HZ-22004 - останов компрессора GC-201.2

HZ-23004 - останов компрессора GC-201.3

HZ-00001 - останов всего завода (отключает все фидеры электропитания)

HZ 00002 - останов всей КТЛ по программе аварийного останова без снятия напряжения

Суммирует действия кнопок аварийного остановки на других установках КТЛ.

Отсекает слагкетчер, прекращает подачу газа на установки 200,300, 700.

3.3.1 Прекращение подачи электроэнергии

КТЛ-1 имеет два питающих фидера 10 кв, эти фидеры соединены с двумя шинопроводами. Шинопроводы питают электродвигатели компрессоров GC-201.1-3, трансформаторы 10/0.66 кв и трансформаторы 10/0.38 кв. Каждая позиция оборудования имеющая электродвигатели запитывается от разных шинопроводов. Предусмотрена система автоматической частотной разгрузки (АЧР) и переключение при падении напряжения ниже 70%.

В случае кратковременного резкого падения напряжения все переключатели своего положения не меняют, т.е. после восстановления напряжения нормальная работа возобновляется. Все двигатели набирают обороты и технологический процесс не нарушается. В случае отключения одного фидера, шины автоматически переключаются. После такого отключения двигатели питающиеся от высокого напряжения должны запускаться вручную. Низковольтные двигатели либо запускаются автоматически по группам, приоритет которых определен технологией, либо запускаются вручную.

Если в течение 5 секунд подача электроэнергии не возобновилась, то сигнал и прежние уставки на запуск двигателей аннулируется.

Если напряжения нет на обоих фидерах, это квалифицируется как отключение энергии, отключаются все потребители и включается дизель-генератор, питающий оборудование обеспечивающее безопасный останов производства, систему аварийного освещения и систему правления технологическим процессом на КТЛ-1.

Если электроэнергия отключается менее чем на одну минуту, то все низковольтные двигатели запускаются вручную в определенной последовательности. В таком случае можно избежать полной остановки, направить выпускаемые продукты в некондицию и восстановить технологические параметры. Если электроэнергия отключается на период более одной минуты, то необходимо действовать в соответствии с «Планом ликвидации аварий».

При отключении электроэнергии:

закроются клапаны отсекатели на выходе газа и нефти в сепаратор высокого давления UV-21003/22003, UV-21004/22004, соответственно

закроется подача пара в рибойлеры Е-211.1/2, колонны стабилизации нефти D-202 (клапан FV-21004/22004)

закроется линия вывода стабильной нефти на ДМС (клапан LV-21017/22017).

При отключении электроэнергии система управления заводом переходит на питание от аккумуляторов (1 час работы). В течении этого часа полученная информация сохраняется в памяти системы, а клапаны регуляторы будут оставаться в том положении в каком находились на момент отключения. За это время необходимо перевести вею систему в безопасное положение.

При отключении электроэнергии в зимнее время, необходимо уделить внимание линиям с электрообогревом.

3.3.2 Прекращение подачи сырья

При прекращении подачи сырья с промысла на одну нитку, необходимо перераспределить нагрузку получаемую на один слагкетчер так, чтобы избежать остановки нитки. При полном прекращении подачи сырья с промысла и понижении давления в системе, закроются клапаны регуляторы давления. Компрессора перейдут на циркуляцию по антипомпажным клапанам.

При длительном прекращении подачи сырья необходимо перевести установку на циркуляцию по длинной схеме через резервуарный парк. Для этого необходимо:

закрыть клапаны отсекатели на выходе газа и жидкости в сепаратор высокого давления UV-21003/22003 и UV-21004/22004

перевести циркуляцию по нефти в резервуарный парк

следить за давлением и уровнями в аппаратах.

Выяснить причину прекращения подачи, если подачи сырья не будет длительное время, остановить установку.

3.3.3 Прекращение подачи пара

В случае прекращения подачи пара среднего давления (20 бар), нарушается режим работы колонны стабилизации нефти D-202. Нефть выводится в линию некондиции, выясняется причины прекращения подачи пара, если длительность более часа, установка переводится на циркуляцию. При снижении температуры в кубе колонны ниже 120°С необходимо остановить установку.

При прекращении подачи пара низкого давления (4,5 бар) прекратится подача обогрева на теплоспутники и подача пара в рибойлер колонны стабилизации конденсата Е-204. Это приведет к дестабилизации работы установки 200 и 700.

В зимнее время при прекращении подачи пара низкого давления необходимо следить за температурой масла в маслостанциях компрессоров, за температурой в змеевиках аэрохолодильников, за состоянием теплоспутников, чтобы не допустить переохлаждения и размораживания спутников и трубопроводов. Необходимо выяснить причину прекращения подачи пара, предупредить установку 700. Если пар будет отсутствовать более 1 часа, начать нормальную остановку установки.

3.3.4 Разгерметизация оборудования

Прорыв газа из технологического оборудования или трубопроводов ведет к загазованности территории установки сырым газом с высокой концентрацией углеводородов и сероводорода. На установке существует система детекции газа. При обнаружении загазованности необходимо:

Оператору установки

используя средства индивидуальной защиты, определить зону загазованности и характер повреждения

сообщить оператору пульта ситуацию

пытаться локализовать поврежденный участок или аппарат от системы

при невозможности локализации - аварийно остановить установку

сбросить давление с поврежденного участка

выставить посты по периметру загазованного участка

Оператору пульта

сообщить СЗНЭЗ

вызвать пожарно-аварийную службу

при невозможности локализации аварии аварийно остановить

установку

сбалансировать работу других Ниток.

3.3.5 Прекращение подачи охлаждающей воды

При прекращении подачи захоложенной воды, будет повышаться температура газов поступающих с У-200 на У-300, что приведет к нарушению работы аминовой очистки. Выяснить причину и, если вода будет отсутствовать более 1,5 часа, приступить к нормальной остановке установки.

При прекращении подачи охлаждающей воды поступающей на маслосистемы компрессоров и насосов необходимо установить причину и длительность отсутствия воды. При повышении температуры масла выше нормы остановить установку по нормальной схеме.

3.3.6 Прекращение подачи горячей технологической воды

При прекращении подачи горячей воды нарушается работа колонны отпарки конденсата D-201, так как горячая вода подается для подогрева сырья этой колонны в подогреватель Е-203. Изменение режима работы колонны в течение длительного времени может привести к тому, что на установку 700 будет поступать ШФЛУ с высоким содержанием этана, это повлияет на качество товарного пропана. Необходимо предупредить У-700, следить за температурным режимом колонны D-201 и при необходимости вывести ШФЛУ от колонны D-201 на факел.

