Анализ эффективности системы сбора нефти и газа на Астохском участке Пильтун-Астохского месторождения

Для начала определим, какой перепад давления можно создать в ВТ при заданном значании давления на выходе из нагнетательного компрессора.

В настоящее время попутный газ закачивается в скважину под давлением 21 МПа, поэтому при давлении на выходе из газонагнетательного компрессора 31,3 МПа, перепад давления составит 10,3 МПа.

Выбираем весовую долю холодного газа - 0,87. Получаем суточный объем горячего потока равный 172478,56 м3 /сут. (6,09 млн. куб. фут.).

Исходные данные для расчета вихревой трубы

Давление на входе в диафрагму Р0, МПа - 31,3

Давление на выходе диафрагмы Р0х, МПа - 20,5

Температура на входе Т0, К - 378

Суточный расход газа Q, м3/сут - 1326758

Весовая доля холодного газа , дол. ед. - 0,87

Коэффициент адиабаты k, - 1,3

Плотность газа , кг/м3 - 0,725 (при стандартных условиях Pатм = 1,013 и T = 293 K)

Газовая постоянная R, - 511,81

Расчёт:

Давление на выходе сопла

Р2=, (2)

где

Р0 - давление на входе в диафрагму, МПа;

Р0х - давление на выходе диафрагмы, МПа.

Плотность газа на входе сопла

0 = , (3)

где

Рат - атмосферное давление, МПа;

г - плотность газа в стандартных условиях, кг/м3;

Т - стандартная температура, К;

Р0 - давление на входе в диафрагму, МПа;

Т0 - температура на входе, К.

Плотность газа на выходе сопла

, (4)

где

0 - плотность газа на входе сопла, кг/м3;

Р0 - давление на входе в диафрагму, МПа;

Р2 - давление на выходе сопла, МПа;

k - коэффициент адиабаты.

Плотность газа на оси трубы 1

, (5)

где

0 - плотность газа на входе сопла, кг/м3;

Х - расчетный коэффициент;

k - коэффициент адиабаты.

Расчетный коэффициент Х

Х=, (6)

где

Р0 - давление на входе в диафрагму, МПа;

Р2 - давление на выходе сопла, МПа;

k - коэффициент адиабаты.

Плотность газа за диафрагмой 0х

, (7)

где

Р0х - давление на выходе диафрагмы, МПа.

R - газовая постоянная, ;

Тх - средняя статическая температура за диафрагмой.

Принимая = 1 и учитывая, что = 2 средняя статическая температура за диафрагмой Тх будет определяться по формуле:

Тх = , (8)

где

Т0 - температура на входе, К;

Х - расчетный коэффициент;

- весовая доля холодного газа, дол. ед.

Весовой расход газа G

G = , (9)

где

Q - суточный расход газа, м3/сут;

г - плотность газа в стандартных условиях, кг/м3.

Весовой расход холодного газа Gx

Gx = · G, (10)

где

G - весовой расход газа, кг/с;

- весовая доля холодного газа, дол. ед.

Скорость истечения газа из сопла W0, м/с

W0=, (11)

где

Х - расчетный коэффициент;

R - газовая постоянная, ;

Т0 - температура на входе, К;

k - коэффициент адиабаты;

Р0 - давление на входе в диафрагму, МПа;

Р2 - давление на выходе сопла, МПа;

k - коэффициент адиабаты.

Расчетный коэффициент у

у = , (12)

где

Х - расчетный коэффициент;

- весовая доля холодного газа, дол. ед;

- расчетный коэффициент;

k - коэффициент адиабаты.

Расчётный коэффициент

 = 1 + ·(Х - 1), (13)

где

- весовая доля холодного газа, дол. ед.;

Х - расчетный коэффициент;

k - коэффициент адиабаты.

Расчетный коэффициент э

э = , (14)

где

k - коэффициент адиабаты.

Площадь отверстия диафрагмы F

F = , (15)

где

- весовая доля холодного газа, дол. ед.;

G - весовой расход газа, кг/с;

0х - плотность газа за диафрагмой, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

k - коэффициент адиабаты;

R - газовая постоянная,

Тх - средняя статическая температура за диафрагмой, К;

у - расчетный коэффициент.

