Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Эксплуатация электроцентробежного насоса на месторождении Мирзоева

Эксплуатация электроцентробежного насоса на месторождении Мирзоева

Рассмотрение геолого-физической характеристики месторождения. Коллекторские свойства основных продуктивных горизонтов. Основные виды оборудования, применяемые для добычи нефти на месторождении. Рассмотрение мероприятий по охране окружающей среды.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 26.11.2019
Размер файла 1,4 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

67,5 Ч 3895,58 = 262952 рубля в год (по первому варианту),

22,2 Ч 3895,58 = 86482 рубля в год (по второму варианту),

15). Дополнительные затраты от разницы в цене насосов до перевода и после замены на установки ЭЦН REDA:

1255800 - 952760 = 303040 руб.

16). Суммарные затраты и потери до перевода на установки ЭЦН REDA в расчете на одну скважину:

340412 + 600747 = 941159 руб.

17). Суммарные затраты и потери после перевода на установки ЭЦН REDA в расчете на одну скважину:

по первому варианту

136165 + 22855 + 262952 + 303040 = 725012 руб.

по второму варианту

44766 + 22855 + 86482 + 303040 = 457143 руб.

18). Экономический эффект только от увеличения МРП в расчете на одну скважину составит:

по первому варианту

941159 - 725012 = 216147 руб.

по второму варианту

941159 - 457143 = 484016 руб.

19). То же, с учетом стоимости дополнительно добытой нефти на одну скважину в год:

по первому варианту

216147 + 1260610 = 1476757 руб.

по второму варианту

484016 + 1260610 = 1744626 руб.

20) При переводе всех семи запланированных скважин годовой экономический эффект составит:

по первому варианту

1476757 Ч 7 = 10337299 руб.

по второму варианту

1744626 Ч 7 = 12212382 руб.

Итого: при переводе семи запланированных скважин на эксплуатацию установками ЭЦН REDA при фактически достигнутом МРП на месторождении им. Мирзоева получим прибыль в размере более 10 млн. руб. Если будет достигнут прогнозируемый МРП, то прибыль превысит 12 млн. руб.

4. Охрана труда

4.1 Охрана труда при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН

Основные опасности в данном случае связаны с эксплуатацией электрооборудования, монтажем установок. Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования погружных центробежных и винтовых насосов, осмотр, ремонт и наладку его должен проводить электротехнический персонал. Проверка надежности крепления аппаратов, контактов наземного оборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, осуществляется только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятым предохранителем.

Корпусы трансформатора и станции управления, а также броня кабеля должны быть заменены.

Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом напряжения 380В. Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках.

Погрузка и выгрузка барабана с кабелем, электродвигателя, насоса и гидрозащиты должны быть механизированы. Запрещается транспортировать кабель без барабана. При ремонте кабель с барабаном следует устанавливать так, чтобы он находился в поле зрения рабочих. Барабан, кабельный ролик и устье скважины должны находиться в одной вертикальной плоскости. В ночное время барабан должен быть освещен.

Намотка и размотка кабеля должны быть механизированы. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами. Кабельный ролик должен подвешиваться при помощи цепи или специальной канатной подвески на кронштейне, прикрепленном хомутом.

Скорость спуска и подъема погружного агрегата установки в скважину не должна превышать 0,25м/с. Кабель должен крепиться поясами, установленными над или под муфтой каждой трубы. Пояса не должны иметь острых кромок. Погружной агрегат следует собирать с применением специальных хомутов. При спуске и подъеме погружного агрегата на устьевом фланце скважины следует устанавливать приспособление, предохраняющее кабель от повреждения элеватором.

При ликвидации аварий, связанных с нефтегазоводопроявлениями или открытым фонтанированием в каждом нефтегазодобывающем предприятии необходимо иметь комплект сборно-разборного трубопровода и предварительный насосный агрегат.

Эвакуация обслуживающего персонала должна производится под руководством штаба по ликвидации аварий, согласно специального плана и в соответствии с инструкцией по организации и безопасному ведению работ.

Электрогазосварочные работы должны производиться с соблюдением “Правил технической безопасности при проведении электрогазосварочных работ”.

Запрещаются электрогазосварочные работы:

- на расстоянии менее 20 метров от канализационных нефтяных колодцев, стоков и нефтепродуктов;

- в складских помещениях, где хранятся горючие легковоспламеняющиеся материалы.

Выхлопные трубы двигателей внутреннего сгорания тракторов, подъемных и цементировочных агрегатов и другой техники должны быть оснащены искрогасителями, отвечающими требованиям пожарной безопасности и охраны окружающей среды.