3.3.7 Прекращение подачи технической воды

При кратковременном прекращении подачи технической воды не произойдет ничего требующего аварийной остановки. При длительном (более суток) отсутствии технической воды может нарушиться работа электродегидраторов.

3.3.8 Возникновение пожара на установке

Система пожарной сигнализации и пожарообнаружения

Система пожарной сигнализации основана на использовании разных видов извещателей дымового, ультрафиолетового (пламенного). Кроме того, предусматриваются кнопочные посты с разбиваемым стеклом. Исполнение корпуса извещателей определяется в соответствии с классификацией опасных зон. Сигнал выдаётся только тогда, когда пламя, дым или температура обнаруживается двумя извещателями, входящими в отдельные шлейфы (если они включены последовательно с другими извещателями). Сигналы от кнопочных извещателей поступают на мнемосхему и в центральной операторной выдаётся звуковой и световой сигналы. На мнемосхеме появляется номер установки, где сработал кнопочный извещатель. Система управления обеспечивает опознание ложных сигналов или приводит в действие установку пожаротушения.

При пожаре выдаётся сигнал на общую сирену звукового извещателя по всему заводу. На установках 160/200 имеются следующие детекторы:

в помещении насосной РП-200.1 4 детектора пламени

в помещении насосной РП-200.2 4 детектора пламени

в помещении насосной РП-200.1/2 4 детектора пламени

в помещении компрессорной СН-200.1/2 8 детекторов пламени

8 детекторов повышения температуры

в помещении операторной LCR-200.1 2 дымовых детектора

в помещении операторной LCR-200.2 2 дымовых детектора.

Кнопочные посты с разбиваемым стеклом

Кнопочные посты с разбиваемым стеклом установлены у всех выходов из зданий, вдоль запасных путей и по периметру установки с интервалом не более 50м. Для их подсоединения используются однопарные медные проводники 9/10. Несколько кнопочных постов в одной зоне могут подсоединяться к одному шлейфу. Кнопочные посты с разбиваемым стеклом подключены к панели пожарной автоматики -мнемосхеме (пожарному щиту) в центральной операторной. Эти извещатели имеют исключительно сигнальную функцию. Срабатывание ручного извещателя приводит к следующим результатам:

включается прерывистый звуковой сигнал в операторной

номер вызова установки приобретает жёлтую окраску

кольцо сигнализации, опоясывающее установку загорается

жёлтым светом на мнемосхеме.

Вокруг установок 200.1 и 200.2 расположены по периметру по 10 кнопок ручных извещателей. Кроме того ручные извещатели установлены возле выходов из помещений:

компрессорной СН-200.1/2, 2 кнопки

насосных РН-200.1.РН-200.2, 2 кнопки

насосной РН-200.1/2, 1 кнопка

Панель пожарной сигнализации

В операторной установлен пожарный щит (мнемосхема), который выдаёт звуковой и визуальный сигналы. Он показывает географическое положение установки или здания, где обнаруживается пожар. Он указывает номер установки при задействовании кнопочного поста с разбиваемым стеклом, но без указания его точного расположения.

Для электроснабжения щита используется монофазный ток 220В, 50 Гц. При исчезновении нормального электропитания, щит запихивается от комплектной силовой установки. Об исчезновении нормального электроснабжения указывает световой сигнал.

Противопожарные мероприятия

Установка оборудована системой детекции пожара в помещениях.

При пожаре в зданиях РН-200,1/2 или СН-200.1/2 система автоматики остановит оборудование и начнет пенотушение. При возникновении пожара, оператор сообщает ведущему инженеру пульта и действует по его указаниям. Ведущий инженер пульта сообщает в аварийно-спасательную службу, руководству производства и завода и действует по плану ликвидации аварий. Установка останавливается кнопкой аварийной остановки, участок на котором возник пожар отсекается от остального оборудования, для прекращения поступления горючих веществ в очаг пожара. При разгерметизации и загорании на фланцевых соединениях, необходимо изолировать поврежденный трубопровод и сбросить давление.

4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Природно-климатическая характеристика района месторождения Тенгиз

Климат резко континентальный, с большими колебаниями сезонных и суточных температур, количеством осадков около 150 мм в год, засушливым и жарким летом, климатический район- 6 Г.

Зима (декабрь-январь) умеренно холодная, малоснежная, преимущественно с пасмурной погодой. Самый холодный месяц - январь, температура воздуха днем минус 4°С- минус 6°С, ночью минус 8°С- минус 14 С (минимальная минус 37 С). Устойчивый снежный покров не образуется. Высота снежного покрова не превышает 5 см. Максимальное количество осадков приходится на декабрь (до 12 см). Число дней с туманами до 4 в месяц.

Весна (март- апрель) отличается большими перепадами дневных и ночных температур и быстрым переходом к жаркому лету (температура воздуха днем плюс 5єС- плюс 12єС, ночью минус 2єС- минус 6єС). Число дней с туманами до 10 в месяц.

Лето (май- сентябрь) сухое и жаркое, с ясной погодой. Температура воздуха днем плюс 25°С- плюс 30°С (максимальная плюс 45°С), ночью плюс 11°С- плюс 15°С. Самый жаркий месяц - июль. Наибольшее количество осадков выпадает в мае (до 56 мм), наименьшее в июле (до 8 мм). Осадки выпадают, преимущественно, в виде кратковременных дождей, большей частью в июне. Периодически бывают засухи, вероятность повторения 20-25%.

Осень (октябрь- ноябрь) в первой половине теплая, малооблачная. Осадки выпадают в виде моросящих дождей, иногда со снегом. Температура воздуха днем плюс 10єС- плюс 16єС. Число дней с туманами до 3 в месяц. Ветры в течении всего года преимущественно севере- восточные и восточные. Весной и летом часто бывают северо - западные ветры, что вызывает загрязнение атмосферы в п. Сарыкамыс. Скорость ветра от 4 м/с до 10 м/с. Зимой бывают сильные северо- восточные ветры со скоростью до 15 м/с.

Атмосферные осадки по временам года распределяются неравномерно. Максимум приходится на зимне- весенний период, а с июня по октябрь осадки практически не выпадают. Максимальное количество осадков приходится на декабрь- январь.

