б_вн

Вт/(м^{2. 0}С)

5,228

6,362

5,228

6,362

5,228

6,362

5,228

6,362

Число Рейнольдса

Re

1064765

1034911

1145497

1174375

Удельная теплоемкость газа

С_р

кДж/(кг^{. 0}С)

3,31

3,23

3,32

3,42

Коэффициент Джоуля-Томсона

Di

⁰С /МПа

3,0

3,1

3,0

3,2

3,1

3,2

2,9

3,1

Средняя температура газа

Т_ср

К

293,2

287,4

294,2

288,0

289,4

284,1

290,9

285,7

Давление газа в конце шлейфа

Р_к

МПа

16,719

16,72

15,922

15,924

15,51

15,512

17,205

17,207

Среднее значение давления в шлейфе

Р_ср

МПа

16,76

16,76

15,96

15,96

15,55

15,56

17,25

17,25

Температура газа в конце шлейфа

Т_к

К

281,2

274,2

281,0

273,8

280,3

273,6

281,4

274,7

Рисунок 3.12 - Распределение давления, температуры и температуры гидратообразования по длине шлейфа скважины №27

Рисунок 3.13 - Распределение давления, температуры и температуры гидратообразования по длине шлейфа скважины №28



Рисунок 3.14 - Распределение давления, температуры и температуры гидратообразования по длине шлейфа скважины №29

По результатам построенных графиков можно сделать вывод, что гидраты в шлейфах скважин образуются и закачка ингибитора гидратообразования необходима. Из-за отсутствия на УКПГ установки регенерации метанола, рекомендуется установить по одному путевому подогревателю ППГ-10 на каждый шлейф скважины. Производительность данного путевого подогревателя 10 тыс.м³/час, температура на выходе 72єС.

3.5 Расчет расхода метанола для предотвращения гидратообразования в шлейфах скважин

Для предотвращения гидратообразования на газоконденсатном месторождении Усть-Томи применяется метанол, как самый дешевый и доступный из ингибиторов гидратообразования. Подача метанола производится как на устье скважины (при условии устьевой температуры газа выше равновесной температуры гидратообразования), так и в ствол скважины (при температурах газа способствующих гидратообразованию в стволе скважины). Метанол подается, по индивидуальным метанолопроводам, дозировочными насосами типа НД 100/250, расположенными в помещении насосной на территории УКПГ.

Расчет расхода метанола в шлейфах скважин производится при известных параметрах, таблица 3.14:

- компонентный состав газа,

- суточный объем газа Q, тыс.м³/сут,

- начальное и конечное давление в газопроводе Р_н и Р_к, МПа;

- начальная и конечная температура Т_н и Т_к, К.

Таблица 3.14 Исходные данные для расчета расхода метанола

Наименование	Обозначение	Единицы измерений	Скважина
			26	27	28	29
			лето	зима	лето	зима	лето	зима	лето	зима
Давление в начале газопровода	Pн	МПа	16,8	16,0	15,6	17,3
Давление в конце газопровода	Pк	МПа	16,72	15,924	15,512	17,207
Среднее давление	Рср.	МПа	16,76	15,96	15,56	17,25
Температура начальная	Tн	К	316	320,5	306,1	307,3
Температура конечная	Tк	К	281,2	274,2	281	273,8	280,3	273,6	281,4	274,7
Относительная плотность газа по воздуху	с	кг/м3	0,6
Плотность газа (при Т = 273 К и давлении 0,10132МПа)	сг	кг/м3	0,72
Конденсатный фактор	Gк	кг/1000м3	69	75	69	67
Суточный объём газа	Q	тыс.м3	130	124	133	142
Концентрация свежего (вводимого) метанола	С1	%	96

Порядок расчета.

Определяем приведенную плотность смеси по уравнению.

, (3.45)

Далее по уравнению (3.46) находим значение равновесной температуры гидратообразования.

, К (3.46)

Рассчитываем значение снижения температуры гидратообразования.

, К (3.47)

где - температура газа на входе в УКПГ

Определяют массовую концентрацию метанола в отработанном растворе (X₂), обеспечивающую снижение температуры гидратообразования на, К:

, (3.48)

где X₂ - массовая доля ингибитора в отработанном растворе;

М - молекулярная масса ингибитора, М = 32;

К - коэффициент зависящий от типа раствора, для метанола К=1220.

Определяем количество воды в жидкой фазе.

Для этого вначале определим расчетным способом влагосодержание на устье и на входе в УКПГ:

, (3.49)

, (3.50)

где W₁, W₂ - влагосодержание газа на устье и на входе в УКПГ соответственно, кг/1000м³;

А - влагоемкость идеального газа при атмосферном давлении, г/м³,

В - коэффициент, показывающий разницу влагосодержания реального и идеального газов, г/м³ .

Определяем количество раствора метанола, необходимого для насыщения жидкой фазы, по уравнению (3.51):

(3.51)

где X₁ и Х₂ - массовая доля ингибитора в исходном и отработанном растворах;

W - количество воды в жидкой фазе на расчетной точке, кг/1000 м³.

Определяем количество раствора метанола, необходимого для насыщения газовой фазы, на входе в УКПГ:

, (3.52)

где а - отношение содержания ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, и концентрации метанола в отработанном водном растворе.

Определяем количество раствора метанола, необходимого для насыщения конденсата:

, (3.53)

месторождение газ скважина гидратообразование

где G_к - конденсатный фактор, кг/1000м³;

С_к - растворимость метанола в конденсате, %.

По формуле (3.54) рассчитываем общий расход метанола:

, (3.54)

В соответствии с параметрами газопроводов-шлейфов (давлением и температурой на устье скважины, дебитом скважины, а также давлением и температурой в конце шлейфа) был произведен расчет расхода метанола с использованием выше приведенных формул и электронных расчетных таблиц Excel.

Результаты расчета представлены в таблице 3.15.