Площадь сопла f

f = , (16)

где

G - весовой расход газа, кг/с;

0 - плотность газа на выходе сопла, кг/м3;

k - коэффициент адиабаты;

R - газовая постоянная, ;

Т0 - температура на входе, К;

Диаметр диафрагмы dд

dд = 2·, (17)

где

F - площадь диафрагмы, м2.

Диаметр сопла dс

dс = 2·, (18)

где

f - площадь сопла.

Диаметр вихревой трубы dв

dв = 2·, (19)

где

F - площадь диафрагмы, м2;

- весовая доля холодного газа, дол. ед.

Исходя из опытных данных рекомендуемая длина вихревой трубы Lв равна

Lв = 6·dв, (20)

где

dв - диаметр вихревой трубы, м.

Интегральный дроссель эффект

= 0,3·(Р0 - Р0х), (21)

где

Р0 - давление на входе в диафрагму, МПа;

Р0х - давление на выходе диафрагмы, МПа.

Перепад температур Тх

Тх = , (22)

где

- весовая доля холодного газа, дол. ед.;

k - коэффициент адиабаты;

- интегральный дроссель эффект.

Температура на выходе трубы Тх

Тх = , (23)

где

Р0х - давление на выходе диафрагмы, МПа;

0х - плотность газа за диафрагмой, кг/м3;

R - газовая постоянная, .

Температура на оси трубы Т1

Т1 = , (24)

где

Т0 - температура на входе, К;

Х - расчетный коэффициент.

Давление на оси трубы Р1

Р1 = , (25)

где

Т1 - температура на оси трубы, К;

R - газовая постоянная, ;

1 - плотность газа на оси трубы.

Математический расчет представлен в виде таблицы Microsoft Excel в приложении Г.

Таблица 4 - Расчета основных параметров вихревой трубы

P0 MПа	P0х MПа	T0 K	Qсут м3/сут	µ	б	Tх K	Tг K
31,3	20,5	378	1326758	0,87	1	358,13	380

Из расчета основных параметров вихревой трубы видно, что её применение в данной технологической схеме целесообразно, так как температура холодного потока на выходе из вихревой трубы достигает

Tх = 359,21 K (86,21_ С). Такое значение температуры закачиваемого газа не будет вызывать теплового расширения колонны обсадных труб и обеспечивать равномерную утилизацию попутного газа, не вызывая необходимости сокращения объемов добычи нефти в летний период.

Естественно возникает вопрос об утилизации горячего потока на выходе из вихревой трубы. По расчетам значение объема горячего потока равно 172478,56 м3 /сут. или 7186,61 м3/ч. Можно предложить множество способов использования горячего потока. Во-первых, данное количество газа может сжигаться на факельной линии (в 2007 г. компании разрешено сжечь 1,3 млрд. куб.фут., что соответствует 184063 м3/день). Но политика компании направлена на минимизацию объемов сжигаемого газа и повышение дебита скважин за счет направления части попутного газа на факел не будет являтся рациональным и эффективным решением.

В данной работе доля холодного потока подобрана таким образом ( = 0,87), что весь объем горячего потока (7186,61 м3 /ч) может использоваться как топливо для внутренних нужд платформы (объем топливного газа равен 7360 м3/ч, см. раздел 3.4). Также горячий газ можно использовать в системе обогрева различных систем и модулей.

5. Экономическое обоснование выбора вихревой трубы, как элемента в системе утилизации попутного газа

Исходные данные:

вихревая камера в сборе с технологической обвязкой - стоимость 145 тыс. руб. - цена на 2007 г.;

стоимость автоматического регулирующего клапана КРТ - О33 с блоком управления - 110 тыс. руб.;

перевозка установки включает в себя:

- автоперевозка в п. Ноглики - 60 тыс. руб.;

- доставка установки на платформу - 1050 тыс. руб. (стоимость 1 ч. работы вертолета - 300 тыс. руб.);

монтаж установки на платфоме - 1052 тыс. руб.

Стоимость затрат на перевозку и монтаж вихревой трубы взята на основе сметной документации на реконструкцию платформы «Моликпак» в целях осуществления этапа 2 проекта.

Фонд оплаты труда отнесен на счет собственных нужд компании.