Порядок передвижения всех видов транспортных средств на площадке устанавливается проектом и контролируется ответственным руководителем работ. При этом должны быть предусмотрены пути их эвакуации в аварийных ситуациях.

Важные условия безопасности и нормальной эксплуатации скважин - соблюдение технологического режима. Для этого должен быть установлен тщательный контроль за всеми проявлениями в скважине и изменениями её работы. Нарушение режима может привести к открытому фонтанированию.

Для измерения буферного давления и давления на затрубном пространстве на скважинах должны стационарно устанавливаться манометры с трехходовыми кранами. Трехходовой кран позволяет снимать манометр при стравленном давлении.

Перед сменой штуцера и штуцерных патрубков необходимо перевести поток с рабочего на резервный выкид, закрыть задвижку на рабочем выкиде, затем снизить в струне за штуцером до атмосферного при помощи вентиля, установленного на линии.

Снижать затрубное давление газа разрешается только при помощи штуцера через вторую от крестовика задвижку при открытой первой.

Обвязку скважины и аппаратуры следует отогревать только паром или горячей водой. Нефтепроводы высокого давления должны прокладываться из бесшовных стальных труб, соединенных сваркой.

4.2 Обеспечение пожарной безопасности

Пожарная безопасность на нефтяном месторождении соблюдается в соответствии с требованиями "Правил пожарной безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (ППБВ-85).

Наружное пожаротушение на месторождении осуществляется от кольцевой сети водопровода Ду 150 через незамерзающие пожарные гидранты. Необходимый подпор и расход воды в сети создаются стационарными насосами насосной оборотного водоснабжения.

Внутреннее пожаротушение осуществляется с помощью автоматической установки локального комбинированного пожаротушения и пожарной сигнализации, а также от кранов внутреннего пожарного водовода. Автоматическая локальная комбинированная установка пожаротушения (КУП) предназначена для обнаружения очага пожара, выдачи сигнала о пожаре, подачи и распределения огнетушащих веществ на защищаемое оборудование (насосы и емкости) и тушения пожара. В качестве огнетушащих веществ приняты порошок и распыленная вода.

С учетом отдаленности района строительства в проектах зданий и сооружений применены стальные конструкции рам с заполнением стен алюминиевыми панелями типа ЗБК Миннефтегазстроя.

Наружные ограждающие конструкции зданий с производствами категории А предусмотрены легкосбрасывающимися при воздействии взрывной волны.

Ответственность за обеспечение пожарной безопасности на нефтегазодобывающем предприятии несет в соответствии с действующим законодательством руководитель объекта (начальник установки, участка).

Ответственность за пожарную безопасность отдельных цехов, участков, складов и других производственных подразделений несут ИТР установки, участка.

Инструкции о мерах пожарной безопасности разрабатываются начальниками подразделений, согласовываются с местной пожарной охраной и утверждаются главным инженером предприятия НГДУ “Оханефтегаз”. Утвержденные инструкции вывешиваются на видных местах для изучения.

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

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

По территории нефтяного месторождения проезд автомашин, тракторов и другого транспорта разрешается только при оборудовании их искрогасителями.

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.

4.3 Обеспечение электробезопасности

В целях обеспечения электробезопасности выбор электрооборудования, приборов контроля и кабелей произведен в зависимости от категории производства. Также повышению безопасности способствует оборудование молниезащитой зданий и сооружений промысла, заземление объектов, способных накапливать статическое электричество. Заземление электрооборудования предусмотрено в соответствии с ”Указаниями по проектированию силового электрооборудования промышленных предприятий”.

Общие положение по защите от статического электричества изложены во “Временных правилах защиты от проявлений статического электричества на производственных установках и сооружениях нефтяной и газовой промышленности”.

Технологическое оборудование и трубопроводы для предотвращения опасностей, связанных с искровыми разрядами статического электричества, должны быть заземлены. Максимальное сопротивление контура заземления от статического электричества превышает 100 Ом.

Для ослабления генерирования зарядов статического электричества применяют диэлектрические материалы при транспортировании среды по трубопроводам с малыми скоростями. Ограничение скорости транспортирования принимаются в зависимости от свойств жидкости, диаметра и длины трубопроводов.

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

Эксплуатация и ремонт электрооборудования нефтяного промысла должны вестись при соблюдении действующих Правил устройства электроустановок (ПУЭ-98), Правил технической эксплуатации (ПТЭ) электроустановок и Правил техники безопасности при обслуживании электроустановок (ПТБ-86).