Таблица 3.15 Результаты расчета расхода метанола для предотвращения гидратообразования в шлейфах скважин

Наименование	Обозначение	Единицы измерений	Скважина
			26	27	28	29
			лето	зима	лето	зима	лето	зима	лето	зима
Влагосодержание газа ( в начале участка)	W1	кг/1000м3	0,3418	0,8499	0,4399	0,4411
Влагосодержание газа ( в конце участка)	W2	кг/1000м3	0,0941	0,1526	0,0755	0,1107
Равновесная температура гидратообразования	Т	К	293,63	293,263	293,069	293,848
Величина снижения равновесной температуры	?T	К	12,43	19,43	12,26	19,46	12,77	19,47	12,45	19,15
Концентрация метанола в конце участка	С2	%	23,47	32,31	23,23	32,35	23,95	32,353	23,5	31,99
Кол-во метанола, необходимое для насыщения жидкой фазы	gж	кг/1000м3	0,08	0,126	0,223	0,354	0,121	0,185	0,107	0,165
Кол-во метанола, необходимое для насыщения газообразной среды	gг	кг/1000м3	0,422	0,582	0,465	0,647	0,426	0,576	0,428	0,582
Растворимость метанола в конденсате	Ск	%	0,261	0,387	0,258	0,3875	0,267	0,3876	0,261	0,382
Кол-во метанола, необходимое для насыщения конденсата	gк	кг/1000м3	0,18	0,267	0,19	0,29	0,184	0,267	0,175	0,256
Общий расход метанола	G	кг/1000м3	0,68	0,974	0,88	1,29	0,73	1,03	0,7	1,004
Суточный расход метанола	Gсут.	кг	88,74	126,65	109,18	160,2	97,35	136,8	100,8	142,5

4. Экономическое обоснование внедрения путевых подогревателей газа в НГДУ "Катанглинефтегаз"

4.1 Краткая характеристика организационной структуры предприятия

С 1996 г. разработка и эксплуатация газоконденсатного месторождения Усть-Томи производится нефтегазодобывающим управлением (НГДУ) "Катанглинефтегаз", которое является производственной организацией (единицей) ОАО "Роснефть-Сахалинморнефтегаз".

В состав НГДУ входят следующие основные производственные единицы:

- цеха добычи нефти (ЦДН), расположенные на нефтяных и нефтегазовых месторождениях Ногликского района;

- газодобывающее управление (ГДУ), в составе которого газовые промыслы Ногликского района.

Предметом деятельности НГДУ является:

1) разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений;

2) добыча нефти, газа и углеводородного конденсата;

3) промысловая переработка скважинной продукции.

На производственную и хозяйственную деятельность НГДУ большое влияние оказывают производственная и организационная структура ОАО "Роснефть-Сахалинморнефтегаз", включающая как подрядные организации, занимающиеся капитальным ремонтом и строительством на объектах нефтегазодобычи, специализированные подразделения (геофизические лаборатории, лаборатории ЭХЗ, наладочные группы и т.д.), так и организации материально-технического обеспечения.

Органиграмма нефтегазодобывающего объединения представлена на рисунке 4.1.



Рисунок 4.1 Органиграмма ОАО "Роснефть- Сахалинморнефтегаз

4.2 Анализ издержек производства добычи газа месторождения Усть-Томи в период 98-99 гг.

Себестоимость продукции (работ и услуг) представляет собой стоимостную оценку использованных в процессе производства продукции природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии, основных фондов и трудовых ресурсов.

В себестоимость включаются:

затраты непосредственно связанные с производством продукции, обусловленные технологией и организацией производства;

затраты связанные с использованием природного сырья (плата за воду);

затраты на рекультивацию земель;

на подготовку и освоение производства, в т.ч. затраты по подготовительным работам в добывающих отраслях;

затраты некапитального характера, связанные с совершенствованием технологии, улучшением качества продукции и повышением ее надежности;

на обслуживание производственного процесса (по обеспечению производства сырьем, материалами, топливом и др. средствами и предметами труда), а так же затраты по поддержанию основных производственных фондов в рабочем состоянии;

затраты по обеспечению нормальных условий труда и техники безопасности;

затраты на природоохранные мероприятия;

затраты, связанные с управлением производством;

содержание административно управленческого аппарата, включая транспортные расходы и расходы по командировкам, оплата аудиторских услуг и представительских расходов, связанных с коммерческой деятельностью;

на подготовку и переподготовку кадров;

отчисления на все виды социального страхования;

на сбыт продукции;

на воспроизводство основных производственных фондов (амортизация ОФ);

прочие.

Затраты, образующие себестоимость продукции группируются по элементам в соответствии с их экономическим содержанием.

Материальные затраты.

а) приобретенные со стороны материалы, которые входят в состав вырабатываемой продукции;

б) покупные материалы, используемые в технологическом процессе производства для обеспечения нормального технологического процесса;

в) покупные комплектующие изделия и полуфабрикаты, подвергающиеся дальнейшему монтажу или дальнейшей обработке.

г) природное сырье (отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы) - 23% объема годовой добычи. На рекультивацию земель, плата за воду;

д) приобретаемые со стороны топлива всех видов, расходуемые на технологические цели, а так же на отопление зданий.

Стоимость материальных ресурсов учитывается из цены их приобретения (без НДС) наценок и комиссионных вознаграждений.

Затраты на оплату труда.

Отражаются затраты на основной производственный персонал предприятия, включая премии рабочим и служащим за производственные результаты.

Отчисления на социальные нужды (от годового фонда оплаты труда).

на соц. страх - 5,4%;

в пенсионный фонд - 28%;

в гос. фонд занятости -1,5%;

обязательное медицинское страхование 3,6%;

отчисления на образование -1%.

Амортизация ОФ.

Здесь отражается сумма амортизационных отчислений на полное восстановление основных производственных фондов, исчисленное из балансовой стоимости ОФ, включая и ускоренную амортизацию их активной части.

Прочие затраты

налоги;

сборы;

затраты на командировки;

на организованный набор работников;

оплата услуг связи.

Структура себестоимости по элементам затрат колеблется в зависимости от характера производства и условия деятельности предприятия. Для определения себестоимости единицы основных видов продукции затраты формируются по статьям калькуляции, калькуляция указывает на каком участке производства понесены те или иные затраты, таблица 4.1.