Влажность воздуха. Среднегодовая относительная влажность воздуха района составляет 60%. Наиболее высокие значения юна достигает в зимне-весеннее время, а наиболее низкие летом. Дефицит влажности в летний период достигает максимальных величин.

Испарение. Наличие большого дефицита влажности при высоких температурах воздуха создает условия для значительного испарения. Этим фактором, в том числе, объясняется значительная засоленность грунтов описываемой территории.

4.2 Характеристика предприятия как источника загрязнения атмосферы

Источники выделения вредных веществ в атмосферу в ТШО являются /9/:

установка 200- отделение нефти, газа, воды и стабилизация

нефти;

установка 300- сероочистка газов диэтаномилом;

установка 400- установки Клауса- получение серы;

установка 500-утилизация «хвостовых» газов-процессы Сульфрен

или Скотт;

установка 600- отгрузка жидкой и твердой серы;

установка 700- разделение углеводородных газов;

установка 1000- система факелов и дренажа;

установка 0.31 и 0.32- демеркаптанизация нефти;

установка 800- подготовка пластовой воды;

товарные парки № 1,2;

насосная;

склады реагентов;

очистные сооружения;

газотурбинные станции № 1,2;

резервуарный парк;

ЦЗЛ;

РМЦ;

котельная на газовом топливе.

Источниками загрязнения на Тенгизском комплексе являются: дымовые трубы технологических установок, печей, котельных, факелы технологических установок, а также не плотности в оборудовании, фланцевых соединениях и др., появляющиеся в процессе эксплуатации и приводящие к неорганизованным выбросам.

В выбросах в атмосферу содержатся следующие ингредиенты: сероводород, углеводороды, сернистый ангидрид, окись азота, двуокись азота, окись углерода, меркаптаны, пыль серы, диэтаноламин (ДЭЛ), спирт метиловый, сероокись углерода, сварочный аэрозоль; соединения марганца, соединения кремния, фториды, фтористый водород, аэрозоль серной кислоты.

Вещества, входящие в состав выбросов комплекса при совместном присутствии в атмосфере, образуют пять групп суммации:

двуокись азота+ сернистый ангидрид;

сернистый ангидрид+ сероводород;

сернистый ангидрид+ аэрозоль серной кислоты;

сернистый ангидрид+ фтористый водород;

фтористый водород+фториды.

4.3 Параметры выбросов вредных веществ в атмосферу от существующего оборудования

Характеристика источников и параметры выбросов вредных веществ в атмосферу представлены в таблице (4.1) , которая составлена в соответствии с «Рекомендациями по оформлению и содержанию проекта нормативов предельно-допустимых выбросов в атмосферу (ПДВ) для предприятия» /10/.

Результаты расчетов существующего уровня загрязнения атмосферы характеризуют значения максимальных приземных концентраций в районе расположения Тенгизского ГПЗ и на границе санитарно-защитной зоны, установленной для Тенгизского месторождения радиусом 10 км от крайнего ряда скважин.

Максимальное загрязнение на границе СЗЗ метилмеркаптаном и составляет 0,000008 мг/м3,

Предполагается, что объекты Тенгизского месторождения при нормальном режиме эксплуатации не создают в приземном слое атмосферы загрязнения, превышающее значения предельно-допустимых концентраций как для рабочей зоны (в пределах границ промплощадки), так и для населенных мест (в ближайших населенных пунктах).

Таблица 4.1 -Максимальная концентрация вредных веществ

Вещество	Максимальная расчетная концентрация, мг/м3.	Максимальная концентрация на границе СЗЗ, доли ПДК
Сероводород	0,081	0,4
Углеводороды	1,62	<0,05
Двуокись азота	0.159	0,7
Сернистый ангидрид	0.142	<0,05
Метилмеркаптан	0,00026	0,9
Окись углерода	1.1
Пыль серы	0,0052	<0,05
Окись азота	0.26	<0,05
Диэтаноламин	0,0045	0,2
Метиловый спирт	0,115	<0.05
Сероокись углерода	0.001	<0,05
Соединения марганца	0,0000016	<0,0001 мг/м3
Аэрозоль серной кислоты	0.000003	<0,00016
Фтористый водород	0.0000016	<0,00001
Фториды	0,000004	<0.00008
Соединения кремния	0.000003	<0,00002
Сварочная аэрозоль	0,000025	<0.00001
Сернистый ангидрид+двуокись азота	2,07	<0,00005
Сернистый ангидрид+сероводород	10,1	0,8
Сернистый ангидрид+аэрозоль серной кислоты	0,2	0,6
Сернистый ангидрид+фтористый водород	0,28	<0,05
Фтористый водород+фториды	0,0001	<0.05

4.4 Оценка вклада в существующее загрязнение атмосферного воздуха объектов разработки

На стадии опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз к существующему фонду выбросов, проектируемой на данном этапе. Скважины соединены с манифольдами замерных установок герметизированной системой выкидных линий. Условия разработки, оборудование, проектируемый режим работы оборудования не изменяются, следовательно выбросы от вновь введенного оборудования не будут отличаться от выбросов на соответствующее оборудование.

Суммарный выброс по вновь введенному оборудованию составит-149,246 т/год, в том числе по меркаптану-0,001699 т/год, что составляет 8%от суммарного выброса-18120,6412 т/год (разрешенного на месторождении Тенгиз). Анализируя существующий проект ПДВ и учитывая вышеизложенное, можно предположить, что дополнительные выбросы не окажут значительного влияния на состояние атмосферы объекта.

4.5 Проблема сейсмичности и проседания

Анализ, проведенный специалистами СП «ТШО», потенциальной опасности наведенной добычей сейсмичности, проседания и повреждения обсадных колонн в районе Тенгизского месторождения обозначил следующие вопросы:

наибольший риск могут создавать отдельные случаи повреждения скважин в результате локализованного смещения пластов или разрывообразования;

возможные утечки сероводорода за пределы старых скважин, на которых некачественно выполнено цементирование;

проседание земной поверхности ниже критических значений не исключается и может быть выявлено с помощью регулярного мониторинга. Однако, значительного проседания поверхности в районе Тенгиз не ожидается;

опасность природных землятресений и наведенной добычей сейсмичности в Тенгизе сравнительно низка.