Выполнение типичных видов работ по эксплуатации электроустановок (оперативное обслуживание, осмотры, ремонт, монтаж, испытание, профилактическая наладка и др.) регламентируются в зависимости от величины рабочего напряжения (I класс до 1000 В, II класс более 1000 В).

4.4 Обеспечение безопасности эксплуатации герметичных систем, находящихся под давлением

Сепараторы, аппараты очистки и осушки газа, работающие под давлением 0,07 МПа и выше, эксплуатируются в соответствии с “Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением“. Запрещается подключать скважину к установке подготовки газа, если система не находится под давлением равном давлению в газовом сепараторе. Для предупреждения фонтанирования скважины в процессе бурения обвязка устья включает противовыбросовое оборудование - превентор. Для обслуживания верхней части фонтанной арматуры (осмотр, смена штуцеров, исследование скважины) сооружается металлическая площадка с рифленым полом, лестницей с перилами, обеспечивая удобное и безопасное ведение работ в любом месте фонтанной арматуры. При появлении первых признаков газонефтепроявления, при проведении электрических или перфорационных работ, в скважине необходимо прекратить ведение работ. Поднять оборудование на поверхность. В случае необходимости обрубить кабель. Закрыть противовыбросовую задвижку. Установить непрерывное наблюдение за давлением в межтрубном и трубном пространстве.

При фонтанировании нефтью, газом или газоконденсатом, при отсутствии технических возможностей по закрытию устья скважины, немедленно прекратить все работы в загазованной зоне. Остановить двигатель внутреннего сгорания, потушить свет. Запретить пользоваться стальным инструментом, курение и другие действия, ведущие к возникновению искр. Удалить людей в безопасное место, выставить посты и запретить движение транспорта и людей на прилегающих к фонтану дорогах. Для предотвращения загорания фонтана вводить в фонтанную струю и на металлоконструкции максимально-возможное количество водяных струй.

При эксплуатации промыслового оборудования опасность для обслуживающего персонала обусловлена необходимостью обслуживания оборудования и установок в любых метеоусловиях, на открытых площадках, в ночное время суток. Большое влияние на здоровье и работоспособность человека оказывает шум, который возникает при движении пара, газа в оборудовании, в насосных, в насосных, при исследованиях и продувке скважин. При ежедневном воздействии на человека шум может привести к нарушению нормальной деятельности нервной и сердечно-сосудистой систем. Уровень звука не должен превышать нормируемого по ГОСТ 12.1.003-76 - для рабочих мест не более 90 дб.

На случай превышения давления сверх предусмотренного технологическим режимом оборудование оснащено предохранительными клапанами. Вся принятая запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах, транспортирующих нефть, газ, конденсат, метанол, ДЭГ, соответствует 1 классу герметичности затвора, а предохранительная аппаратура по 1 классу по ГОСТ 12532-88.

4.5 Производственная санитария

Основным нормативным документом, определяющим санитарно - гигиенические требования являются "Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий".

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, покрытые метлахской керамической плиткой.

Оборудование и площади санитарно - бытовых помещений (гардеробные, умывальные, помещения для сушки спецодежды, туалеты, помещения для отдыха, 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 согласно норм. В особом климатическом поясе, к которому относится и Сахалинская область, дополнительно к теплой спецодежде выдаются: рукавицы меховые, валенки. Для работающих на открытом воздухе в летнее время предусматривается дополнительная выдача костюмов защитных от гнуса, обладающих репелентными (отпугивающими) свойствами.

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».

4.6 Защита рабочих, служащих и инженерно-технического комплекса предприятия в ЧС

4.6.1 Комплекс профилактических мероприятий

На хозяйственных объектах, не отнесенных к категории потенциально опасных, заблаговременно создают, оснащают и обучают необходимые формирования. Мероприятия по контролю за обстановкой на объектах:

1) своевременное обнаружение химического, радиоактивного, биологического и других видов заражения, опасности возникновения пожаров, взрывов и затоплений;

2) оповещение руководящих органов РСЧС, рабочих, служащих и населения об опасных природных явлениях, авариях и катастрофах;

3) постоянный контроль за развитием чрезвычайной ситуации и получение необходимых данных для определения размеров очагов поражения, зон заражения или затопления.

