дипломная работа. Бакалаврская работа
 Скачать 2.88 Mb.
|
|
5.3 Санитарные требования к помещению и размещению используемого оборудования Высота цеха составляет 6 м, площадь 60 м 2 , объем 140 м 3 , что соответствует установленным нормативам [5]. Общее освещение в цехе должно быть не менее 200 лк, коэффициент естественной освещенности КЕО при верхнем освещении не менее 1,8%, при боковом – не менее 0,6% [6]. В основную деятельность оператора входит снятие показания со счетчиков, наблюдение за общим технологическим процессом, ремонт наземного оборудования, следовательно, для оператора принимаем разряд зрительной работы V подразряд б. Показатели производственного освещения представлены в таблице 5.2 [11]. Таблица 5.2 – Показатели производственного освещения Характер зрительной работы Малой точности Размер объекта различения, мм 1 – 5 Разряд зрительной работы V Подразряд зрительной работы б Контраст объекта с фоном Малый Средний Характеристика фона Средний Темный Искусственное освещение Освещенность при общем освещении 200 Показатель ослепленности 40 Коэффициент пульсации 20 Естественное освещение КЕО, е н , % при верхнем 3 при боковом 1 Совмещенное освещение при верхнем 1,8 при боковом 0,6 В помещениях и наружных установках, где возможно образование 70 опасных взрыву и пожару смесей, освещение оборудования должно быть выполнено во взрывопожаробезопасном исполнении [7]. Уровень шума на рабочем месте оператора ОПЗ не должен превышать 60 дБ [8]. Предельно допустимый уровень напряженности электромагнитных полей на рабочем месте в течение смены равен 5 кВ/м [9]. В воздухе рабочей зоны оператора по добыче нефти и газа имеются вредные вещества (толуол, ксилол и т.д.), соответствующие 3 классу опасности – умеренно опасные [3]. Защитные свойства спецодежды определяются тканями, из которых они изготовлены. К тканям предъявляются такие требования, как хорошие теплозащитные свойства, воздухопроницаемость, малая влагоёмкость. Спецобувь предназначена для предохранения ног от механических повреждений и от действия кислот, щелочей, воды. Операторы по добыче нефти и газа обеспечиваются спецодеждой и средствами индивидуальной защиты: - костюм для защиты от воды; - костюм с огнезащитной пропиткой; - головной убор; - сапоги резиновые лёгкие; - перчатки резиновые; - очки защитные; - костюм на утепляющей прокладке; - сапоги утепленные; - шапка тёплая; перчатки шерстяные [7]. 5.4 Обеспечение безопасности технологического процесса При добыче нефти и газа имеет место загазованность воздуха рабочей зоны. Основными вредными веществами являются:пары нефти, нефть и природный (попутный) нефтяной газ, спирт метиловый (метанол), сероводород, угарный газ, реагенты. 71 Перечень и ПДК вредных веществ представлены в таблице 5.3 [12]. Таблица 5.3 - Характеристика вредных веществ и их ПДК Анализ воздушной среды рабочей зоны производится с помощью газоанализатора перед входом в производственные помещения и проведением газоопасных работ. При повышенной загазованности воздуха рабочей зоны следует произвести вентиляцию помещения, при невозможности проведения вентиляции необходимо применить соответствующие противогазы. До начала работ необходимо проверить исправность противогазов и шлангов. # № В еще ство Хи м ич . формула ПД К , м г/м 3 К ла сс оп ас нос ти Ха ра ктер воз де йс тви я н а че лове ка Температура , °С НКПР, К ПР, % об. вс пышки са м ово сп ла - м ен ен ия 1 1 Углеводород ы С 2-10 Н 6-24 300 (ср. сменный) 900 (макс. разреш.) 