Таблица 4.1 Калькуляция себестоимости добычи газа по месторождению Усть-Томи

Показатели	Годы
	1998	1999
Себестоимость товарной продукции, тыс.руб.	27460,2	26386,1
Себестоимость 1000 м3 газа, руб.	128,11	140,32
Товарная добыча газа, тыс.м3.	214348,7	188043,5
Расходы на оплату труда производственных рабочих,тыс.руб.	792,43	712,3
Отчисления на соц. нужды, тыс.руб.	310,42	264,2
Амортизация скважин, тыс.руб.	5062,07	4725,7
Расходы по сбору и транспортировке газа, тыс.руб.	8215,12	7067,0
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, тыс.руб.	4590,2	4070,9
Плата за недра, тыс.руб	5621,4	4693,3
Цеховые расходы, тыс.руб.	2205,1	1930,8
Общепромысловые расходы, тыс.руб.	4201,3	3924,6
Прочие производственные расходы, тыс.руб.	33,8	28,3

Как видно из таблицы 4.1 себестоимость товарного газа в 1999 г. Увеличилась на 12,21 руб., это связано с уменьшением добычи природного газа на 26305,2 тыс.м³.

Амортизация скважин в 1999 г. уменьшилась в связи с выводом из эксплуатации скважины №25.

В целом по месторождению в 1999 г. произошло уменьшение основных статей калькуляции, главной причиной этого является уменьшение товарной добычи газа.

4.3 Экономический эффект от внедрения путевых подогревателей газа (ППГ)

Исходные данные для проведения расчета приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Исходные данные для проведения расчета

Наименование	Значение
Стоимость: ППГ Охинского механического завода, в том числе доставка и монтаж, тыс.руб.	317,0
Топливный газ - 1000 м3, руб - 1138,8 тыс.м3/год, руб.	18,5 21067,8
Норма амортизации ППГ, %	8,3
Необходимое количество метанола для разгидрачивания шлейфов 4х скважин, кг/сутки за 1 год составит, т. Стоимость метанола за 1 тонну, тыс.руб. за 1 год составит, тыс.руб.	227 82,86 24 1988,64
Транспортные расходы на доставку метанола, тыс. руб./год	42,114

Экономический эффект сравнения двух вариантов рассчитан по формуле:

Э = З_м - З_ппг, (4.1)

где З_м - затраты на использование метанола;

З_ппг - затраты на установку и использование ППГ.

В данном случае в состав затрат не включены - заработная плата обслуживающего персонала, т.к. это входит в обязанности операторов по добычи нефти и газа.

Определение стоимостной оценки затрат при использовании метанола:

З_м = С_м + Т_р, (4.2)

где С_м - стоимость метанола;

Т_р - транспортные расходы на доставку метанола.

Стоимость метанола определяем:

С_м = Q_м • С_{м(за 1 тонну)}, (4.3)

где Q_м - количество метанола, т/год;

С_{м(за 1 тонну)} - стоимость 1 тонны метанола, тыс.руб.

Определение стоимостной оценки затрат на внедрение путевых подогревателей, для безгидратного режима работы необходимо установить 4 ППГ.

З_ппг = С_ппг + С_т.г. + А, (4.4)

где С_ппг - стоимость одного ППГ с учетом доставки и монтажа, тыс.руб;

С_т.г - стоимость топливного газа, тыс.руб/год;

А- амортизация ППГ, тыс.руб/год.

Стоимость ППГ определяем:

С_ппг = С_ппг1•N_ппг, (4.5)

где С_ппг1 - стоимость одного ППГ, тыс.руб;

N_ппг - количество ППГ, штук.

Стоимость топливного газа находим по формуле:

С_т..г. = Q_т.г. • N_ппг • С_{т.г.(за 1 тыс.м}³₎, (4.6)

где Q_т.г. - количество топливного газа;

С_{т.г.(за 1 тыс.м}³₎ - стоимость топливного газа за 1тыс.м³, руб/тыс.м³.

Амортизацию ППГ находим как:

A = (С_ппг1 • N_A)/100 % (4.7)

Используя вышеприведенные формулы проведем расчет экономического эффекта от внедрения ППГ в следующей последовательности:

1) Стоимость метанола определяем по формуле (4.3):

С_м = 82,86 т/год · 24000 руб/т=1988,64 тыс.руб.

2) Стоимостная оценка затрат при использовании метанола определяется по формуле(4.2):

З_м=1988,64 тыс.руб.+42,113 тыс.руб.=2030,75 тыс.руб / год.

3) Стоимость ППГ определяем по формуле (4.5):

С_ппг=317 тыс.руб. · 4 штук = 1268 тыс.руб.

4) Стоимость топливного газа находим по формуле (4.6):

С_т.г=(3120 м³/сут. · 4 штук)•18,5 руб./1000м³ • 365 = 84,3 тыс.руб/год

5) Амортизацию ППГ находим по формуле (4.7):

А = (317 тыс.руб · 8,3) / 100% = 26,311 тыс.руб./год

6) Стоимостная оценка затрат на внедрение путевых подогревателей находится по формуле (4.4):

З_ппг = 1268 тыс.руб +84,3 тыс.руб./год +26,311 тыс.руб./год = 1378,611 тыс.руб.

7) Экономический эффект сравнения двух вариантов рассчитан по формуле (4.1):

Э = 2030,75 тыс.руб/год - 1378,611 тыс.руб/год=652,139 тыс.руб/год

Сравнение по вариантам оценки стоимостных затрат показало, что применение ППГ экономически выгоднее на 652,139 тыс.руб/год, чем использование метанола. Необходимо отметить, что метанол - очень дорогой химреагент для газопромыслов Сахалина. Во-первых, поставки этого ингибитора гидратообразования производятся с Ангарского НПЗ; во-вторых, в существующей технологической схеме подготовки газа метанол теряется безвозвратно. Чтобы свести потери метанола к минимуму, необходимо включить в технологический процесс установку регенерации метанола. Стоимость импортной установки регенерации 250 тыс. долл. США, что намного дороже, чем монтаж, установка и обслуживание путевых подогревателей газа.