Мероприятия по предупреждению нарушения коллекторских свойств. Обстоятельное изучение геологической структуры перекрывающих пластов Тенгиза, а также моделирование воздействия работ по добыче на критические зоны поможет уменьшить потенциальную опасность разрушения обсадных колонн в скважинах Тенгизского нефтяного месторождения. Интерпретация трехмерной сейсмической разведки, данные которой в настоящее время собираются и обрабатываются, будет включать в себя составление карт сбросов и разломов перекрывающих пластов. На основе этих карт будет определяться размещение скважин.

4.6 Современное состояние почв и грунтов

Мероприятия, снижающие уровни загрязнения почвы складываются из:

Организационных - организация управления отходами; организация и регламентация движения автотранспорта и техники по территории месторождения; исключение несанкционированного проведения работ, нарушающих систему управления отходами.

Технологические, тщательная регламентация проведения работ, связанных с загрязнением рельефа при бурении; транспортировки оборудования; производстве земляных работ; технической рекультивации.

Проектно-конструкторские - согласование и экспертиза проектных разработок в контролирующих природоохранных органах и СЭС; выбор оптимальных проектно-конструкторских решений, направленных на снижение загрязнения почв.

Санитарно-противоэпидемические - выбор и организация обустройства согласованных участков размещения мест захоронения промышленных и бытовых отходов; обеспечение противоэпидемической защиты персонала от особо опасных инфекций.

В силу невысокого сельскохозяйственного потенциала данного района, низкого бонитета почвы биологическое восстановление земель не предусматривается как экономически нецелесообразное. В связи с этим могут быть предусмотрены только такие меры технического восстановления, как:

сбор металлолома;

планирование рельефа;

регулирование временных водных потоков и т.д.

4.7 Организация сбора и удаления отходов, существующая в СП «ТШО»

Основными местами образования отходов СП ТШО является:

Нефтепромысел;

КТЛ;

Участки строительства;

Промышленная база;

Вахтовый поселок «Тенгиз».

Кроме этого существуют более мелкие производственные, строительные и вспомогательные участки ТШО. Принципы сбора и удаления отходов. Основные принципы сбора и удаления отходов соответствуют Основным Рекомендациям Форума разведки на нефть и ее добычи, а также требованиям нормативных документов РК и включает в себя:

определение источников образования отходов;

определение образуемых отходов;

классификация видов отходов и их категорий опасности;

определение потенциальных вариантов сбора и удаления отходов.

При выборе методов сбора и удаления отходов необходимо принимать во внимание следующие факторы: особенности местного рельефа и географии, особенности и условия грунтовых вод, совокупные атмосферные осадки, состояние почв и несущая способность почв, дренажные условия, экологическая чувствительность данной территории, качество атмосферного воздуха и другие геологические и экологические условия.

Варианты сбора и удаления отходов. Проектом рассматриваются успешно зарекомендовавшие себя и общепринятые технологии, позволяющие реализовать требования природоохранного законодательства РК. Биологическая обработка - обработка для разложения органических материалов в двуокись углерода, воду и биомассу, микроорганизмами в зависимости от конкретных условий и существующих ограничений.

Техническая обработка - низкотемпературная обработка позволяет восстанавливать из отходов углеводороды и воду, а высокотемпературные технологии через процесс сжигания разрушают органические соединения. К предполагаемым методам термической обработки относятся следующие: сжигание, термическая десорбция и сжигание по согласованию с инспектирующими органами.

Затвердевание, стабилизация и герметизация - рассматриваются совместно, поскольку производятся объединено в рамках соответствующих технологических процессов. Эти процессы являются эффективными при стабилизации тяжелых металлов, содержащихся в отходах, поскольку при высоких значениях рН большинство металлических соединений, соли и бентонита создают препятствия процессу отвердения и, ограничивают использование этой методики обработки. Углеводороды и соли не взаимодействуют с цементным раствором и связываются с этим раствором скорее физически, чем химически, что имеет принципиальное значение при осуществлении операций по КРС,ПРС и углублению скважин. Методы сбора и удаления отходов в СП «ТШО»:

Направление жидких отходов на очистные сооружения. Подача отходов в систему очистки сточных вод и последующее осаждение мех примесей.

Нагнетание жидких отходов в поглощающий пласт. Поглощающий коллектор, должен быть геологически и механически изолирован от используемых источников воды и не содержать промышленно значимых запасов нефти и газа, соответствовать требованиям законодательства об окружающей среде.

Полигонное размещение отходов применяется для приема и размещения больших объемов отходов и обеспечения долговременной их изоляции с учетом следующих факторов: наличие непроницаемой облицовки; мониторинг грунтовых вод, позволяющий гарантировать
эффективность локализации отходов.

Захоронение отходов- метод ликвидации инертных материалов и для стабилизированных отходов, поскольку миграция их компонентов замедлена процессом стабилизации. Захоронению не подлежат отходы с высоким содержанием нефти, соли или биологических материалов, химических веществ и материалов с опасными компонентами, которые могут мигрировать к экологическим реципиентам.

Состояние грунта и грунтовых вод налагает ограничения на удаление отходов, в том числе полигон для захоронения промотходов, комплексный объект ликвидации отходов располагается на удалении от центральной части участка, для обеспечения надежной изоляции от грунтовых вод.

4.8 Современное состояние вод

Воздействие на поверхностные и подземные воды может оказываться из следующих источников:

неочищенные или недостаточно очищенные производственные и
бытовые стоки;

поверхностные сточные воды;

дренажные стоки;

аварийные сбросы и переливы сточных вод;

фильтрационные утечки токсичных жидких материалов из

ёмкостей, трубопроводов и других сооружений;

выбросы в атмосферу загрязняющих веществ

(пыль, аэрозоли),осаждающиеся на поверхности водных объектов

и рельеф;

аварийные выбросы и сбросы (разливы нефти, продуктов очистки
газа, реагентов и т.п.);

места для хранения материалов и отходов, площадки для транспортировки, организованные в границах

промплощадок предприятия;

неорганизованные свалки.

Проектом предусматривается:

использование высокоэффективных процессов

производства, малоотходных и безотходных технологических

процессов и производств;

рациональное использование водных ресурсов;

реализация передового опыта в вопросах очистки сточных вод;

мероприятия по недопущению загрязнения поверхностных и грунтовых вод промышленными отходами;

реализация инженерных мероприятий по предотвращению аварийных сбросов стоков и экологически безопасная эксплуатация производственных объектов;

недопущение попадания продуктов производства и сопутствующих ему загрязняющих веществ на поверхность производственной площадки, водосбора и непосредственно в водные объекты во всех звеньях технологической цепи.