Расчет экономического эффекта будет основан на расчете прибыли от продажи нефти до внедрения вихревой трубы и прибыли полученной за реализацию объема нефти без потерь в летний период добычи из-за высокой температуры газа, за вычетом затрат на приобретение и монтаж установки.

5.1 Прибыль до внедрения ВТ.

Прибыль предприятия:

П1 = В - Зд, (26)

где

В - выручка от реализации нефти;

Зд - затраты на добычу нефти.

В = Vнефти · Цнефти, (27)

где

Vнефти - объем добытой нефти;

Цнефти - цена одной тонны нефти (за 2006 г. средняя отпускная цена за одну тонну нефти составила 60,89 $/бар. (по данным ФСН), или 11197,1 руб./т при курсе 25,9 руб. за 1 $)

В = 1630710,2 · 11197,1 = 18259,2 млн. руб.

Зд = Vнефти · S, (28)

где

Vнефти - объем добытой нефти;

S - себестоимость одной тонны нефти.

Зд = 1630710,2 · 3300 = 5381,34 млн. руб.

Полученные значения выручки и затрат, подставляем в (26):

П1 =18259,2 - 5381,34 = 12877,86 млн. руб.

5.2 Прибыль после внедрения ВТ.

Расчет прибыли после внедрения ВТ будет происходить таким же образом, но с некоторыми изменениями: к общему объему добытой нефти добавится объем нефти, связанный с потерями в летний период; в затраты на добычу будут внесены затраты на покупку, доставку и монтаж вихревой трубы.

П2 = В - Зд - Зт (29)

где

Зт - затраты на проводимое мероприятие.

В = (Vнефти + Vнефти) · Цнефти, (30)

где

Vнефти - объем нефти связанный с потерями из-за высокой температуры газа, но после проведения мероприятия будет считаться объемом добываемой нефти.

В = (1630710,2 + 3629,1) · 11197,1 = 18299,9 млн. руб.

Зд = (1630710,2 + 3629,1) · 3300 = 5393,32 млн. руб.

Зт = Цв.т. + Цмонтажа + Цдоставки, (31)

где

Цв.т. - цена вихревой трубы (одна основная + одна резервная);

Цмонтажа - затраты на монтаж ВТ;

Цдоставки - затраты на доставку ВТ.

Зт = 145·2 + 110 + 60 + 1050 + 1052 = 2,56 млн. руб.

Подставляя полученные значения в (29), получим прибыль после внедрения ВТ: П2 = 18299,9 - 5393,32 - 2,56 = 12904,14 млн. руб.

5.3 Эффективность от внедрения вихревой трубы.

Эффективность проведения мероприятия будет оцениваться как разница между прибылью от продажи нефти до и после проведения мероприятия:

Э = П2 - П1 (32)

Э = 12904,14 - 12877,86 = 26,28 млн. руб.

Срок окупаемости установки составит:

С = = = 1,2 месяца (33)

Таблица 5 - Результаты расчета экономической эффективности внедрения вихревой камеры

Показатель	Значение
Зт - вихревая камера в сборе с технологической обвязкой, доставка и монтаж млн. руб.	2,56
П1 - прибыль до внедрения вихревой камеры млн. руб.	12877,86
П2 - прибыль после внедрения вихревой камеры млн. руб.	12904,14
Э - экономический эффект от внедрения вихревой камеры млн. руб.	26,28

Таким образом, использование в системе вихревой камеры (одна рабочая + одна резервная) позволит:

- добыть дополнительный объем нефти 3629,1 т за сезон;

- получить экономический эффект в первый же год после внедрения в размере 26,28 млн. рублей;

- срок окупаемости установки составит 1,2 месяца.

6. Безопасность и экологичность проекта

Основные направления обеспечения безопасности и экологичности добычи нефти и газа

При разработке газовых месторождений на людей, экологические системы и инженерно-технический комплекс предприятия негативное воздействие оказывают:

– физические факторы (ударные волны, электрический ток, движущиеся механизмы и части оборудования и так далее);

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

– биологические факторы (действие патогенных микроорганизмов и токсинов);

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

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

Основным источником опасности, связанной с добычей нефти на платформе «Моликпак», являются сосуды, работающие под давлением; содержащиеся в атмосфере пары углеводородов, сероводорода, токсичных веществ, а также окиси углерода, токсичные химреагенты для различных видов работ; вращающиеся детали различных механизмов, электроустановки, находящиеся под высоким напряжением; возгорания, взрывы и пожары оборудования, газов.