Для оповещения об опасности возникновения чрезвычайной ситуации могут быть использованы:

1) средства связи для должностных лиц;

2) технические средства массовой информации (радио, телевидение, радиотрансляционные сети, почта и т.д.);

3) электрические сирены, световые табло и указатели;

4) вспомогательные средства (колокола, сигнальные ракеты и флажки, гудки транспортных средств, удары в рельсы и др.).

В НГДУ, в учреждении или организации составляют следующую документацию для планирования действий по предупреждению и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций:

1) план работы комиссии по чрезвычайным ситуациям, а при ее отсутствии, план работы отдела по делам ГО и ЧС;

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

3) план гражданской обороны;

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

5) приказ председателя комиссии по чрезвычайным ситуациям (руководителя предприятия или учреждения) о финансовом и материальном обеспечении мероприятий, заложенных в планах.

6) план ликвидации возможных аварий

Порядок обучения действиям в чрезвычайных ситуациях определен постановлением Правительства Российской Федерации № 738 от 24 июля 1995 года.

Основной задачей подготовки является практическое усвоение всеми категориями обучаемых их обязанностей в чрезвычайных ситуациях. Каждая категория обучаемых имеет свою программу обучения, которая реализуется с помощью наиболее эффективных форм и методов подготовки.

Подготовка населения, занятого в сферах производства и обслуживания и не входящего в состав сил РСЧС, осуществляется путем проведения занятий по месту работы и самостоятельного изучения действий в чрезвычайных ситуациях согласно рекомендуемым программам с последующим закреплением полученных знаний и навыков на учениях и тренировках

4.6.2 Способы защиты рабочих и служащих в ЧС

Одним из основных способов защиты является использование коллективных защитных сооружений, средств индивидуальной защиты.

Руководящие органы РСЧС заблаговременно организуют накопление необходимого фонда защитных сооружений и содержание их в исправности. Защитные сооружения, предназначенные для укрытия рабочих и служащих хозяйственных объектов и населения, строятся на территории предприятия, учреждения и в жилых районах населенных пунктов одновременно с возведением новых зданий или при переоборудовании подходящих помещений, в ранее построенных зданиях, сооружениях. Приемку защитного сооружения осуществляет специальная комиссия, в которую обязательно включаются представители органов РСЧС данного района. Большинство защитных сооружений используется для хозяйственных нужд или для обучения населения действиям в чрезвычайных ситуациях. За каждым защитным сооружением закрепляется звено или группа обслуживания, назначается комендант, который организует периодическую проверку работоспособности оборудования и состояния помещений.

Накопление средств индивидуальной защиты и медицинских средств также необходимо осуществлять до возникновения чрезвычайных ситуаций. Поэтому городские и районные органы ГСЧС выявляют потребность в средствах индивидуальной защиты и медицинских препаратов, составляют и отсылают заявки на них, организуют их приобретение хозяйственными объектами, учебными заведениями другими учреждениями и неработающим населением.

Противогазы накапливаются в количестве, равном числу жителей населенного пункта или численности работников хозяйственного объекта, формирования сил РСЧС обеспечиваются противогазами на 110 % (10 % - резерв на случай неисправности противогаза). Для больных, находящихся в лечебных учреждениях, закладывается на хранение количество противогазов, составляющее 60 % от койко-мест медицинского учреждения.

На хозяйственных объектах и в учреждениях средства индивидуальной защиты и медицинские средства хранятся на складах, причем место хранения выбирается с таким расчетом, чтобы обеспечить выдачу средств защиты в кратчайшие сроки.

При организации защиты населения в чрезвычайных ситуациях (ЧС) используют три способа: эвакуация населения, укрытие в защитных сооружениях и применение средств индивидуальной защиты. В планах действий по предупреждению и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций эти способы защиты используют как по отдельности, так и в различных сочетаниях в зависимости от конкретных условий.

4.6.3 Обеспечение защиты инженерно-технического комплекса в ЧС

Хозяйственные объекты в чрезвычайных ситуациях природного или техногенного, военно-политического характера могут получить разрушения, на их территории могут возникнуть пожары, зоны химического, радиоактивного или биологического заражения. При этом возможны поражение и гибель людей, животных и растений. Поэтому обеспечение устойчивости работы хозяйственных объектов в чрезвычайных ситуациях является одной из важных задач российской системы предупреждения и действий в чрезвычайных ситуациях.