Для очистки сточных вод существуют и предусматриваются современные системы механической и биологической очистки, используется мировой опыт подготовки пластовых вод, внедрены методы очистки напорной флотацией, тонкослойной очистки на фильтрах системы «Фрам», метод удаления из пластовой воды сероводорода отдув кой углеводородным газом.

Максимально используются системы оборотного водоснабжения с использованием аппаратов воздушного охлаждения.

Микробиологическая технология очистки предусматривает использование анаэробных (без доступа кислорода) и аэробных (с кислородом) микроорганизмов.

Предусматриваемые методы в целом согласуются с требованиями природоохранного законодательства РК.

Проектом не предусматривается отбор воды из поверхностных и подземных источников на питьевые и технологические нужды.

Проектом не предусматривается сброс сточных вод на поверхность земли.

Водозабор для бытовых и технических нужд ТШО осуществляется через сооружения водоснабжения, в число которых входят водопровод Астрахань-Мангыстау пропускной способностью 260000 м3/сут и водоочистные сооружения мощностью 27000 м3/сут, которые обеспечивают соответствие качества воды нормам, установленным ГОСТ- 2874 для питьевой воды.

Вода для технических нужд поступает на Тенгизский нефтепромысел через водопровод Кульсары - Тенгиз диаметром 500мм, пропускная способность которого 24.5 м3/сут, в то время как снабжение питьевой водой происходит через водопровод Кульсары- Тенгиз диаметром 400мм, спроектированный «Южнтрубопровод». Вода в оба провода поступает из водопровода Астрахань- Мангыстау, а водопровод с питьевой водой подключен к главному магистральному водопроводу после системы водной очистки в Кульсары.

Поверхностные воды. Группа нефтяных месторождений северо-восточного побережья Каспийского моря, в которую входит Тенгизское, располагается в районе, который даже без промышленного освоения относится к особо охраняемым территориям. Это связанно с тем, что основные ландшафты района сформировались недавно, а потому легко нарушается их экологическое равновесии при антропогенном вмешательстве. Кроме того, над этим районом пролегают пути сезонно мигрирующих птиц, имеющих здесь остановки на кормовых угодьях. И, наконец, прибрежная зона каспийского моря этого региона является местом воспроизводства рыбных запасов и ареалом части каспийского тюленя.

Мероприятия по предотвращению загрязнения вод. Попадание жидких вредных веществ в окружающую среду за счет утечек минимизируется, в том числе, и за счет следующих проектных решений:

1. При нормальной работе объектов ТШО в сеть производственно-дождевой канализации могут поступать сточные воды со следами
нефтепродуктов и механическими примесями только при
периодической промывке и продувке аппаратов и трубопроводов в
соответствие с технологическим регламентом.

2. Нефтепродукты из очистных сооружениях канализации накапливаются в специальных аппаратах и периодически возвращаются в технологический процесс.

3. Механические примеси после обезвоживания вывозят на установку по обезвреживанию (сжиганию) шлама.

4. Стоки, загрязненные диэтаноломином, по специальной системе канализации поступают на установку очистки аминосодержащих стоков микробиологическим способом и после очистки, в смеси с производственными и хозяйственно- бытовыми стоками, поступают на блок биологической очистки очистных сооружений.

Попадание бытовых и производственно- дождевых сточных вод в почву при нормальной эксплуатации исключается за счет предусмотренной проектом герметичной системе трубопроводов, изоляции наружной поверхности колодцев и подземных сооружений канализации.

Для улавливания и сбора жидких веществ в случае аварийного разлива их из технологических аппаратов на технологических установках в местах установки этих аппаратов предусмотрены обордюренные бетонные площадки. Рабочее состояние задвижек в колодцах после дождеприемников этих площадок перед сбросом в сети внутриплощадочной канализации- закрытое.

Разлившийся аварийный продукт собирается передвижными авто средствами и подается в дренажные технологические емкости установок в первые часы происшествия.

В случае аварийных ситуаций на площадке очистных сооружений канализации, сточные воды аккумулируются в емкостях очистных сооружений общим объемом 12000м , поступление в окружающую среду сточных вод в этом случае не предусматривается.

Технологический процесс подготовки нефти на установке 200 полностью герметизирован. При нормальном технологическом режиме поступление жидких веществ в окружающую среду исключается.

10. Дренаж насосов, сосудов и аппаратов, трубопроводов, приборов К и А предусматривается в закрытую дренажную систему, полностью независимую.

11.Стоки, содержащие углеводороды и воду направляются по герметичным трубопроводам в две отдельные дренажные емкости, расположенные на установках 200/1-2.

12.Емкости изготовлены из углеродистой стали и установлены в бетонных колодцах, засыпаемых гравием после монтажа оборудования и закрываются бетонными плитами. Каждая подземная дренажная емкость оснащена насосом, который перекачивает углеводородные стоки в резервуар Т-1011.

13.Углеводороды из резервуара Т-1011 возвращаются на установку 200 для повторной обработки, вода откачивается насосом на установку 800.

14. В аварийных ситуациях, при нарушении герметичности аппаратов, трубопроводов, арматуры, жидкие углеводороды будут попадать в открытую подземную систему, предназначенную для сбора воды после промывки асфальтированных площадок, дождевой воды загрязненной углеводородами, воды, используемой для промывки оборудования.

15.Количество жидкости, поступающей в дренажную систему при аварии зависит от объема аварийного аппарата, трубопровода, прибора. Наибольшее количество жидкости в объеме аппарата (сепараторы высокого, среднего, низкого давления).

16.При повышении давления в системе автоматически перекрывается трубопровод подачи нефти на установку.

17.При освоении и испытании скважин возможны выбросы пластового флюида при выполнении их гидродинамических исследований, углублении, подземном и капитальном ремонте.

18.Утечки в условиях аварии в процессе испытания, углублении и КРС скважин предусматриваются планом работ на испытание скважин, в т.ч. предусмотрено их аварийное оглушение.

19.Загрязнение почвы, грунта, водных источников на территории месторождения возможно только в условиях аварийной разгерметизации системы сбора, что в свою очередь может быть и при некачественном профилактическом обследовании технического состояния трубопроводов и оборудования и несоблюдении соответствующих регламентов.