При высоких уровнях воздействия негативных факторов на человека наблюдаются острые или хронические заболевания, травмирование людей и их гибель. Экологические системы могут получить обратимые и необратимые повреждения, что часто приводит к гибели животных, растений, рыб и других живых организмов, а также к серьёзному нарушению устойчивости и функционирования экосистем. Здания, сооружения, оборудование и технические системы под действием физических и химических негативных факторов могут получать различные виды повреждения (от незначительной деформации, до полного разрушения или потери работоспособности). Последствия действия негативных факторов оценивают в следующих формах: несчастный случай, чрезвычайное происшествие (ЧП) и чрезвычайная ситуация (ЧС).

6.1 Обеспечение пожаро-, и взрывобезопасности

Системы сигнализации и защиты

На платформе “Моликпак” предусмотрена система защиты, с помощью которой осуществляется контроль на всех участках платформы с целью своевременного выявления потенциально опасных ситуаций, в частности пожарной опасности и наличия в воздушной среде горючих газов. Система автоматически приводит в действие сигнализацию и средства пожаротушения, инициирует исполнение процедур аварийного реагирования и последовательности останова оборудования. Информация о состоянии органов управления и сигнализации выводится на экраны индикации тревожных сигналов и графические экраны интерфейса человек-машина (ИЧМ).

Система защиты состоит из 10 отдельных специализированных систем, каждая из которых имеет свою структуру, контроллеры и исполнительные органы. Эти системы следующие:

- Система пожарной сигнализации и обеспечения безопасности платформы

- Система пожарной сигнализации и аварийного останова платформы (АОП) в технологическом модуле (ТМ)

- Система АОП в технологическом модуле

- Система пожарной сигнализации в операторской и ПУД/РУ технологического модуля

- Система останова технологического процесса (ОТП)

- Система управления и обеспечения безопасности устьевого оборудования

- Система аварийного останова бурового комплекса

- Система оповещения и сигнализации

- Системы взрывопожарозащиты турбин

- Система ИЧМ и поискового вызова

Имеется 2 панели пожарной сигнализации. Главная панель находится в операторской на четвертом этаже жилого модуля. Вторая панель находится в ОПТМ.

Панель обеспечивает защиту всей платформы, включая оборудование ТМ. Панель в технологическом модуле обеспечивает защиту ТМ от пожара и газа и аварийный останов платформы.

6.2 Противопожарные средства

Переносные противопожарные средства.

Жилой модуль.

В каждой каюте и помещении жилого модуля имеется переносной огнетушитель. В каютах и офисах предусмотрены порошковые огнетушители массой 4.5 кг. В помещениях электрооборудования и операторских установлены углекислотные огнетушители массой 6.8 кг.

Порошковые огнетушители.

В огнетушителях жилого модуля, имеющих классификацию 4-А, 40-В:С, используется универсальный порошковый гасящий агент. Данные огнетушители могут использоваться при тушении пожаров обычных горючих материалов, таких как древесина, полотно или бумага, горючих жидкостей и газов (т.е. краски или бензина) и электрооборудования.

Углекислотные огнетушители.

Углекислотные огнетушители массой 6,8 кг предусмотрены для тушения пожаров электрооборудования. Углекислота хранится под давлением в жидкой форме и выбрасывается в пламя в виде бесцветного непроводящего газа. Однако, в закрытых помещениях использовать данного рода огнетушители следует с осторожностью, поскольку пары СО2 могут вызвать удушение.

Модули инженерного оборудования, бурового раствора, сыпучих материалов и палуба.

В эти помещениях предусмотрены порошковые огнетушители с массой 9 кг. Огнетушители этого типа установлены также в каждом рукавном шкафу снаружи жилого модуля.

Данные огнетушители имеют низкотемпературное исполнение со специальными рукавами, рассчитанными на эксплуатацию в арктических условиях, и азотными патронами. Рукава остаются гибкими и не растрескиваются при температурах до минус 54 С.

Вертолетная площадка

Для тушения пожаров на вертолетной площадке предусмотрено восемь углекислотных огнетушителей. По стандартам эти огнетушители относятся к категории 10_В:С и пригодны для тушения пожаров как углеводородных материалов, так и электрооборудования. Предусматриваются специальные удлиненные насадки, при помощи которых огнетушители могут быть использованы для гашения пожаров двигателей вертолетов. При загорании двигателя вертолета, углекислый газ может быть направлен в воздухозаборники.

Полупортативные средства пожаротушения

На платформе установлено четыре рукавных 160-кг установки порошкового пожаротушения. Установки расположены в следующих местах:

- Площадка буровой установки……….южная сторона (стационарная)

- Ярус превенторного оборудования….южная сторона (стационарная)

- Модуль M1, 1й ярус………………...западная сторона (стационарная)

- Верхняя палуба...рядом со станцией заправки вертолетов (колесная).

Каждая установка заряжена 160 кг порошкового агента и оборудована низкотемпературным рукавом длиной 23 м, дальнобойным стволом, баллоном азота для вытеснения порошка и запорно-пусковой головкой газового баллона.

Система водяного пожаротушения

Вода является основным средством пожаротушения платформы. В состав системы водяного пожаротушения входят рукавные шкафы и рукавные катушки.

На платформе предусмотрено два резервуара пожарной воды (каждый емкостью по 55 м3), расположенные внутри кессона на отметке 23.8 м. Заполнение резервуаров регулируется автоматическими реле уровня и балластными насосами, при помощи которых в резервуары подается вода из системы морской технической воды. В каждой насосной имеется один балластный насос, предназначенный для подачи морской технической воды. Это насос подключается к системе аварийного электроснабжения.

Резервуары и центральный трубопровод водоснабжения пожарной системы должны быть всегда заполнены свежей пожарной водой. После каждого цикла использования из резервуаров и трубопроводов пожарной системы следует отобрать пробы воды и произвести промывку системы в соответствии с правилами эксплуатации с тем, чтобы ограничить ускорение коррозии трубопроводов и резервуаров, вызванное загрязнением морской воды.

Рукавные шкафы

В помещениях жилого модуля, модулей инженерных систем и бурового раствора, объемной палубы и верхней палубы размещено 55 рукавных шкафов. Каждый шкаф укомплектован пожарным рукавом длиной 15 м диаметром 40 мм с регулируемой насадкой для распыления воды или подачи брандспойтной струи, огнетушителем на 9,07 кг порошкового гасящего агента и пожарным топором. Рукавные шкафы, расположенные на верхней палубе, имеют утепленное укрытие, а подающие трубы оснащены устройствами обогрева и теплоизолированы во избежание проблем, связанных с эксплуатацией в низкотемпературных условиях.

Стационарная система порошкового пожаротушения

Склад красок защищен стационарной системной порошкового пожаротушения. В случае пожара в помещении склада красок данная система срабатывает в автоматическом режиме или режиме ручного пуска. В автоматическом режиме система срабатывает при расплавлении плавких вставок, размещенных на потолке помещения. При необходимости ручного пуска, дернуть за рукоятку устройства ручного пуска, закрепленную возле двери склада.

Помимо распыления огнетушительного порошка, при активировании системы автоматически отключается вытяжная вентиляция.

Шкафы снаряжения пожарной бригады

Помимо вертолетной площадки, где предусмотрены пожарные комбинезоны и пожарозащитное оборудование, пожарозащитное снаряжение размещено также в других стратегически важных точках платформы в шкафах снаряжения пожарной бригады.

В случае возникновения пожара, после срабатывания пожарной сигнализации по системе общего оповещения передается сообщение о характере аварийной ситуации (т.е. пожар в определенном помещении). Определение места возникновения пожара производится по панелям пожарной сигнализации в ПУЖМ и ОПТМ, после чего члены пожарной бригады собираются у соответствующих шкафов, надевают необходимое снаряжение и направляются к месту пожара.

Шкаф снаряжения пожарной бригады №1 (FPL-1) расположен по северной стене в модуле сыпучих материалов. Шкаф FPL-2 расположен в помещении D7 объемной палубы рядом с южным служебным помещением. Шкаф FPL-3 расположен под бункером сыпучих материалов, а шкаф FPL-4 - на крыше жилого модуля. Шкаф FPL-4 используется также для хранения спасательного снаряжения для вертолетной площадки.