Устойчивость работы хозяйственного объекта в чрезвычайных ситуациях определяется следующими факторами:

1) надежность защиты работников от поражающих факторов, действующих при возникновении и развитии чрезвычайной ситуации;

2) физической устойчивостью инженерно-технического комплекса объекта к воздействий поражающих факторов;

3) надёжностью снабжения хозяйственного объекта электроэнергией, сырьём, водой, газом;

4) готовностью хозяйственного объекта к проведению аварийно-спасательных и других неотложных работ;

Единая государственная система предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций (РСЧС) обеспечивает устойчивую работу хозяйственных объектов по двум направлениям:

1) использование специальных стандартов и норм на стадии проектирования и строительства новых хозяйственных объектов населенных пунктов;

2) внедрение комплекса мероприятий по повышению устойчивости работы функционирующих объектов.

5. Мероприятия по охране окружающей среды

5.1 Контроль состояния и охрана атмосферного воздуха

Атмосферный воздух в районе нефтегазовых месторождений 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, энергии для работы газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций; для подогрева продукции скважин в путевых подогревателях.

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 отработанных выхлопных газов, которые 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 в НГДУ “Катанглинефтегаз”, по охране атмосферного воздуха включают в себя:

- контроль выхлопных газов автотранспорта на дымность, содержание окиси углерода с целью последующей регулировки двигателей для снижения концентрации вредных веществ в выбросах до нормативных величин;

- контроль дымовых газов котельных, технологических печей и других стационарных источников выбросов на содержание окиси углерода, окислов азота для установления оптимальных режимов сжигания природного газа и уменьшения концентрации указанных вредных веществ;

- утилизацию промстоков путем закачки их в поглощающие горизонты вместо сжигания с природным газом.

5.2 Контроль состояния и мероприятия по охране водных объектов

Для процессов добычи нефти и газа характерна опасность загрязнения природных вод. Основными загрязнителями воды, помимо сточных вод, являются нефть, конденсат, кислоты, щелочи и др.

В технологических процессах современной нефтяной и газовой промышленности в больших объемах используются вредные, ядовитые вещества и материалы, являющиеся опасными загрязнителями природных вод и окружающей среды, что обусловливает особую экологическую значимость этих отраслей.

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

Промышленные стоки, содержащие значительные количества загрязняющих веществ, не поддающихся эффективной очистке, утилизируются закачкой в пласт, а в аварийных случаях сжигаются.

Эффективность очистки сточной воды постоянно контролируется работниками технологической лаборатории охраны окружающей среды.

Регулярному контролю подвергается вода близлежащих рек, являющихся местом нереста лосося.

Контроль за загрязнением воды осуществляется в основном отбором проб с последующим анализом их в химических лабораториях.

Очистка сточных вод на объектах нефтяной промышленности осуществляется в основном в нефтеловушках. Нефтеловушки оборудуются щелевыми трубами или другими устройствами для улавливания и отвода всплывших нефтепродуктов, скребковыми транспортерами или гидросмывом, направляющими осадок к приямку нефтеловушки, гидроэжектором, песковым насосом или специальными клапанами для удаления осадка из приямка, системой обогрева.

Для дополнительного отстоя, разделения и удаления нерастворимых механических примесей, находящихся во взвешенном или эмульгированном состоянии, применяются отстойники.

5.3 Мероприятия по охране почв, рекультивации земель

Разработка нефтяных месторождений сопровождается разливом нефти и замазучиванием почвы от локальных загрязнений (например, в результате порывов трубопроводов, утечек при эксплуатации изношенного оборудования). Очистка почвы и рекультивация земли в этих случаях сложны и дорогостоящи. В настоящее время не существует приемлемых, с практической точки зрения, методов быстрого возвращения земель в сельскохозяйственный оборот.

В зависимости от степени загрязнения почвы предлагаются различные технологические варианты обработки загрязненного участка. При сильном загрязнении почвы и водной поверхности рекомендуется сбор нефти специально оборудованными транспортными средствами. Оставшуюся часть нефти собирают адсорбентами.

Применяемый адсорбент представляет собой экологически чистое вещество естественного происхождения, обладающее адсорбционной емкостью не менее 2-8 г/г, плотностью 0,06-0,85 г/см3. В зависимости от условий загрязнений, рекомендуется использование адсорбента в виде порошка или элементов (в специальной оболочке в виде мешков). На аварийных участках, где не требуется срочный сбор нефти, адсорбент с поверхности почвы или водоема удаляется с нефтью. Согласно другим технологиям адсорбент с нефтью и биодеструктурами оставляется на поверхности почвы для естественного биоразложения нефти и самого адсорбента.

После применения механического сбора или адсорбента для дальнейшей деградации оставшейся или пропитавшейся в почву нефти рекомендуется микробиологическая технология.