20.Эффективный отвод поверхностных сточных вод с территории ЦПС.

21 .Искусственное повышение планировочных отметок территории площадок ЦПС.

22.Тщательное выполнение работ по строительству водо-несущих инженерных сетей контролируемое осуществлением авторского надзора, в том числе, по настоящему проекту.

23.Возведение обвалований из грунтов и материалов с низким фильтрационными свойствами.

24.Создание противофильтрационных экранов из стабилизированной полиэтиленовой пленки или геотекстиля.

25. Организация регулярных режимных наблюдений за уровнями и качеством подземных вод на участках существующего и потенциального загрязнения подземных вод.

Нормальная эксплуатация высоконапорной герметизированной системы исключает загрязнение окружающей природной среды, в том числе гидросферы.

4.9 Охрана земельных ресурсов

Основными мероприятиями по охране земельных ресурсов являются:

соблюдение норм отвода земель под буровые работы и линейные сооружения;

ограничение сети грунтовых дорог;

организация контроля за состоянием почв. Основными задачами контроля за состоянием почв являются:

регистрация существующего уровня загрязнения почв и изменения ее химического состава;

определение тенденций изменения почв во времени, прогноз уровней загрязнения в будущем;

оценка возможных последствий загрязнения почв, разработка рекомендации по их предотвращению или уменьшению.

Рекультивация нарушенных земель. В план рекультивации должны входить обратная отсыпка траншей для прокладки трубопроводов. Отсыпка осуществляется таким образом, чтобы складировать грунт в валики по трассе трубопровода по линии траншеи, с тем чтобы разровнять его в результате уплотнения. Уплотнение грунта производится гусеничными тракторами, которые должны за несколько раз уплотнить отсыпанный грунт траншеи и выровнять его с окружающим рельефом.

Оставшаяся часть грунта после обработки траншеи будет равномерно распределяться по поверхности земли, которая впоследствии будет рекультивирована. Затем будут собраны строительные отходы и демонтированы все постройки и сооружения временного характера и, по возможности, проведено восстановление растительности.

При строительстве автодорог предусматривается рекультивация трассовых резервов и карьеров. Технический этап рекультивации включает:

снятие вскрытого грунта (0.2м) и складирование его в валики, разработку грунта при уполаживании откосов 1:10, планировку дня и откосов карьера, обратную задвижку вскрытого грунта;

при строительстве скважин предусматривается очистка территории буровой от загрязнения и мусора, проведение работ по утилизации шлама, отработанного бурового раствора и сточных вод, засыпка амбаров, планировка грунта, обработка почвы комплексными реагентами;

при строительстве линий связи- при прокладке кабеля способом разрезки грунта ножевым кабале укладчиком на всю глубину прокладки кабеля рекультивации земель не предусматривается;

при строительстве линий электропередачи - по трассе ВЛ рекультивации производится на участках земли, отведенных для опор.

Биологическая рекультивация может быть осуществлена после технического этапа восстановления нарушенных земель, в периоды благоприятные для проведения посевов и посадок, по отдельному проекту.

Противоэрозионное укрепление почвы предусматривает восстановление растительности посевом кустарников терискена, саксаула, черного жузгуна. Они имеют глубоко проникающую в почву корневую систему.

Биологическая рекультивация производится:

в полосе 100м от периметра площадки скважин;

в полосе 50м по периметру ограждения замерных установок, центрального манифольда.

В пределах ограждения, площадки устьев скважин и замерных установок покрыты щебеночным покрытием слоем 20 см, что предохраняет почву от выдувания. Биологическая рекультивация в зоне скважин, замерных установок, ЦПН, на трассах газопроводов, водопроводов, нефтесборных сетей, линий 6 и 35 кВ, при трассовых резервов дорог предусматривается путем засева рекультивируемой площади пескоукрепительными кустарниками (джузгун, шерикен- гребенщик, саксаул- черный). Посадка производится на глубину 0.35-0.45, расстояние между черенками 1м, между рядами 6 м.

Биологическая рекультивация на откосах дорог, откосах карьеров предусматривается засевом многолетними травами из местных галофитов (изень- прутняк) с нормой высева семян 32 кг/га (в 1.5 раза выше обычной нормы).

Противоэрозионные мероприятия по закреплению перевеиваемых песков предусматривается в два этапа:

закрепление поверхности песков вяжущими материалами (КССБ и т.д.);

последующая посадка пескоукрепительных кустарников, с повторной обработкой вяжущими материалами.

4.10 Контроль за состоянием окружающей среды

Осуществляется станциями по наблюдению за состоянием окружающей среды (СНОС). На 10 стационарных трехкомпонентных станциях обеспечивается наблюдение за атмосферным воздухом по концентрациям загрязняющих веществ в районе наблюдений. Наблюдение на этих станциях проводится по следующим ингредиентам:

концентрация SО2;

концентрация H2S.

Сероводород -высокотоксичный газ. Поскольку сероводород быстро подавляет обоняние, по запаху нельзя надёжно определить его наличие. Сероводород-это бесцветный, горючий газ, который при низких концентрациях имеет запах тухлых яиц. Будучи тяжелее воздуха, он может скапливаться в низких местах. На некоторых нефтяных месторождениях сероводород, в опасных концентрациях, присутствует в сырой нефти Опасность подвергнуться вредному воздействию сероводорода существует при замерах уровня жидкости в резервуарах, устранении утечек, а также при работе по очистке и ремонту сосудов и резервуаров. Сероводород -горючий газ, при горении выделяющий токсичное соединение-диоксид серы. Для обнаружения сероводорода в атмосфере используются различные виды контрольно-измерительной аппаратуры: ручные насосы с газо -анализаторными трубками, портативные электронные детекторы, стационарные и портативные системы оповещения о газовой опасности. Проверка и калибровка контрольно-измерительного оборудования должна проводиться регулярно.

Диоксид серы -бесцветный газ или низкокипящая жидкость с сильным неприятным запахом. Растворим в воде и спиртах.

Если диоксид серы появился в атмосфере рабочих мест, необходимо немедленно эвакуировать людей. Лица, участвующие в устранении источника утечки или определения, на сколько безопасно работать там, должны соблюдать все указания. Диоксид серы не горюч.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Месторождение Тенгиз Республики Казахстан имеет исключительно сложное геолого-физическое строение. Тем не менее, результаты 12-летней опытно-промышленной эксплуатации месторождения и очень большой комплекс исследовательских работ, выполненный СП «ТШО», позволяют наметить в настоящее время пути наиболее эффективного освоения этого одного из крупнейших месторождений мира.