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности добычи нефти и газа в НГДУ "Катанглинефтегаз"

При разработке нефтяных и газовых месторождений на людей, экологическую систему и инженерно-технический комплекс предприятия негативное действие оказывают следующие факторы:

физические факторы (ударные волны и осколочные поля, тепловые и световые излучения, электрический ток, электрические и магнитные поля, движущиеся машины, механизмы и части оборудования, виброакустические факторы - шум, вибрация, ионизирующие излучения и т.д.);

химические факторы (действие вредных веществ, распространившихся в воздухе, водной среде или на поверхности земли, рабочих площадок и помещений);

психофизиологические факторы (физические и нервно-психические перегрузки человеческого организма).

Возможные источники поражения электротоком: приводные двигатели станков-качалок, дизель - генераторы, линии электропередач (ЛЭП), трансформаторы, ТЭНы (трубчатые электронагреватели). Кусты скважин оборудованных УЭЦН, содержат оборудование, находящееся под напряжением (линии электропередач, кабели, трансформаторы, станции управления), что создает опасность повреждения электрическим током.

Физические и нервно-психические перегрузки человеческого организма, напряжения отдельных органов, нерациональная рабочая поза, неблагоприятные условия труда. Источниками шума и вибрации в НГДУ являются: грязевые насосы (до 96 дБ); буровая лебедка (до 96 дБ); вибросита, двигатели внутреннего сгорания, электродвигатели (до 100 дБ); компрессоры, оборудование систем ППД (до 115 дБ); элементы вентиляционных установок, трубопроводы для перекачки нефти и газа при открытом истечении (более 120 дБ).

Кроме антропогенных, действуют еще и естественные негативные факторы: геологически-, метеорологически-, гидрологически-опасные явления, ландшафтные пожары, инфекционные заболевания и т.д.

Метеорологические условия оказывают большое влияние на здоровье, самочувствие и работоспособность человека. Учитывая, что основной комплекс работ по обслуживанию и ремонту технологического оборудования выполняется непосредственно на открытом воздухе, немаловажно отметить метеорологические условия Ногликского района. Основным источником опасности, связанной с добычей нефти на данном предприятии, являются: сосуды, работающие под давлением; содержащиеся в атмосфере пары углеводородов, сероводорода, токсических веществ, а также окиси углерода; токсические химреагенты для различных видов работ, вращающиеся детали различных механизмов; электроустановки, находящиеся под высоким напряжением; возгорания, взрывы и пожары оборудования, газов.

Обеспечение безопасности жизнедеятельности в техносфере на территории НГДУ " Катанглинефтегаз " осуществляется по следующим направлениям:

разработка и внедрение мероприятий, обеспечивающих безопасность труда;

обеспечение надежной защиты работников и инженерно-технического комплекса предприятия в ЧС;

проведение комплекса мероприятий по обеспечению экологической безопасности в районе деятельности хозяйственного объекта.

Решением задач по вышеперечисленным направлениям в НГДУ "Катанглинефтегаз" занимается отдел охраны труда и промышленной безопасности, отдел охраны природы и окружающей среды и отдел по делам гражданской обороны и чрезвычайным ситуациям.

Отдел охраны труда и промышленной безопасности осуществляет свою деятельность во взаимодействии с другими службами предприятия, уполномоченными лицами по охране труда профессиональных союзов, а также с органами государственного управления охраной труда, надзора и контроля за охраной труда. Кроме этого, за деятельностью НГДУ ведут постоянный надзор службы, не относящиеся к предприятию: районные экологические службы, пожарный надзор, Горгостехнадзор, санэпидстанция и др.

Планирование действий по предупреждению и ликвидации последствий ЧС осуществляет отдел по делам гражданской обороны и чрезвычайных ситуаций НГДУ "Катанглинефтегаз".

Для того чтобы сделать вывод о безопасности и экологичности дипломного проекта ниже будет проведена оценка достигнутого уровня безопасности в НГДУ "Катанглинефтегаз" с учетом специфики дипломного проекта.

5.2 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению безопасности труда на предприятии "Катанглинефтегаз"

Отдел охраны труда и промышленной безопасности на предприятии "Катанглинефтегаз" проводит организационные и инженерно-технические мероприятия, обеспечивающие производственную безопасность. Основными из них являются:

1) обеспечение пожаро- и взрывобезопасности.

Наиболее опасными объектами возникновения взрывов и пожаров являются: площадки сепарации нефти, площадки сепарации газа, площадки насосного парка, колодца на территории УСН, групповые замерные установки газа, помещения нефтенасосных. Все эти объекты относятся к категории производств группы А, по классу взрыво - и пожароопасности (ПЭУ) - В - 1г по категории и группе взрывоопасной смеси - 2 ТЗ по ГОСТу 12.1.011-78.

Все работы, которые проводятся на действующих нефтяных и газовых объектах, условно подразделяются на огневые и газоопасные.

Огневыми работами считаются сварочные работы, газовая резка и связанные с ними операции, производимые во взрывоопасных помещениях или непосредственно на газовых коммуникациях, а также на промысловом коллекторе.

В целях обеспечения пожарной безопасности в НГДУ "Катанглинефтегаз" предусмотрены противопожарные мероприятия. Ниже приведены основные.

Согласно НПБ110-99 "Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией", ВНТП01/87/04-84 проектируемая технологическая площадка оборудуется средствами пожарной сигнализации. Приемно-контрольный прибор в искробезопасном исполнении "Яхонт И" установлен в помещении операторной с круглосуточным дежурством. В помещении нефтенасосной, с категорией А по взрыво-пожарной опасности предусмотрена установка пожарных извещателей во взрывозащищенном исполнении ИП101 "Гарант". Ручные взрывозащищенные пожарные извещатели ИП535 "Гарант" устанавливаются по периметру обваловки резервуаров, на площадке узла учета газа, снаружи зданий нефтенасосной и групповой замерной установки на высоте 1,5 м. Прибор пожарной сигнализации "Яхонт И" является потребителем электроэнергии I категории. Для подачи сигнала тревоги и оповещения персонала о пожаре на наружной стене операторной устанавливается сигнальное устройство с сиреной.