В зависимости от степени загрязнения и глубины его проникновения предлагается два варианта обработки. Согласно первому варианту при загрязнении водоемов нефтяной пленкой толщиной не более 1мм и поверхности грунта до глубины 0,5 кг/м2 загрязненная поверхность обрабатывается раствором диаммоний-фосфата с добавлением биостимуляторов. В результате жизнедеятельности почвенной микрофлоры происходит биодеградация нефти, в первую очередь окисляются легкие фракции, которые тормозят биологические процессы в почве.

Согласно второму варианту при загрязнении водоемов пленкой толщиной не более 10 мм и поверхности грунта до глубины не более 10 кг/м2, загрязненная поверхность обрабатывается раствором, содержащим биопрепарат диаммонийфосфат и биостимулятор.

Объем раствора должен составлять 0,5-1 л/м2 загрязненной поверхности. Реагенты берутся в количествах, обеспечивающих получение 0,07% - ного водного раствора по диаммонийфосфату, 0,05-1% - ного водного раствора по культуре микроорганизмов и 0,1-1% - ного водного раствора биостимулятора.

Технические средства, применяемые для распыления раствора, должны позволять контролировать расход раствора и не иметь нарушений герметичности емкостей с раствором.

С целью охраны почв и предотвращения их загрязнения осуществляются следующие мероприятия:

- захоронение твердых бытовых отходов, утилизация строительных отходов производится на специальных полигонах; складирование металлолома - на отдельно отведенных площадках;

- хранение горюче-смазочных материалов, метанола, диэтиленгликоля производится в емкостях, установленных на бетонированных площадках с надежной гидроизоляцией и обваловкой;

- передвижение по тундре тяжелой техники разрешается только в зимний период; ведомственной лабораторией предприятия планомерно производится контроль экологического состояния территории промыслов, промзоны, жилых поселков.

Заключение

В настоящее время и на ближайшую перспективу УЭЦН являются наиболее эффективными для добычи нефти на месторождении им. Р.С. Мирзоева. Фонтанирование скважин прекращается, газлифт из-за нехватки газа также почти исчерпал свои ресурсы, штанговые насосы в условиях этого месторождения оказались неэффективны. Центробежные насосы постепенно заменят все перечисленные способы добычи нефти.

В связи с большими глубинами статических уровней на месторождении начали применять электроцентробежные насосы REDA фирмы Shlumberger. Насосы REDA поднимают жидкость с глубин до 3000 метров и более.

На месторождении Мирзоева межремонтный период работы российских установок ЭЦН в среднем составил около 200 суток, для насосов REDA ожидается до 1500 суток и более. На месторождении Мирзоева МРП насосов REDA пока не определен, т. к. продолжается работа переведенных на REDA скважин. По состоянию на 1.06.06 межремонтный период составил в среднем свыше 500 суток.

Основная цель предлагаемой работы - оптимизация работы УЭЦН на месторождении им. Мирзоева. Фактически наиболее оптимальным для месторождения им. Мирзоева явился перевод скважин на работу УЭЦН REDA фирмы Shlumberger. Процесс оптимизации начался несколько лет назад и по мере приобретения насосов производится замена. Межремонтный период значительно увеличился. В настоящее время он превысил 500 суток и продолжает расти. Расчет подбора оборудования производится по программе фирмы Shlumberger.

В предлагаемой работе представлены результаты расчетов для семи скважин, эксплуатирующихся в настоящее время установками ЭЦН отечественного производства. После перевода на УЭЦН фирмы Shlumberger получим дополнительно 6,2 тонн нефти в сутки и увеличение межремонтного периода в 5-7 раз.

Произведенный расчет экономического эффекта показал, что при переводе семи запланированных скважин на эксплуатацию установками ЭЦН REDA при фактически достигнутом МРП (500 суток) на месторождении им. Мирзоева получим прибыль в размере более 10 млн. рублей в год. Если будет достигнут прогнозируемый МРП (1500 суток), то прибыль может превысить 12 млн. руб.

Литература

1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. М.: Недра, 1990. 427.

2. Геологический отчет о разработке месторождений НГДУ «Катанглинефтегаз»..

3. Зейгман Ю.В. Справочник нефтяника. Уфа, Тау, 2005. 272 с.

4. Малов Е.А., Дадонов Ю.А. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.: 1998. 162 с.

5. Молчанов А. Г., Чичеров Л. Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. М.: Недра, 1976. 327 с.