4 Вызывают неустойчивость нервной системы, зуд кожи 7-44 255- 450 1,3/6,5 2 2 Метанол СН 4 O 5 (макс. разреш) 3 Отравление 6 440 6,98/34 ,7 3 3 Сероводород H 2 S 10 (макс. разреш) 2 Отравление - 260 4/46 4 4 Угарный газ CO 20 (макс. разреш) 4 Ухудшает отдачу кислорода тканям - 610 12,5/74 72 В рабочих помещениях установлены распределительные устройства и сети, в схемы которых входят рубильники с переключателями и предохранителями, автоматические выключатели, контакторы с аппаратурой автоматического ввода резерва, а также аппаратура измерения или учета. На рабочем участке оператора по добыче нефти и газа используются сети напряжением 380 В. Для обеспечения безопасности людей металлические части электроустановок, корпуса электрооборудования и приводное оборудование должны быть заземлены, занулены. Все токоведущие части изолированы или помещены на достаточной высоте для защиты от возможного поражения электрическим током [13]. 5.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности В процессе трудовой деятельности оператор ДНГ наиболее часто находится в следующих помещениях: АГЗУ, БГ. АГЗУ по взрывопожарной и пожарной опасности относится к категории А (высшая). БГ в зависимости от состава перекачиваемой жидкости относится к категории А или Д (помещения, содержащие негорючие вещества и материалы в холодном состоянии) [14]. Основными причинами пожаров являются: - халатное и неосторожное обращение с огнем (курение, оставление без присмотра нагревательных приборов, разогрев деталей открытым огнем т.п.); - неисправность отопительных и вентиляционных систем; - неисправность производственного оборудования, нарушение технологических процессов (выделение горючих газов, пыли); - самовоспламенение или самовозгорание некоторых веществ и материалов при нарушении правил их хранения и использования; 73 - искрение в электрических аппаратах и машинах; токи коротких замыканий и значительные перегрузки проводов и обмоток электрических устройств, вызывающие их нагрев до высокой температуры; - плохие контакты в местах соединения проводов, приводящие к увеличению переходного сопротивления, на котором выделяется большое количество тепла. В Таблице 5.4 приведены токсичные и пожароопасные свойства горючих веществ [2]. Таблица 5.4 – Токсичные и пожароопасные свойства горючих веществ Показатели Наименование веществ метан нефть Плотность по воздуху 0.5543 3.5 Температура самовоспламенения, °С 450 270- 320 Температура вспышки, °С - 40-17 Предельно-допустимая концентрация, мг/м3 в рабочей зоне 300 300 Класс опасности 4 3 Концентрационные пределы воспламенения 5-15 1.26- 6.5 Действие на организм В больших концентрациях обладает наркотическим действием Обладает наркотическим действием Для защиты производственных помещений от пожара применяется дренчерная системы пожаротушения. Для технологических зон, содержащих углеводороды, минимальная интенсивность орошения по раствору вода/пена составляет 12 л/мин на квадратный метр, для зон устьев скважин интенсивность орошения составляет 20 л/мин на квадратный метр. Для обеспечения безопасности рабочих на случай пожара в наличии должны быть первичные средства пожаротушения: - огнетушитель пенный – 8шт.; - ломы – 2шт.; - топоры – 2шт.; 74 - багры – 2шт.; - ведра пожарные – 4шт. Противопожарный инструмент должен находиться на щитах в специально отведенных местах. Запрещается использовать противопожарный инструмент не по назначению [15]. Целью расчета является определение необходимой подачи воды в дренчерную систему для защиты технологического и бурового комплексов и выбор оборудования. Для борьбы с пожаром система должна обеспечить подачу воды на орошение: - зоны устьев скважин № 2 (орошение на 2 уровнях) (B3-5-001); - зоны устьев скважин № 1 (орошение на 2 уровнях) (B2-5-001); - помещения технологического оборудования №3 (D5-5-001); - помещения технологического оборудования № 4 (D5-6-001); - помещения буровых насосов и цистерн бурового раствора (D6-5-001) и помещения пескоотделителей (D6-6-001); - помещения технологического оборудования № 1 (D7-5-001); - помещения технологического оборудования № 2 (D7-6-001); - помещения коагуляторов (D22-5-001, D22-6-001); - помещение сепараторов (D22-7-01, D22-8-051) [16]. Потребность системы в воде определяется, исходя из условия обеспечения интенсивности ее подачи: 12,2 л/мин на м 2 - для технологических зон; 20 л/мин на м 2 - для зоны устья скважин [16]. Расчет расхода воды и количества распылителей, требуемых для орошения вышеперечисленных потребителей, представлен в таблице 5.5. Принятое количество распылителей (314 шт.) с расходом воды на один распылитель 14,5 м 3 /ч обеспечит работу системы с требуемой интенсивностью подачи воды 75 Таблица 5.5 - Расчет расхода воды и количества распылителей Наименование защищаемой поверхности Площадь F, м 2 Интенсивность орошения, л/мин/м 2 Расход воды Q = q x F, м3/ч Количество распылителей при расходе воды одним распылителем 14,5 м3/ч Зона устьев скважин №1 (B2-5-001) (орошение на 2-х уровнях) 2х226,0 20,0 542,4 38 шт. Итого по зоне B2: 542,4 38 шт. Зона устьев скважин №2 (B3-5-001) (орошение на 2-х уровнях) 2х226,0 20,0 542,4 38 шт. Итого по зоне B3: 542,4 38 шт. Помещение технологического оборудования №3 (D5-5-001) 536,0 12,2 392,35 27 шт. Помещение Технологического оборудования №4 (D5-6-001) 536,0 12,2 392,35 27 шт. Итого по зоне D5: 784,7 54 шт. Помещение буровых насосов и цистерн бурового раствора (D6-5-001) и в помещение пескоотделителей (D6- 6-001) 1014,0 12,2 742,25 52 шт. Итого по зоне D6: 742,25 52 шт. Помещение технологического оборудования №1 (D7-5-001) 441,0 12,2 322,8 23 шт. Помещение технологического оборудования №2 (D7-6-001) 441,0 12,2 322,8 23 шт. Итого по зоне D7: 645.6 46 шт. Подвышечное основание, зона М8 (орошение ног буровой установки на высоту ворот, орошение превентора и манифольдов) 325,0 20,0 390,0 27 шт. Итого по зоне M8: 390,0 27 шт. Помещение коагуляторов (D22-5-001, D22-6001) 417,0 12,2 305,24 21 шт. Помещение сепараторов (уровень 47750) 370,0 12,2 270,84 19 шт. (уровень 57250) (D22-7-01, D22-8- 051) 370,0 12,2 270,84 19 шт. Итого по зоне D22: 846,92 59 шт. Всего: 314 шт. 76 5.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях Основными аварийными ситуациями при добыче нефти и газа являются: - открытое фонтанирование; - утечка химических веществ и реагентов; - взрывы горюче-смазочных материалов; - короткие замыкания и удары током. В случае обнаружения аварийной ситуации персоналу кустовой площадки необходимо: - прекратить все работы; - приступить к эвакуации других сотрудников из опасного местоположения и ограничить проход людей в опасную зону; - доложить руководству о сложившейся ситуации; - начать ликвидацию аварии или другой неисправности. Для предотвращения аварийных ситуаций применяют специальные системы безопасности, которые основаны на: - проведении постоянного мониторинга и контроля систем управления технологическим процессом; - проведении постоянного мониторинга возможных источников опасности и устранении возможных источников возгорания; - обеспечении систем звукового и визуального оповещения об отключении установки, аварийного сброса давления и пожаротушения [17]. Данный производственный объект относится ко II категории по группам ГО [18]. Общая численность работающих составляет 105 человек, численность наибольшей работающей смены – 55 человек. На рабочих местах имеются специальные индивидуальные защитные заграждения. Все работающие полностью обеспечиваются индивидуальными и медицинскими средствами защиты. В производственном помещении имеется медицинская аптечка для оказания первой помощи пострадавшим. 77 Внешних и внутренних источников для образования вторичных факторов поражения при возможных авариях в непосредственной близости рассматриваемого участка нет. Электроснабжение обеспечивается от дизельного генератора напряжением до 380 В. Связь осуществляется через проводную внутреннюю линию и через спутник. Тепло подается с помощью обогревателей, работающих от электросети. 