Перечень снаряжения, предусмотренного в каждом шкафу, указан в таблице 6 Д (Приложения Д).

6.3 Спасательное оборудование

Спасательные боты

На платформе “Моликпак” предусмотрено четыре полностью закрытых спасательных бота, рассчитанных на 50 мест каждый. Боты выполнены из огнеупорной армированной стекловолокном пластмассы с термостойким покрытием оранжевого цвета в соответствии с требованиями международной практики. Спасательные боты - неопрокидывающегося типа (при условии, что все люки и двери задраены, а пассажиры пристегнуты ремнями безопасности).

Спасательные плоты

На платформе “Моликпак” предусмотрено восемь надувных спасательных плотов, на 25 мест каждый, и четыре одинарных ручных шлюпбалки для спуска. Рядом с каждой шлюпбалкой для спуска спасательных плотов расположено по два плота, каждый из которых упакован в отдельный герметично закрытый армированный пластмассовый контейнер, установленный на специальных креплениях. В комплект оборудования каждого плота входит гидростатический расцепляющий механизм и комплект снаряжения.

Кроме того, к основным спасательным средствам относятся также десантные сети, веревочные лестницы, один спасательный катер, спасательные жилеты, гидрокомбинезоны и спасательные круги.

6.4 Визуальные наблюдения за состоянием морской среды.

Визуальные наблюдения проводятся ежедневно в течение светового дня. Наблюдения проводятся не реже, чем три раза в сутки в течение светового дня (9:00, 13:00 и 17:00), или чаще при каждом появлении контролируемых параметров. Результаты наблюдений по всем контролируемым параметрам заносятся в Журнал.

Морская среда

Визуальные наблюдения за состоянием морской поверхности проводятся по следующим контролируемым параметрам: наличие или отсутствие появления зон мутности, пенистости, нефтепродуктов или плавающего мусора. Пункт наблюдений выбирается таким образом, чтобы обеспечить наилучший обзор наблюдаемого объекта.

Контролируемые параметры приведены в таблице 7.

Таблица 7 - Визуальные наблюдения за состоянием морской поверхности в районе платформы ПА-А («Моликпак»)

Параметры	Периодичность	Методы
Пленка УВ, мутность, пенистость, плавающий мусор	В течение светового дня, регистрация по мере обнаружения	Визуальный

Морские птицы и млекопитающие

Визуальные наблюдения за морскими млекопитающими и птицами проводятся в течение всего периода работ, в светлое время суток. В случае необходимости, наблюдения проводятся с использованием бинокля разрешающей способностью 7 х 50. При обнаружении морских птиц или млекопитающих данные наблюдений заносятся в полевой журнал с указанием вида обнаруженных особей, их количества и направления движения, поведения, времени суток, места появления. Визуальные наблюдения и регистрация наблюдений осуществляется в соответствии со специальной Инструкцией, разработанной Информационно-исследовательским центром «Фауна», утверждённой Государственным Комитетом охраны природы Сахалинской области.

Интенсивность мореплавания

Ежедневно в районе платформы проводятся наблюдения за интенсивностью мореплавания и промыслового рыболовства.

Пункт наблюдений выбирается таким образом, чтобы обеспечить наилучший обзор наблюдаемых объектов.

6.5 Анализ состояния санитарно-гигиенической обстановки

По контракту с Центром Санитарно-Эпидемиологического надзора в Сахалинской области (ЦГСЭН) Компания осуществляет (начиная с сентября 1998 года) программу мониторинга качества питьевой воды, получаемой при помощи опреснительной установки Альфа-Лэвел для хозяйственно-питьевых нужд платформы.

Система питьевой воды платформы

Система питьевой воды платформы предназначена для обеспечения потребителей водой питьевого качества. Два насоса производительностью 50 м3/час (один рабочий, один резервный) подают воду в распределительную систему, откуда она поступает в систему холодной воды и в бытовые водонагреватели. В первом водонагревателе получают воду общего назначения, нагретую до 49 C для умывальников и душа, а во втором, последовательно соединенном с первым, воду, нагретую до 82 C для мытья посуды и прачечной. Горячая вода подается к местам ее использования циркуляционным насосом горячей воды производительностью 2,7 м3/час. Хлорирование пресной воды производится с помощью хлораторной установки. Вода, протекая через хлораторную емкость, в которой растворяются хлоридные таблетки, приобретает ионы хлора и на выходе получает концентрацию хлоридов 0,3 - 0,5 мг/л. Поступление таблеток в хлораторную емкость производится автоматически с частотой 5 таблеток в неделю.