6. Муравьев В.М., Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, Москва, «Недра», 1978г.

7. Панов Г.Е. Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1981. 381 с.

8. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, РД08-200-98, 1998.

9. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. /Амелин И.Д., Андриасов Р.С., Гиматудинов Ш.К. и др. М.: Недра, 1978. 346 с.

10. Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти, М., Недра, 1979.

11. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти, М.: Недра, 1989. 245 с.

Приложения

Приложение А

Таблица А.1

Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс

Интервал, м.

Краткое название

Плотность

г/см3.

Пористость

%

Проницаемость

MD.

От (верх)

До (низ)

N nt

0

1350

Песок

1,900-2,300

---

---

N nt

1350

2220

Песок

2,300-2,400

---

---

N ok

2220

3170

Глина

2,400

---

---

N dg IV

3170

3185

Песчаник

2,440

16

---

N dg V

3190

3220

Песчаник

2,450

18

12

N dg VI

3230

3265

Песчаник

2,450

17

17

N dg VII

3270

3300

Песчаник

2,450

---

---

N dg VIII

3320

3340

Песчаник

2,450

17

25

N dg IX-X

3350

3390

Песчаник

2,455

16

300

N dg XII

3410

3440

Песчаник

2,455

---

---

N dg XIII

3465

3490

Песчаник

2,460

16

500

N dg XV

3500

3510

Песчаник

2,460

---

---

N dg XVI

3525

3540

Песчаник

2,460

15

7

N dg XVII

3555

3570

Песчаник

2,460

17

900

N dgXVIII

3590

3620

Песчаник

2,465

12

10

N dg XIX

3630

3650

Песчаник

2,465

---

---

Приложение Б

Таблица Б.1

Геолого-геофизические характеристики нефтяных эксплуатационных объектов

Параметры

Объект

VII

XIII

XIV

XVI

XVII

XVIII

XIX

XX

XXIII

Средняя глубина залегания, м

3160-3190

3180-3520

3200-3560

3220-3380

3350-3410

3410-3430

3330-3660

3550-3710

3725

Тип залежи

Пластовая, тектонически-экранированная

Площадь нефтеносности, тыс. м2

216

1638

1563

1873

1565

1711

1732

543

270

Средняя нефтенасыщенная толщина, м

8-23

8-28

4-20

11-29

7-22

8-22

9-55

16-40

33-64

Пористость, доли ед.

0,17

0,16-0,17

0,18-0,20

0,18-0,19

0,15

0,16-0,18

0,16-0,17

0,16-0,17

0,16

Средняя нефтенасыщенность, доли ед.

0,65

0,65-0,77

0,66-0,85

0,71-0,78

0,53-0,60

0,69-0,74

0,63-0,70

0,63-0,64

0,71

Проницаемость, мкм2

-

0,07-0,013

0,285-0,29

0,12

0,078

0,084-0,22

0,096-0,21

0,05-0,11

0,068

Коэффициент песчанистости, доли ед.

-

0,61-0,96

0,38-0,94

0,58-0,79

0,84

0,86-0,93

0,60-0,73

0,86-0,88

0,65

Коэффициент расчлененности, доли ед.

-

1,3-9

2-8

3-8

5,1

3,3-6

3-20,5

9-9,8

9,5

Пластовая температура, єС

95

96-104

95-104

97-98

98-99

98-99

98-105

98-100

104

Пластовое давление, МПа

33,9

33,9-38,6

33,9-38,6

34,5-35,2

35-35,7

35,2-35,7

35,2-39,2

35-36,4

38,4

Приложение В

Таблица В.1

Геолого-геофизические характеристики газовых эксплуатационных объектов

№№

п/п

Наименование

Горизонт / блок

II

VII

XVII-XIX

XX

XX

XXIII

2

3

8

5+5а

7

6а

1

Средняя глубина залегания, Н, м

3127

3157

4014

3549

4013

4100

2

Размеры залежи, длина, м

1140

2000

3200

800

1000

350

Размеры залежи, ширина, м

270

450

150

250

410

620

3

Площадь газоносности, т. м2

275

879

350

192

411

216

4

Средняя толщина газонасыщенная, м

13,1

19,8

17,5

67,1

20,2

40,4

5

Средняя газонасыщенность, доли ед.

0,55

0,69

0,66

0,70

0,63

0,69

6

Пористость, доли ед.