В 1993 году СП «ТШО» добыло 1,3 млн. тонн нефти. Путем увеличения объемов добычи нефти в среднем на 14% ежегодно в 2001 году СП «ТШО» добыло 11,5 млн. тонн нефти, а в 2002 году довело объемы добычи до 12,4 млн. тонн.

Анализ текущего состояния разработки показывает, что фонд добывающих скважин на месторождении составляет 59 скважин. Средний дебит нефти по одной скважине колеблется от 372 до 750,9 т/сут. Все скважины дают продукцию чистой нефти. Основным способом эксплуатации является фонтанный.

В данном проекте были рассмотрены основные требования к системе сбора, транспорта и подготовки нефти и газа до товарной кондиции на месторождении Тенгиз.

СП «ТШО» стремится к увеличению объёмов добычи продукции путём расширения мощностей производства. К 2005 году предполагается запуск завода второго поколения и внедрение проекта закачки сырого газа, что позволит обеспечить увеличение производительности до 16 млн.тонн в год.

В дипломном проекте было предложено мероприятие по замене вертикального гравитационного сепаратора на более усовершенствованный по технологии. Экономический анализ показал, что мероприятие считается эффективным в результате снижения себестоимости на единицу продукции, уменьшения удельных капитальных вложений и получения чистой прибыли в размере 1611,2 млрд. дол. Годовой экономический эффект от внедрения данного мероприятия составит 2891746 дол.

Деятельность СП «ТШО» определяется стратегическими направлениями, позволяющими стать наиболее эффективно работающим и высокорентабельным предприятием мировой нефтяной отрасли.

Охрана окружающей среды и соблюдение правил техники безопасности является принципами работы каждого сотрудника СП «ТШО» и подрядных компаний. Каждый сотрудник считает долгом быть верным задачам охраны здоровья человека и окружающей среды.

Достижение отличных производственных показателей - залог успеха компании. Главным приоритетом является обеспечение безопасности, надежности и эффективности всего коллектива.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Литолого-физическая характеристика каменноугольных отложений Тенгизского месторождения. Стратиграфия и литология подсолевых нефтегазоносных комплексов прикаспийской впадины. Тематический сборник. УДК 551.143:551.735(574) Саратов 1991, стр 56-88.

2. И.Б. Дальян Особенности формирования Каратон-Тенгзского блока в связи с нефтегазоносносностью. Нефть и газ Казахстана. Алматы 1998

3. Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан. Постановление Правительства Республики Казахстана от 18.06.96. №745

4. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М..: Недра, 1986

5. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1983

6. Джиембаева К.И., Лалазарян Н.В. Сбор и подготовка скважинной продукции на нефтяных месторождениях. Алматы, 2000

7. Сыромятников Е.С., Победоносцева Н.Н. Организация, планирование и управление нефтегазодобывающими предприятиями.М.: Недра, 1987

8. Карпеев Ю.С. Безопасность труда в нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производствах. Правила и нормы. - М.: Недра, 1989

9. Панов Г.Е. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1986

10. Оценка уровня загрязнения компонентов окружающей среды токсичными веществами отходов производства и расчёт лимитов их размещения на 2000 г. для СП Тенгизшевройл». Экопроект. Алматы, 1999

АННОТАЦИЯ

В геологической части проекта рассматриваются геологические условия залегания пластов месторождения Тенгиз, характеристика продуктивности месторождения, основные свойства пластов, жидкостей и газов, насыщающих продуктивные горизонты.

В технико-технологической части рассматриваются вопросы сбора и подготовки скважинной продукции месторождения.

В экономической части проекта описывается методика определения экономического эффекта путём внедрения вертикального гравитационного сепаратора, при помощи которого происходит процесс обессоливания и обезвоживания товарной нефти.

В разделе охрана труда рассматриваются вопросы обеспечения условий безопасности труда и соблюдения правил техники безопасности.

В разделе охраны окружающей среды описываются мероприятия по охране недр и окружающей среды.

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРОГРАММА РАСЧЕТА МИНИМАЛЬНОГО ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ ПРЕДЕЛЬНОЙ ОБВОДНЕННОСТИ И ДИАМЕТРОВ ПОДЪЕМНИКА ПРИ ФОНТАННЫХ РЕЖИМАХ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

НАЧАЛО ПРОГРАММЫ

'DEFDBLA-Z:FALSE =0:TRUE= NOT FALSE CONTINUE = TRUE

ESCAPE$=CHR$ (27) GLS :GOSUB 11000:CLS WHILE CONTINUE: CLS

REM НАЧАЛО ВВОДА ДАННЫХ

GOSUB 12000: IF CH$ =ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ G GOSUB 12500: IF CHS=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Ронпл GOSUB 13000: IF CH$=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ ROнд GOSUB 13500: IF CH$=ESCAPE1 THEN 8000 ВВЕСТИ РОв GOSUB 14000: IF CH$=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Рнас GOSUB 14500: IF CH$=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Ру GOSUB 15000: IF CH$=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Ps GOSUB 15500: IF CH$=ESCAFE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Qmax GOSUB 16000: IF CH$=ESCAFE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Qoпт GOSUB 16500: IF CH$=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ R GOSUB 17000: IF CH$=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ L GOSUB 17500: IF CH$AESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Lc

REM КОНЕЦ ВВОДА ДАННЫХ

REM НАЧАЛО ИЗМЕНЕНИЯ ДАННЫХ

CORRECT = FALSE

WHILE NOT CORRECT

LOCATE 23.20 PRINT ВЫ УВЕРЕНЫ В ПРАВИЛЬНОСТИ ДАННЫХ (Y/N)*:

I=CSRLIN:J=POS(0)

LOCATE 1.J COLOR 23 :PRINT?