На канализационных сетях промстоков во избежание прохода огня устроены гидравлические затворы. Все объекты зданий и сооружений предусмотрены не ниже II степени огнестойкости. С учетом отдаленности района строительства в проекте зданий и сооружений применены стальные конструкции рам с заполнением стен алюминиевыми панелями.

Наружные ограждающие конструкции зданий с производствами категории А (нефтенасосная) предусмотрены легко сбрасывающимися при воздействии взрывной волны. Площадь легко сбрасываемых конструкций принята не менее 0,05 м² на 1 м³ взрывоопасного помещения.

При необходимости сообщения между помещениями категории А и Д предусмотрено устройство тамбуров-шлюзов с подпором воздуха и ограждающими конструкциями с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Проемы в камерах-шлюзах заполняются противопожарными дверями с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. В пристроенных к взрывоопасным помещениям - электрощитовых, операторных и других помещениях, где установлено электрооборудование обычного исполнения, полы, подняты на 0,5 м выше, чем в смежных взрывоопасных помещениях, а окна и двери этих помещений расположены на расстоянии 10 м от окон и дверей взрывоопасных помещений.

Так же на проектируемой площадке запроектированы системы противопожарного водоснабжения и пенного пожаротушения резервуаров с нефтепродуктами емкостью 1000 и 400 м³. Подача воды на охлаждение и тушение пожара предусматривается из 2-х противопожарных резервуаров емкостью по 700 м³ каждый. Заполнение резервуаров предусматривается от существующей артскважины по пожарным рукавам. Время восстановления противопожарного запаса воды в резервуарах (после пожара) не должно превышать 96 часов.

Пожаротушение промысловых резервуаров осуществляется пеной средней кратности на основе пенообразователя ПО-1. Тушение пожара предусматривается передвижной пожарной техникой. При этом резервуар емкостью 1000 м³ оборудуется стационарно установленными генераторами пены и сухим трубопроводом, выведенным за обвалование. Расчетное время тушения пожара составляет 15 минут, охлаждение резервуаров - 6 часов.

Расход пенораствора на тушение пожара составляет 12 л/с, в том числе: расход пенообразователя - 0,72 л/с, воды - 11,28 л/с.

Трехкратный запас пенообразователя в объеме 2 м³ хранится на складе хранения мотопомп и пожарного инвентаря.

Трубопроводы водопровода и пенораствора предусматриваются из стальных электросварных труб по ГОСТ 10704-91. Трубы, проложенные в земле, изолируются весьма усиленной битумно-резиновой изоляцией по ГОСТ 9.602-89. Трубопровод пенораствора прокладывается надземно на опорах. Расчетные расходы воды определены на основании норм водопотребления, в соответствии с нормативными документами.

Производственные и подсобные помещения установки, сооружения и склады обеспечены первичными средствами пожаротушения и пожарным инвентарем в соответствии с действующими нормами.

Первичные средства пожаротушения и пожарный инвентарь размещаются на отведенных для них местах в требуемом количестве и с обеспечением правил их хранения.

В производственных помещениях, складах в качестве средств пожаротушения рекомендуется применять пар, воду, углекислый газ, песок, химпорошок в соответствии с технологическими требованиями и технико-экономическим обоснованием.

Курение разрешается в специально отведенных и оборудованных местах. Использованный обтирочный материал необходимо складывать в металлические ящики с крышкой, установленные вне помещения, и периодически удалять из них использованный обтирочный материал.

Для контроля за состоянием воздушной среды в производственных и складских помещениях устанавливаются автоматические газоанализаторы.

Для обслуживания электроустановок применяют следующие электроизолирующие средства: диэлектрические перчатки, оперативные штанги, изолирующие и измерительные клещи, инструмент с изолирующими рукоятками и указатели напряжения; дополнительно применяются: диэлектрические галоши (боты), резиновые коврики, дорожки и изолирующие подставки.

При работе на высоте применяют предохранительные пояса и страховочные канаты, монтерские когти. Для защиты от световых, тепловых, механических и химических воздействий используют защитные очки, рукавицы, каски, противогазы.

2) защита от поражения электрическим током и статическим электричеством.

Для того чтобы исключить возможность поражения электрическим током, применяются различные технические способы и средства защиты:

технологическое оборудование и трубопроводы для предотвращения опасностей, связанных с искровыми разрядами статического электричества, заземлены. Максимальное сопротивление контура заземления от статического электричества не превышает 100 Ом;

для ослабления генерирования зарядов статического электричества применяют диэлектрические материалы;

для предотвращения образования и накопления статического электричества от падающей струи трубы для заполнения резервуаров и емкостей спущены почти до дна, под уровень имеющейся жидкости.

Предусмотрена защита технологических установок производственных зданий и сооружений от электрической и электромагнитной индукции.

От прямых ударов молний сооружения защищены специально установленными громоотводами.

В качестве заземлителей для защиты от прямых ударов молний следует по возможности использовать фундаменты этих установок и искусственные заземлители. К этим заземлителям присоединены корпуса наружных установок через каждые 50 м по периметру основания установок, число присоединений - не менее двух.

В НГДУ используется устройство контуров заземления для РУ-0,4 кВ, газопоршневой электростанции (ГПЭА), трансформаторной подстанции (ТП - 35/0,4 кВ) с сопротивлением заземляющего устройства не более 4 Ом, эстакады для прокладки кабелей и технологических сооружений с сопротивлением заземляющего устройства не более 10 Ом. Отдельно выполняются контуры заземления для щитов КИПиА с сопротивлением заземляющего устройства не более 10 Ом.

В качестве заземлителей приняты одностержневые вертикальные электроды диаметром 12 мм длиной 5 м.

Верхний конец заземлителей заглублен на 0,6-0,7 м от поверхности земли. Заземлители соединяются между собой.

Для защиты людей от поражения электрическим током применяется зануление. Занулены следующие части электроустановок: корпуса светильников; каркасы ящиков управления; корпуса ящиков протяжных и ответвительных коробок; стальные трубы электропроводки и металлоконструкции, связанные с установкой электрооборудования.

В качестве нулевых защитных проводников используются нулевые жилы питающих кабелей и стальные трубы электропроводок.

Для уменьшения опасности поражения электрическим током при использовании ручного электроинструмента, переносных светильников и ламп применяется пониженное напряжение 12 или 36 (42) В. Источниками малого напряжения служат аккумуляторы или понижающие трансформаторы.

Температура наружных поверхностей оборудования и кожухов теплоизоляционных покрытий не превышает температуры самовоспламенения наиболее взрывопожароопасного продукта и в местах, доступных для персонала, исключена возможность ожогов.

3) обеспечение комфортных условий труда (вентиляция, отопление, кондиционирование и освещение).

На каждого работающего предусмотрен объем производственных помещений не менее 15 м³, а площадь не менее 4,5 м², высота производственных помещений не менее 3,2 м. Полы в помещениях ровные и нескользкие.

Оборудование и площади санитарно - бытовых помещений (гардеробные, умывальные, помещения для сушки спецодежды, туалеты, помещения для отдыха и приема пищи) соответствуют санитарным нормам. Помещения бытового назначения оборудованы водопроводом, канализацией, электрическим освещением, вентиляцией, отоплением.

Все производственные помещения категории А оборудованы приточно-вытяжными вентиляционными установками, а также системами аварийной вентиляции, предусмотрена естественная вентиляция.

Общеобменная приточно-вытяжная вентиляция предусмотрена для создания воздухообмена внутри производственных помещений во время ведения технологического процесса. Забор воздуха вентиляционными установками производится через воздухозаборную камеру.

На случай массового выделения в технологических цехах паров и газов, способных образовывать взрывоопасные концентрации в смеси с воздухом, предусмотрена аварийная вентиляция.

На рабочих местах установлена достаточная освещенность, равномерное распределение яркости, отсутствие резких теней, постоянство освещенности во времени.

Работники газодобывающих предприятий снабжаются спецодеждой и спецобувью общего назначения: костюм (комбинезон) хлопчатобумажный, плащ непромокаемый, сапоги (ботинки) кирзовые или резиновые, рукавицы брезентовые, костюм утепленный для метеоусловий - со сроками носки в месяцах.

Кроме спецодежды и спецобуви общего назначения работникам для выполнения определенных видов работ выдаются дополнительно: защитные очки различных типов, защитные щитки и маски для одновременной защиты глаз и лица, средства защиты органов дыхания (респираторы, противогазы), средства защиты органов слуха (вкладыши, наушники, шлемы), предохранительные пояса ВР и ВМ, защитные каски, электрозащитные средства (диэлектрические перчатки, галоши, боты), защитные пасты и мази.

При монтаже и эксплуатации приборов с радиоактивными изотопами необходимо руководствоваться "Санитарными правилами работы с радиоактивными веществами с источниками ионизирующих излучений". Комплекс вышеуказанных мероприятий дает возможность вести безопасную производственную деятельность на предприятии.

В 2003 году в НГДУ отсутствовали пожары аварии и несчастные случаи. В целом же по НГДУ уровень производственной безопасности технологических систем и проводимых мероприятий остается высоким, что свидетельствует об эффективности проведения организационно-технических мероприятий по обеспечению безопасности труда. Увеличение подачи метанола на устья скважин и в промысловые газопроводы месторождения Усть-Томи понизит уровень безопасности, но в допустимых пределах.

5.3 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях

Отдел по делам ГО и ЧС НГДУ "Катанглинефтегаз" обеспечивает безопасность в ЧС, поэтапно решая следующие задачи:

выявление потенциальных видов ЧС и оценка риска их возникновения;

прогнозирование последствий ЧС;

выбор, обоснование и реализация комплекса организационных и инженерно-технических мероприятий по предотвращению и снижению ущерба от ЧС.

На предприятии могут возникнуть ЧС различного характера: природного, техногенного, военно-политического.

ЧС природного характера характеризуются опасностями, возникшими в результате природных катаклизмов:

сильные периодические паводки и подтопление производственных территорий;

землетрясения свыше 5 баллов;

сильные морозы, метели и снежные заносы;

катастрофические движения воздуха и др.

Чрезвычайные ситуации техногенного характера:

крупномасштабные пожары;

сильные взрывы природного газа;

крупные автотранспортные аварии;

деформация и разрушение конструкций наземных сооружений;

утечки токсичных веществ и др.

Чрезвычайные ситуации военно-политического характера:

аварии в результате военно-политических конфликтов;

аварии в результате террористических актов и др.

Отдел ГО и ЧС выявляет потенциальные виды ЧС, проводит комплекс профилактических мероприятий, обеспечивает защиту рабочих и служащих в ЧС, обеспечивает защиту инженерно - технического комплекса, проводит подготовку к проведению аварийно-спасательных и других неотложных работ при ликвидации последствий ЧС.

В НГДУ "Катанглинефтегаз" имеются следующие документы по планированию действий рабочего персонала при возникновении ЧС:

план работы комиссии по чрезвычайным ситуациям и план работы отдела по делам ГО и ЧС;

план действий по предупреждению и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций природного и производственного характера;

план гражданской обороны;

комплект документов планирования и учета обучения работников объекта по вопросам ГО и ЧС;

приказ председателя комиссии по ЧС (руководителя предприятия) о финансовом и материальном обеспечении мероприятий, заложенных в планах.

При организации защиты рабочего персонала в ЧС используют три способа: эвакуация, укрытие в убежищах и применение средств индивидуальной защиты. В планах действий по предупреждению и ликвидации последствий ЧС эти способы защиты используют как в отдельности, так и в различных сочетаниях в зависимости от конкретных условий. В зависимости от наличия достоверных данных о вероятности и характере ЧС (выброс вредных веществ, сильный взрыв, затопление, пожар и т.д.) запланированы два варианта эвакуации: заблаговременная и экстренная. Заблаговременная (упреждающая) эвакуация проводится при получении достоверных данных о высокой вероятности ЧС. Основанием для ее проведения являются: прогноз возникновения незапланированной аварии на потенциально опасных хозяйственных объектах, стихийного бедствия или военного конфликта. Прогноз выдается на период от нескольких суток до нескольких десятков минут до возникновения ЧС. Экстренная эвакуация происходит в случае внезапного возникновения ЧС.