0,18

0,18

0,17

0,17

0,16

0,15

7

Проницаемость, *10-3 мкм2

3,3

7,7

1,4

51,4

7

18,9

8

Начальное пластовое давление, МПа

31,0

32,9

40,4

36,4

39,9

38,1

9

Пластовая температура, єС

88

92

105

99

105

103

10

Устьевая температура, єС

25

26

16

36

30

24

11

Максимально допустимая депрессия на пласт, МПа

3,86

3,81

6,36

1,78

3,77

2,54

Приложение Г

Таблица Г.1

Геолого-геофизические характеристики нефти и воды эксплуатационных объектов

Параметры

Объект

VII

XIII

XIV

XVI

XVII

XVIII

XIX

XX

XXIII

Вязкость нефти в пластовых условиях, МПа*с

1,1

0,7-1,2

0,7-1,2

0,6-1,1

0,6-1,1

0,6-1,1

0,6-1,1

0,6-1,1

-

Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3

0,876-0,887

0,878-0,89

0,878-0,89

0,879-0,89

0,892-0,90

0,890-0,90

0,888-0,89

0,889-0,89

0,900

Объемный коэффициент нефти, доли ед.

1,335-1,305

1,305-1,36

1,305-1,36

1,288-1,35

1,275-1,33

1,280-1,33

1,305-1,36

1,288-1,36

1,346

Давление насыщения нефти газом, МПа

33,9

33,9-38,6

33,9-38,6

34,5-35,2

35-35,7

35,2-35,7

35,2-39,2

35-36,4

38,4

Газосодержание нефти, м3/м3

127-140

134-149

131-149

132-139

120-141

121-141

131-149

137-144

133-140

Вязкость воды в пластовых условиях, МПа*с

0,30

0,30

0,30

0,29

0,30

0,29

-

0,28-0,29

0,28

Плотность воды в пластовых условиях, т/м3

0,967

0,980

0,977

0,977

0,922

0,978

-

0,975-0,98

0,9701

Приложение Д

Таблица Д.1

Геолого-геофизические характеристики газа эксплуатационных объектов

№№

п/п

Наименование

Горизонт / блок

II

VII

XVII-XIX

XX

XX

XXIII

2

3

8

5+5а

7

6а

1

Средняя газонасыщенность, доли ед.

0,55

0,69

0,66

0,70

0,63

0,69

2

Абсолютная плотность газа, кг/м3

0,7016

0,7237

0,7229

0,703

0,7924

0,7235

3

Начальные балансовые запасы газа (сухой), млн. нм3

90(С2)

905(В)

75(С1)+282(С2)

555(С1)

232(С2)

246(С2)

4

Содержание конденсата, г/нм3

67

77

93

85

93

73

5

Начальные балансовые запасы конденсата, тыс. т

6

43

45

34

22

19

6

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений пласта

7

А, (кГс/см2)2/(тыс. м3/сут)

206

34

300

4,6

48,6

76

8

В, [(кГс/см2)/(тыс. м3/сут)]2

0,2855

0,0107

0,0280

0,2482

0,0441

0,8065

Приложение Е

Таблица Е.1

Фонд скважин месторождения им. Мирзоева по состоянию на 1.06.06 г.

ФОНД СКВАЖИН НА 01.06.06г

им.МИРЗОЕВА

КАТЕГОРИЯ ФОНДА

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ

40

действующий

34

дающие нефть всего:

33

ФОНТ

2

СКН

1

ЭЦН

16

ГЗЛ

14

ПРОСТАИВАЮЩИЕ:

1

ФОНТ

0

СКН

0

ЭЦН

0

ГЗЛ

1

БЕЗДЕЙСТВУЮЩИЕ

6

% к эксплуатационному

1.5

В КОНСЕРВАЦИИ

6

Наблюдательные

11

В работах по ликвидации и ожид. ликв.

2

Ликвидированные после эксплуатации

1

Ликвидирован,после бурения.

15

НАГНЕТАТЕЛЬНЫЕ

5

ВЕСЬ ПРОБУРЕННЫЙ ФОНД НЕФТ.

74

ОБЩИЙ ФОНД

79

Состояние фонда скважин

Пласт

Блок

Об

Сп\э

skv

1.Действующие,дающие нефть

VII;VIII

V

4

Ш

55

VII;VIII

V

4

Г/Л

17

VIII

V

4

Г/Л

121

VIII-X

IV

4

Г/Л

90

131

XIII

V

5

ф

89

XIII

V

5

Г/Л

110

XIII

V

5

Э

123

XIV

III

5

ф

72

XIV

IV

5

Э

113

XIV

V

5

Э

122

XIV;XVII<...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены