курсовая,. Для достижения поставленной цели поставлены следующие задачи

• Название: Для достижения поставленной цели поставлены следующие задачи
• Дата: 12.04.2023
• Размер: 1.84 Mb.
• Имя файла: курсовая,.docx
• Тип: Документы; #1057406
• страница: 7 из 8

1 — технологическая емкость; 2 — наклонные желоба; 3 — пеногаситель; 4 — выход газа, 5 — влагоотделитель; 6 — выход нефти; 7 — устройство для предотвращения образования воронки; 8 — люк-лаз; 9 — распределительное устройство; 10 — ввод продукции

Рис 2.5. Горизонтальный газонефтяной сепаратор Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распределительное

устройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5, где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.

Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства.


1 – выход газа, 2 – сливной патрубок, 3 – верхняя крышка, 4 – цилиндрическая часть корпуса, 5 – питающий патрубок (с тангенциальным вводом любого сечения) для подачи ГЖС

Рис 2.6. Гидроциклонные устройства

Сферический сепаратор:

Сферические сепараторы применяются для разгазирования нефти при разработке шельфовых месторождений, которые отличаются высоким давлением. Конструкции сферических сепараторов представлены на рисунке 5.

Выход газа

Вход ГЖС

Выход нефти

Рис 2.7.Конструкции сферических сепараторов

2.7 Расчет параметров ТВО

Трубный водоотделитель (ТВО) предназначен для утилизации попутной пластовой воды в системе сбора и подготовки нефти. Его использование существенно упрощает традиционные технологии очистки и сброса воды для систем поддержания пластового давления (ППД). До внедрения ТВО вся продукция скважин транспортировалась от нефтяного месторождения до установок сброса воды (УПС) и установок подготовки нефти (УСН), а сбрасываемая вода обратно откачивалась на нефтяное месторождение для закачки в продуктивные пласты.

На УПС газожидкостная смесь с нефтяной площадки поступает в горизонтальный сепаратор, откуда газ направляется на осушку и далее потребителю. Вода из сепаратора подается в горизонтальный отстойник, затем в вертикальный резервуар для очистки от остатков нефти, а нефть - в буферную емкость, откуда откачивается на УПН.

Подготовка вода в вертикальных резервуарах (РВС) приводит к их ускоренной коррозии (срок службы 2-3 года), интенсивно корродируют и горизонтальные емкости УПС. Кроме того, на транспортировку больших объемов воды от УПС к кустовым насосным станциям системы ППД необходимы водонасосные станции, а, следовательно, дополнительные расходы электроэнергии.

Использование ТВО позволяет осуществить предварительный сброс воды непосредственно на нефтяной площади и напором насосов нефтяных скважин через ТВО подавать попутную воду к насосам КНС. При этом значительно сокращается количество вертикальных резервуаров (примерно на 70%), отпадает необходимость в затратах электроэнергии на транспорт воды от УПС до насосов системы ППД.



Рис2.8. Схема трубного водоотделителя

Трубный водоотделитель см 2.7 состоит из наклонного трубопровода 1, над которым параллельно расположен трубопровод 2, соединенный с ним посредством перемычек 3.

Подводящий трубопровод-успокоитель 4 газожидкостной смеси, поступающей по трубопроводу 5 системы сбора нефти, расположен рядом с трубопроводом 1. Верхние концы трубопроводов 1 и 2 соединены с нефтегазопроводом 7. Нижний конец трубопровода 1 соединен с приемной линией насосных агрегатов ППД 8.

Газоводонефтяная смесь с промыслов по трубопроводу 5 подается в успокоитель 4, откуда свободный газ по перемычке 6 переходит в верхний трубопровод 2, нефть и вода - в трубопровод 1. Вода, имеющая большую плотность, чем нефть, с частичным содержанием нефти движется вниз по трубопроводу 1, нефть - вверх и совместно с газом поступает в трубопровод 7. Вода по ходу движения вниз по трубопроводу 1 постепенно освобождается от частиц нефти и пузырьков газа, которые по перемычкам 3 переходят в трубопровод 2, а затем 7. Освобожденная от нефти вода по трубопроводу 8 поступает к насосам ППД.

Скорость движения очищаемой воды в наклонном трубопроводе ТВО подбирается в зависимости от свойств газоводонефтяной смеси и устойчивости эмульсии нефть-вода.