5.7 Экологичность проекта Технологические процессы в нефтяной и газовой промышленности могут сопровождаться выбросами в почву, в водоемы и атмосферу значительных количеств производственных отходов, которые их загрязняют. Источниками возможных загрязнений являются: резервуары, технологические емкости, установки по подготовке нефти, нефте- и газопроводы. Для максимального сокращения вредных выбросов в атмосферу необходимо: - оборудование дыхательными клапанами резервуаров нефти, исключающими значительные потери углеводородов; - должен быть предусмотрен сброс с предохранительных клапанов и улавливание газового конденсата, воды и нефтешламов в дренажные емкости; - использование пневматической системы управления технологическим процессом с индикацией основных технологических параметров на центральный пункт управления установкой, в случае аварийного отключения данная система управления позволяет перейти к безопасному и организованному отключению установки; - обеспечение прочности и герметичности технологических аппаратов и трубопроводов; - автоматизация и дистанционный контроль за всеми технологическими процессами; 78 - размещение вредных и пожаро-, взрывоопасных процессов в отдельных помещениях и на открытых площадках; - своевременное проведение планово-предупредительных ремонтов и профилактики технологического оборудования; - оборудование аппаратов, работающих под давлением, с предохранительными клапанами; - на всех резервуарах, используемых для хранения нефти, применение специальных устройств для предотвращения утечки летучих углеводородов и других газов в атмосферу. Проанализировав состояние окружающей среды в зоне разработки месторождения им. Ю. Корчагина можно сделать вывод, что уровень обеспечения экологической безопасности проекта достаточно высок. 79 ЗАКЛЮЧЕНИЕ В настоящей выпускной квалификационной работе проведён анализ разработки месторождения имени Юрия Корчагина. Изначально была кратко разобрана геология, характер взаимосвязи с соседними месторождениями шельфа Каспия. Полученные данные в ходе ввода скважин первого типа показали, что строение коллекторов отличается от первоначальной интерпретации. Также в ходе разработки месторождения им. Ю. Корчагина появилась серьезная проблема – прорыв газа к забоям добывающих скважин из газовой шапки неокома. Исследования причин и источников прорыва газа во время разработки показали более тесную гидродинамическую связь между неокомским надъярусом и волжским ярусом, через возможные зоны разуплотнения, подтверждённые моделированием и трассерными исследованиями. Контроль над разработкой на месторождении по всем добывающим скважинам регулярен. Постоянно ведутся замеры дебитов, обводненности добываемой продукции скважин, газового фактора. Замеры добываемой продукции производятся с помощью трехфазных расходомеров. Во всех добывающих скважинах непрерывно осуществляются замеры забойного и устьевого давлений. Все это неоценимо помогает анализировать и совершать верное и обоснованное регулирование разработки. Для интенсификации добычи рекомендуется качественное вскрытие пласта, которое обеспечит сохранение коллекторских свойств продуктивных отложений. С этой целью предусмотрено применение специальных инвертно- эмульсионных буровых растворов на углеводородной основе, которые позволят сохранить естественную проницаемость. Исходя из программ опытно-промышленных работ, которые проводились на разных месторождениях, рекомендуется провести испытания системы пассивного регулирования притока нового поколения с ограничителем расхода 80 газа, провести испытания адаптивных устройств регулирования притока – устройства, способные подстраиваться под изменяющиеся со временем характеристики притока жидкой и/или газообразной фазы. Для решения задач по регулированию притока необходимо провести испытания интеллектуального заканчивания скважин с применением активных устройств регулирования притока, на которые возлагаются наибольшие надежды для оптимальной эксплуатации. Не выполнения решений по предыдущим проектным документам связаны: - с более поздним вводом скважин в разработку; - фактический средний дебит по нефти скважин оказался ниже проектного (фактическая протяженность скважины по коллектору оказалась меньше проектной, фактическая обводненность новых добывающих скважин по неокому оказалась в среднем в 6 раз больше проектной 32,3% и 5,5% соответственно, продолжение роста газового фактора); - фактический фонд добывающих скважин ниже проектного. В ходе работ по поиску причин и путей минимизации прорывов газа в добывающие скважины, а также определения оптимальных траекторий новых добывающих скважин были получены следующие выводы: 1. Природные факторы внедрения газа в нефтяную оторочку месторождения им. Ю.Корчагина приводят к последовательному сокращению ее толщины; 2. Из числа рассмотренных причин влияния на газонефтяное отношение (ГНО) наиболее информативной оказалась зависимость отношения газ-нефть в продукции скважин от угла наклона продуктивного пласта; 3. В центральном блоке отсутствуют участки с низкими значениями ГНО. В силу его наиболее высокого гипсометрического положения, более высоких значений угла падения пласта, повсеместно высокой газонасыщенности нефти и концентрации углеводородных газов (УВГ) (плотности запасов газа); 4. Определена площадь распространения участков с низкими значениями ГНО (западный и восточный блоки с углами падения пласта 1,0...2,5° и средним 81 значением ГНО), куда целесообразно направить горизонтальные секции проектных добывающих скважин с целью минимизации повышенного прорыва газа в нефтяную оторочку. Поскольку залежи неокома и волжского характеризуется обширными подгазовыми и водонефтяными зонами, первые годы эксплуатации показали, что основной проблемой разработки месторождения является загазование скважин из-за прорыва газа газовой шапки залежи неокома. Поэтому для выравнивания профиля притока в горизонтальном стволе скважин и изоляции прорывов газа и/или воды рекомендуется вводить скважины с «интеллектуальным» заканчиванием, которое состоит из регулируемых секционных фильтров, позволяющих разделить горизонтальный участок на несколько интервалов, и при необходимости (загазование, обводнение) проводить их селективное отключение. В специальной части были проведены расчеты по подбору оптимального диаметра фонтанных труб с целью минимизации потерь давления при движении флюида. В результате расчетов была сделана рекомендация по замене труб на скважинах № 107 и №114 диаметра 114 мм на НКТ диаметром 89 мм. После выбора необходимых лифтовых колонн для газовых скважин месторождения им. Ю.Корчагина были проведены расчеты по определению критического (минимально-допустимого) дебита газа, при котором на забое газовой скважины не происходит накопления жидкости. Таким образом, на основании приведенных расчетов, минимальный дебит газа для газовой залежи неокомского яруса составляет порядка 95 тыс. м 3 /сут. В экономической части дипломного проекта для выяснения экономической целесообразности разработки месторождения был произведен расчет стоимости основных производственных фондов и прибыли компании. По данным расчетам за год эксплуатации месторождения предприятие ООО «Лукойл» получит чистую прибыль в размере 33228,48 млн. рублей. В разделе безопасности и экологичности проекта были освещены основные опасные и вредные производственные факторы, возникающие при 82 работе на ледостойкой стационарной платформе, а также был произведен расчет расхода воды и количества распылителей для обеспечения пожаробезопасности технологических и буровых комплексов. Исходя из вышеуказанного материала, можно сделать заключение, что данная квалификационная работа достигла поставленных целей. Проведённый анализ позволит исправить сложившуюся ситуацию на изучаемом месторождении, а также позволит предотвратить схожие проблемные ситуации, при не столь далёкой дальнейшей разработке месторождений Каспия, а может даже и Арктики. |