; дата введ. 27.06.2008. М.: Стандартинформ., 2009.129с. 32. ГОСТ Р 53325-2009 – Технические средства пожарной автоматики. Общие технические требования. Методы испытаний. Введ. Впервые; дата введ. 01.05.2009. М.: ФГУ ВНИИПО МЧС России., 2009.76с. 33. НПБ 57-97 – Нормы пожарной безопасности. Приборы и аппаратура автоматических установок пожаротушения и пожарной сигнализации. Помехоустойчивость и помехоэмиссия. Общие технические требования. Методы испытаний. Введ. впервые; дата введ. 27.07.1978. М.: ИПК Издательство стандартов, 1998. 43с. 34. Молоканов Ю.К. Процессы и аппараты нефтегазопереработки. М.: издво Химия, 1980. 408 с. 35. ГОСТ Р 14249-89 – Нормы и методы расчета на прочность. Введ. впервые; дата введ. 01.01.1990. М.: ИПК Издательство стандартов, 1990. 55с. 36. ГОСТ 103-2006 – Прокат сортовой стальной горячекатаный полосовой. Сортамент. Введ. впервые; дата введ. 01.07.2009. М.: ИПК Издательство стандартов, 2009. 8с. 37. ПБ 08-624–03 — Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Введ. Впервые; дата введ. 30.06.2003. М.: ПИО ОБТ, 2003.30с. 38. Трудовой кодекс российской федерации: федер. Закон от 30 дек. 2001 г. № 197-ФЗ. М: ОТиСС, 2002. 142 с. 39. Горбунова, Л. Н. Безопасность труда в нефтегазодобывающем комплексе: учеб.пособие для студентов вузов. Красноярск: ИПЦ СФУ, 2009. 28 с. 40. СП 52. 13330.2011 Естественное и искусственное освещение. Введ. впервые; дата введ. 20.05.2011. М.: НИИСФ РААСН, 2011. 72с. 41. ВСН–34-91  Правила производства и приемки работ на строительстве новых, реконструкции и расширении действующих гидротехнических морских и речных транспортных сооружений. Введ. впервые; дата введ. 01.07.1992. М.: Минтрасстрой , 1992. 43с. 42. ГОСТ 12.4.019 – 75 Система стандартов безопасности труда. Средства защиты рук. Классификация. Общие требования. Введ. впервые; дата введ. 13.11.1975. М.: Госстандарт, 1975. 3с. 43. МУК 4.3.1901–04 Методика определения теплоизоляции средств индивидуальной защиты головы, стоп, рук на соответствие гигиеническим требованиям. Введ. впервые; дата введ. 01.05.2004. М.: НИИМТ РАМН, 2004. 8с. 44. Дунаев В.Ф. и др. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. – Москва.: Нефть и газ, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2006.-350с. 45. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных, нефтегазовых месторождений России: Том 2/ Западно-Сибирская нефтегазовая провинция. — Москва: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1996. – 320 с. 46. «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ППБ08-624-03 47. Инструкция ЗАО «Ванкорнефть» по промышленной безопасности и охране труда при работе с химическими веществами в химико-аналитической лаборатории ИОТПБ № 2.138 48. ППБО-85, НПБ 105, Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

Примеры похожих учебных работ

Движение флюидов: происхождение нефти и формирование месторождений углеводородов

... различными исследователями строятся карты с разнонаправленными, нередко противоположными направлениями движения флюидов; б) формирование глубоких флюидов осуществляется в упруго-деформируемых средах. Следовательно, при любых построениях необходимо ...

Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении

... Рисунок 2.1.1. Обзорная схема района работ Сопутствующие полезные ископаемые. Месторождение керамзитовых глин находится в 15 ... стратиграфическим комитетом 09.04.2004 г. Геологический разрез Ватинского месторождения представлен мощной толщей (до 3000 м) ...

Технология добычи высоковязкой нефти на Ярегском месторождении

... погружными электровинтовыми насосами; произвести расчет параметров винтового насоса. 1 Общая характеристика Ярегского месторождения Ярегское нефтяноe месторождение - расположено в Республике Kоми в 25 км к Юго-Западу от ...

Увеличение конечного извлечения нефти на Тайлаковском месторождении за счет применения ...

... от реализации нефти на внутреннем рынке. Несмотря на почти 10 летнюю эксплуатацию, Тайлаковское месторождение находится на первоначальной стадии разработки, естественного падения добычи нефти в ближайшие несколько ...

Работы: Предложение технических решений для очистки нефти Байтуганского месторождения ...

... Применяются они в обустройстве месторождений тогда, когда пластовой энергии не хватает для транспорта продукции скважин до ЦПС. В условиях стремительного развития ... Получение товарной продукции принято называть подготовкой нефти. Содержащая, такие ...