Многолетний опыт эксплуатации ТВО в нефтегазодобывающих предприятиях показал высокую эффективность и надежность этих устройств, однако на некоторых из них наблюдается повышенная скорость коррозийных процессов в донной части ТВО, что приводит к образованию свищей уже через несколько лет работы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Манчаровское нефтяное месторождение относится к категории крупных. Его начальные извлекаемые запасы равны 70 млн. тонн. Месторождение включает следующие площади: Манчарово-Игметовскую, Крещено-Булякскую, Яркеевскую, Абдуллинскую, Тамьяновскую, Иманлекулевскую, Западно-Менеузовскую и Кувашскую. Результаты работы : 1.Изучила природные условия образования нефти. 2.Выявила промышленные запасы, степень разработанности месторождения.

Основными эксплуатационными объектами на месторождении являются песчано-алевритовые пласты терригенной толщи нижнего карбона и карбонатные пласты турнейского яруса. Небольшие залежи нефти содержатся в карбонатных пластах каширского горизонта среднего карбона, в песчано-алевролитовых пластах Дкн3 и Д₁ кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона и в пласте Д₂ муллинского горизонта среднего.

Степень выработки запасов нефти из этих пачек определяет во многом степень истощения запасов по месторождению в целом. По состоянию на 01.01.92. накопленная добыча нефти из верней пачки равна 41336 тыс. т., по нижней – 15671 тыс. т. Из турнейской залежи добыто всего нефти 1585 тыс. т. (0,058 от всех запасов) из девонских пластов добыто 455 тыс. т.(0,102 от запасов). Остаточные извлекаемые запасы нефти составляют по верхней пачке -2750 тыс. т., по нижней -3606 тыс. т.. [1]. В период максимальной добычи нефти (1965-1968г.г.) были достигнуты высокие темпы, составляющие 5,4-5,7% ( 3,780 т.т)от начальных извлекаемых запасов. Затем в течение длительного времени (1975-1986г.г.) удерживались практически постоянные достаточно высокие годовые темпы добычи, составляющие 2,30-2,36% от начальных извлекаемых запасов.(1,61 т.т) девона. В 2004 году на месторождении добыто 481,272 тыс. тонн нефти, годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 0,67%, от текущих 11,90%.

С начала разработки добыто 67844,884 тыс. тонн нефти или 95,03% от извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,411.Месторождение почти целиком выработано.

Познакомилась с физико-химическими свойствами разгазированной нефти, газа и воды .Нефть терригенной толщи нижнего карбона и турнейского яруса относятся к типу парафинистых, высокосернистых и высокосмолистых. Сероводород в нефти отсутствует. Вязкость от 57 до 70,3 мПа^*с, плотность- 900 кг/м³ ,содержание серы от 3,2-до 3,6, смол- 10,5-11,2, парафина- 3-4. В компонентных составах нефтяного газа, выделившегося при однократном разгазировании в стандартных условиях, преобладает метан: 26,6, в терригенной толще нижнего карбона; 32,89%, в турнейском ярусе; 32,3% - в кыновском горизонте и 37,36% - в пашийском горизонте.

В газе нефти турнейского яруса присутствует сероводород в количестве 2,57%. В составе газа нефтей остальных горизонтов сероводород не обнаружен.

По данным анализа проб разгазированной нефти терригенной толщи нижнего карбона видно, что нефти эти тяжелые (плотность 901 – 908 кг/м³), вязкие (вязкость 52,4 мПа.с), смолистые (содержание силикагелевых смол 17,8%), сернистые (содержание серы 3%), парафинистые (3,7%). Выход светлых нефтепродуктов составляет 38,6%.

Нефти турнейского яруса тяжелые (плотность 904-912 кг/м³), вязкие (62,7мПа.с), смолистые (19,9%). Сернистые (3,4%), парафинистые (4,2%). Выход светлых нефтепродуктов достигает 36,9%.

Выделила 3 способа эксплуатации:1.Через УСШН -60%,2.УЭЦН- 39% и фонтанный около 1%.Всего в эксплуатации 743 скважины.

3. ТЕХНИЧЕСКАЯ И ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ШСНУ
Отдел по делам ГО и ЧС НГДУ “Чекмагушнефть” 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;

-сильные морозы, метели и снежные заносы;

-катастрофические движения воздуха и др.

Чрезвычайные ситуации техногенного характера:

-крупномасштабные пожары;

-сильные взрывы попутного 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 “Чекмагушнефть” 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 действия 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 используют как 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 аварий потенциально опасных хозяйственных объектах, стихийного бедствия или военного конфликта. Прогноз должен быть выдан на период от несколько суток до несколько 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, биологического 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 запланировано строительство простейших укрытий на время 12-24 часа. В планах указаны место и сроки строительства, привлекаемые силы и средства, а также назначены ответственные лица за строительство.

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

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