Для коллективной защиты людей в ЧС на территории предприятия построены специально спроектированные и оборудованные защитные инженерные сооружения (убежища и укрытия).

Убежища имеются в зонах возможных сильных разрушений, в местах возможной загазованности воздуха продуктами горения, в зонах возможного опасного химического заражения и в зонах возможного катастрофического затопления.

В планах действий при возникновении ЧС на предприятии на путях эвакуации, в конечных пунктах эвакуации и других случаях построены простейшие укрытия на время 12-24 часа.

В качестве средств индивидуальной защиты используют: средства защиты органов дыхания, средства защиты кожи, медицинские средства.

В настоящее время соответствующие службы подразделений НГДУ располагают названными средствами защиты, и в случае необходимости они могут быть своевременно выданы работникам предприятия.

Комплекс мероприятий по предотвращению возникновения ЧС и снижению ущерба от них, осуществленный в НГДУ "Катанглинефтегаз", содержит:

контроль и прогнозирование опасных природных явлений и негативных последствий хозяйственной деятельности людей;

оповещение населения, работников и органов управления предприятия об опасности возникновения ЧС;

планирование действий по предупреждению ЧС и ликвидации их последствий;

обучение населения к действиям в ЧС;

накопление и поддержание в готовности индивидуальных и коллективных средств защиты.

Все виды перечисленных профилактических мероприятий обеспечивают более надежную защиту населения и территории.

В течение всего времени в НГДУ проводятся мероприятия, направленные на предупреждение производственных аварий и уменьшение ущерба от них. Предупреждение и ликвидация чрезвычайных ситуаций осуществляются в соответствии с нормативно-правовыми актами в области гражданской обороны, предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций.

Большое внимание уделяется вопросам подготовки и обучения персонала управления, согласно программ и рекомендуемой тематике, утвержденной МЧС. Цель обучения состоит в том, чтобы научить работников управления правильным действиям в условиях приближенным к аварийным ситуациям.

В целом же по НГДУ "Катанглинефтегаз" уровень безопасности остается высоким, что свидетельствует об эффективности проводимых организационно-технических мероприятий по обеспечению безопасности в ЧС. Соответствующими службами проводятся все мероприятия по предотвращению и ликвидации последствий ЧС.

Подводя итоги по вышеизложенному материалу, можно сделать вывод о достаточно высоком уровне обеспечения безопасности ЧС.

5.4 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению экологической безопасности

В соответствии с нормативами технологического проектирования для предотвращения попадания углеводородных газов в производственные помещения и атмосферу произведена полная герметизация всего оборудования, аппаратов и трубопроводов. В связи с этим отсутствуют систематические выбросы в атмосферу газов и жидкости. Возможны лишь периодические выбросы из аппаратов в атмосферу перед остановкой их на ремонт или в аварийных случаях. При этом количество сбросных газов незначительно и практически атмосфера не засоряется.

В целях сокращения потерь продукции и уменьшения выбросов в атмосферу дыхательные клапаны резервуаров связаны между собой и имеют выход в атмосферу через единую свечу рассеивания.

В производственных помещениях, насосных, перекачивающих ЛВЖ установлены СВК горючих газов с сигнализацией на щите и автоматическим и дистанционным включением аварийной вентиляции.

Атмосферный воздух в районе работ производимых НГДУ "Катанглинефтегаз" загрязняется главным образом такими вредными веществами как окись углерода и окислы азота, содержащимися в продуктах сгорания природного газа, используемого для собственных нужд с целью получения тепловой и электрической энергии.

Окись углерода и окислы азота выбрасываются в атмосферу также с продуктами сжигания природного газа при продувке шлейфов, отработке скважин.

Следующим по значимости источником загрязнения атмосферного воздуха являются выбросы автотранспорта, отработанные выхлопные газы которых содержат в своем составе окись углерода, окислы азота, углеводороды и другие вредные вещества.

В целях обеспечения содержания вредных веществ в приземном слое атмосферы в количествах, не превышающих их предельно-допустимую концентрацию в воздухе, по каждому стационарному источнику выбросов расчетным путем (с учетом рассеивания) определены максимальные величины предельно допустимых выбросов (ПДВ).

Основные мероприятия, проводимые НГДУ "Катанглинефтегаз" по предупреждению загрязнения атмосферного воздуха включают в себя:

контроль выхлопных газов автотранспорта на задымленность, содержание окиси углерода с целью снижения концентрации вредных веществ в выбросах до допустимых пределов;

контроль работы котельных, технологических печей и других стационарных источников выбросов продуктов сгорания на содержание окисей углерода, окислов азота для установления оптимальных режимов сжигания природного газа и уменьшения концентрации указанных вредных веществ;

К основным источникам загрязнения водоемов относятся неочищенные хозяйственно-бытовые стоки, промстоки, образующиеся при добыче и подготовке природного газа и нефти, содержащие метанол, нефтепродукты, компоненты пластовой воды, а также ливневые стоки, загрязненные вредными веществами, находящимися в атмосферном воздухе и почве.

Для отвода сточных вод имеются две системы канализации: хозяйственно-бытовая и производственная.

В хозяйственно-бытовую канализацию отводятся стоки от бытовых помещений и столовой. По самотечной системе трубопроводов стоки собираются в канализационно-насосной станции (КНС) в емкость, из которой по напорному коллектору перекачиваются на установку биологической очистки хозбытовых стоков КУ-25. Обеззараживание очищенных стоков производится в установке хлорирования.

В производственную канализацию отводятся продукты промывки технологического оборудования, а также стоки от технологических установок, от насосной и каре резервуарного парка.