CORRECT$=""

WHILE CORRECTS:-- ' OR INSTR (УуПпДдНн", CORRECT$) =0

CORRECT$=INPUT${ 1}

WEND

LOCATE 23.20: COLOR 7:PR1NTTAB(80) ОЧИСТКА СООБЩЕНИЯ

CORRECT=( INSTR<""УуДд»' CORRECT$) >0)

Х0= =0

WHILE NOT CORRECT AND XO=O:XO=1

REM НАЧАЛО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИСПРАВЛЯЕМОГО ПОЛЯ LOCATE 23,20: PRINT «КАКОЕ ПОЛЕ БУДЕМ ИСПРАВЛЯТЬ»; I=CSKRL1M : J=POS(0) LOCATE L,J: INPUT, FIELDNO$;

WHILE NOT (INT(VAL(FIELDNO$)) >0 AND INT (VAL (FIELDNO$) < =18) LOCATE LJ:PRINTTAB (80): LOCATE=1 J; INPUT. FIELDNO$ WEND

LOCATE 23 20; PRINT TAB(80): ОЧИСТКА СООБЩЕНИЯ

ON VAL(FIELDNO$)) GOSUB 12000,12500,13000,13500,14000.14500

ON VAL(FIELDNO$)-6)GOSUB 15000, 15500, 16000, 16500, 170000. 17500

IF CH$=ESCAPE$ THEN CORRECT=TRUE НАЖАТА ESC

REM КОНЕЦ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИСПРАВЛЯЕМОГО ПОЛЯ WEND

В ПРОГРАММЕ ПРИНИМАЮТСЯ СЛЕДУЮЩИЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ:

1>ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ РЗ

2>УСТЬЕВОЕ ДАВЛЕНИЕ РУ

3>ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ Рнас

4>ПЛОТНОСТЬ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ РОнпп

5>ПЛОТНОСТЬ ДЕГАЗИРОВАННОЙ НЕФТИ R0нд

6>ПЛОТНОСТЬ ВОДЫ ROB

7>ОБВОДНЁННОСТЬ ПРОДУКЦИИ В

8>ГАЗОВЫЙ ФАКТОР G

9>ДЕБИТ ЖИДКОСТИ НА МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ Qmax

10>ДЕБИТ ЖИДКОСТИ НА ОПТИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ Qoiit

11>ГЛУБИНА СКВАЖИНЫ Lc

11>ВНУТРЕННИЙ ДИАМЕТР НКТ DHKT

13>ПРЕДЕЛЬНАЯОБВОДНЕННОСТЪ Впр

14>ГЛУБИНА СПУСКА НКТ Нспуск

15>ДИАМЕТР ПОДЪЕМНИКА НА ОПТИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ Dопт

16>ДИАМЕТР ПОДЬЕНИКА НА МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ Dmax

17>МИНИМАЛЬНОЕ ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ Pzmin

18>МАКСИМАЛЬНАЯ ГЛУБИНА СПУСКА НКТ Hmах

ДЛЯ ПРОДОЛЖЕНИЯ НАЖМИТЕ ЛЮБУЮ КЛАВИШУ

ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ВЕЛИЧИНЫ ИМЕЮТ СЛЕДУЮЩИЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

1> КОЭФФИЦИЕНТ РАСТВОРИМОСТИ ГАЗА ALFA

2> ЭФФЕКТИВНЫЙ ДЕЙСТВУЮЩИЙ ГАЗОВЫЙ ФАКТОР Gэф

3>СРЕДНЯЯ ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ ROж

4> ЖИДКОСТИ В ИНТЕРВАЛЕ ОТ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ ДО БАШМАКА

НКТ ROж

ПРИ ВВОДЕ ДАННЫХ ОБОЗНАЧЕНИЯ В КВАДРАТНЫХ СКОБКАХ ВВОДЯТСЯ ПО УМОЛЧАНИЮ (Т.Е ПО НАЖАТИЮ КЛАВИШИ ENTER)

ДЛЯ ПРОДОЛЖЕНИЯ НАЖМИТЕ ЛЮБУЮ КЛАВИШУ

1>ВВЕДИТЕ ГАЗОВЫЙ ФАКТОР G (Куб.м/тон) [593] :593

2>ВВЕДИТЕ R0нпл ( кг/куб, м) [624] :624

3>ВВЕДИТЕ Нонд (кг/м:Куб.м) [8 0 5] : 8 0 5

4>ВВЕДИТЕ ПЛОТНОСТЬ ВОДЫ Rob (кг/куб. М) [1000] :1000

5>ВВЕДИТЕ ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ Рнас (МПа) [26,3] :26,3

6>ВВЕДИТЕ УСТЬЕВОЕ ДАВЛЕНИЕ Ру (МПа) [23] :23

7>ВВЕДИТЕ ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ Рз(МПа) [70] :70

8>ВВЕДИТЕ Омах (тон/сух) [561] :561

9>ВВЕДИТЕ Оопт (тон/сут) [370] :370

10>ВВЕДИТЕ ВНУТРЕННИЙ ДИАМЕТР НКТ Dнкт [89] :89

11>ВВЕДИТЕ ОБВОДНЁННОСТЬ ПРОДУКЦИИ в (%) [8,5] :8,5

12>ВВЕДИТЕ ГЛУБИНУ СКВАЖИНЫ LC (м) [4800] :4800

ВЫ УВЕРЕНЫ В ПРАВИЛЬНОСТИ ДАННЫЕ (Y/H) ?

ALFA=

5.9336 (1/МПа) G эф = 40.1323 (куб.м/тон)

Roн = 83-5000 (кг/куб.т)

Roж = 309.0850 (кг/куб. м)

roж = 764.7075 (кг/куб.м)

Впр = 66.9439 (%)

Doпт = 349826 (mm)

Dmax = 23.9287 (mm)

Нспуск = 1883.0475 (m)

Pzmin = 11.4331 (МПа)

БУДЕМ ПРОДОЛЖАТЬ (Y/N) ?

ПРОГРАММА ОПРЕДЕЛЕНИЯ МИНИМАЛЬНОГО ЗАБОЙНОГО

ДАВЛЕНИЯ

Введите данные задачи!

Глубина скважины (м) 4800

Внутренний диаметр НKT (мм) 89

Противодавление на устье (МПа) 1,5

Давление насыщения (МПа) 26.3

Газовый фактор (м3/т) 393

Плотность пластовой нефти ( kг/m3) 710

Плотность дегазированной нефти (кг/м3) 820

Обводненность продукции (%) 0

Плотность пластовой воды (кг/м3 ) 1000

Коэффициент растворимости АLPНА = 8,99Е - 06

Эффективный газовый фактор Gef = % 199,9999923706055

Максимальная длина газожидкостного подъемника Нmах = 4447,79

Минимальное забойное давление Pzmin = 11,22

Размещено на Allbest.ru

...