Промстоки содержат: механические примеси, нефтепродукты (газовый конденсат, дизельное топливо, нефть). По самотечной дренажной сети эти стоки поступают в приемный резервуар КНС промстоков и по напорному коллектору направляются в резервуарный парк, откуда перекачиваются по нефтепроводу на ЦСПН "Даги". КНС работает в автоматическом режиме. Такой способ локализации загрязненных производственных вод исключает попадание вредных продуктов в водоемы.

Для освобождения аппаратов и трубопроводов от жидкости предусмотрена система дренажей и продувочных трубопроводов. Перед проведением ремонтных работ газ из аппаратов и трубопроводов вытесняется на факел. Для предотвращения возникновения взрывоопасных концентраций углеводородов в воздухе производственных помещений установлены датчики ДТХ-102.

Перед подачей воды потребителю она проходит установку обезжелезивания. В основном вода расходуется на пополнение безвозвратных потерь в котельной. Промывка резервуаров производится один раз в год - в летнее время.

Почвы и растительность за пределами площадки проектирования и трассы газопровода являются наиболее уязвимыми объектами воздействия, в связи с чем, основные защитные мероприятия состоят в исключении нарушения почвенно-растительного покрова за пределами отведенных под расширение и строительство участков.

Основные работы, выполненные для охраны почвенно-растительного слоя и водных объектов:

периодически проводится заградительное обвалование аварийных резервуаров;

установлены металлические переходные мостики через обваловку;

планировка площадки для отвода поверхностного стока в водоотводную канаву глубиной 0,7 м;

вывод поверхностных вод за пределы площадки через водоотводные устройства в виде поперечной дрены, заполненной галечником и водоотводной трубы диаметром 530 мм, расположенных с южной стороны от проектируемых сооружений;

планировка площадок под резервуары и другие сооружения;

устройство противопожарного проезда с песчано-гравийным покрытием толщиной 20 см;

устройство водоотводной канавы.

В соответствии с требованиями СНиП 3.01.01-92* в НГДУ "Катанглинефтегаз" осуществляется рекультивация нарушенных земель. Основная цель рекультивации - приведение нарушенных земель в изначальное состояние.

Техническая рекультивация проводится на отведенных под строительство землях генеральной подрядной организацией после завершения строительно-монтажных работ и включает уборку строительного мусора на полосе отвода и планировку площадок строительства.

Проводимые в НГДУ мероприятия по обеспечению экологической безопасности обеспечивают высокий уровень безопасности и способствуют улучшению общей экологической обстановки в районах нефтегазопромыслов.

В заключение раздела можно сделать ряд выводов. В НГДУ "Катанглинефтегаз" достигнут достаточно высокий уровень обеспечения производственной безопасности, защиты в чрезвычайных ситуациях и экологичности при добыче нефти и газа. Предлагаемые в дипломном проекте решения не снижают достигнутый уровень безопасности и при их внедрении будет обеспечен достаточно высокий уровень безопасности и экологичности добычи и подготовки нефти и газа.

Заключение

В данном дипломном проекте были рассмотрены основные причины возникновения гидратов в системе сбора скважинной продукции на месторождении Усть-Томи и произведены расчеты (по проектным данным) распределения давления и температуры по стволу скважины, распределения давления и температуры по длине шлейфов и потребляемого количества метанола.

Гидравлический и тепловой расчет скважин и шлейфов скважин выполнен с целью определения возможности образования гидратов. Расчет выполнен для труб диаметром 114 мм и толщиной стенки 7 мм, максимальная длина шлейфа подземной прокладки - 6500 м. Результаты расчетов показывают, что термодинамический режим работы скважин находится вне зоны гидратообразования, а в шлейфы необходимо подавать ингибитор гидратообразования (метанол). Также по результатам расчета отмечается минимальное падение давления по длине шлейфов, это происходит из-за высокой пропускной способности газопровода при небольших объемах транспортируемой продукции.

По результатам гидравлического и теплового расчета скважины видно, что скважина работает с безгидратным технологическим режимом.

По результатам гидравлического и теплового расчета шлейфов видно, что во всех шлейфах, существуют условия для образования гидратов. Место начала образования гидратов в шлейфах зависит от устьевого (пластового) давления, длины шлейфа, дебита газа, характера теплообмена. По результатам расчетов также видно, что со снижением пластового (устьевого) давления расстояние от устья, на котором могут образовываться гидраты, увеличиваются, что связано со снижением равновесной температуры гидратообразования. Расход метанола в зимний период по сравнению с летним периодом возрастает на треть.

В экономической части был произведен расчет экономического эффекта от внедрения путевых подогревателей газа, который составил 652,14 руб. В связи с отсутствием установки регенерации метанола этот вариант предотвращения гидратообразования является более приемлемым.

В НГДУ "Катанглинефтегаз" достигнут достаточно высокий уровень обеспечения производственной безопасности, защиты в чрезвычайных ситуациях и экологичности при добыче газа. Предлагаемые в дипломном проекте решения не снижают достигнутый уровень безопасности и при их внедрении будет обеспечен достаточно высокий уровень безопасности и экологичности добычи и подготовки газа.

Список использованных источников

1. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986. - 261 с.

2. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И., Зайцев В.М. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1988. - 302 с.

3. Голуб М.В. Газопромысловое оборудование. - Уфа: Изд. УНИ, 1981. - 107 с.

4. Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах. - М.: Недра, 1976. - 198 с.

5. Ишмурзин А.А. Машины и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды. - Уфа: Изд. УНИ, 1981. - 90 с.

6. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1984. - 487 с.

7. Куцын П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1987. - 247 с.

8. Макогон Ю.Ф., Саркисьянц Г.А. Предупреждение образования гидратов при добыче и транспорте газа. - М.: Недра, 1966. - 186 с.

9. Требин Ф.А., Макогон Ю.Ф., Басниев К.С. Добыча природного газа. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1976. - 368 с.

10. Чеботарев В.В. Расчеты основных технологических процессов при сборе и подготовке скважинной продукции - Уфа: Изд. УГНТУ, 2001. - 331с.

11. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промыш...