Программа мониторинга качества питьевой воды представлена в таблице 8.

Таблица 8 - Отбор проб пресной воды

Точка отбора проб	Периодичность отбора проб	Количество проб
Водозабор	1 раз в месяц	12 проб/год
Резервуар чистой воды (РЧВ) перед поступлением в распределительную сеть	1 раз в месяц	12 проб/год
Жилая комната (тупиковый участок распределительной системы)	1 раз в месяц	12 проб/год

Исследуемые параметры для определения качества питьевой воды приведены в таблице 9 Д.

Отбор проб.

Отбор проб пресной воды проводится обученным персоналом из числа медицинских работников платформы, в соответствии с требованиями госстандартов и разработанной ЦГСЭН Сахалинской области процедурой. Отбор проб на бактериологическое исследование производится в стерильную посуду.

Часть проб воды на химическое исследование подлежит консервации.

Анализ проб производится в сертифицированных или аккредитованных лабораториях, имеющих право выполнения соответствующих исследований. Контрольные пробы направляются в независимую российскую лабораторию.

На платформе имеются копии результатов анализов проб питьевой воды для ознакомления контролирующих органов.

Микробиологические и паразитологические исследования.

В рамках проведения санитарно-гигиенического мониторинга Компания СЭИК осуществляет микробиологические и паразитологические исследования качества морской воды и сточных вод в районе платформы ПА-А («Моликпак»).

В таблице 10 Д приведены исследуемые показатели для морских и сточных вод.

Анализ проб производится в сертифицированных или аккредитованных лабораториях, имеющих право выполнения соответствующих исследований.

Контроль соблюдения санитарных правил при выполнении работ.

В целях безопасного ведения работ с химическими веществами, которые могут нанести ущерб здоровью персонала, в Компании разработана и действует «Программа безопасности при работе с опасными материалами и веществами», входящая в состав «Руководства по правилам, порядкам и программам в области техники безопасности, охраны здоровья и окружающей среды».

Данная Программа предусматривает обязательное наличие сертификатов безопасности, содержащих описание опасного для здоровья химического вещества и информацию о безопасном обращении с ним, на все химические вещества, находящиеся на рабочем объекте; ведение учета химических веществ и обучение персонала на местах по опасным свойствам химических веществ и необходимым средствам индивидуальной защиты.

В заключение раздела, можно сделать вывод, что в компании СЭИК обеспечен высокий уровень производственной безопасности и экологичности добычи нефти и газа. Поэтому, при внедрении предлагаемых в данной выпускной квалификационной работе предложений будет обеспечен достаточно высокий уровень безопасности и экологичности.

Заключение

С 1999 года на Астохском участке Пильтун-Астохского месторождения осуществляется эксплуатационное бурение и добыча нефти на нефтедобывающем комплексе «Витязь». Подготовленная товарная нефть с платформы «Моликпак» отгружается на нефтеналивное плавучее нефтехранилище и далее начелночных танкерах отправляется на экспорт в страны АТР и США. Попутный газ по существующей системе сбора и подготовки закачивается в газовую шапку XXIS пласта в целях программы ППД. Также для ППД осуществляется закачка забортной воды через четыре водонагнетательные скважины - ПА-116, ПА-120, ПА-122, ПА-126.

Максимальный отбор нефти за сезон - 2115,35 тыс. т (2001 г.).

Рисунок 13 График добычи нефти с начала разработки месторождения

Проведён анализ системы сбора и подготовки скважинной продукции, существующей на платформе, дана краткая характеристика устанавленного оборудования и режимов его работы.

В работе было выдвинуто предложение по поводу решения проблемы с высокой температурой закачиваемого газа. В качестве модернизации системы сбора и подготовки предложено внедрение вихревой трубы, рассчитаны ее основные параметры.

Использование вихревой трубы позволит избавиться от потерь нефти в летний период добычи в объеме 3629,1 т. и получить экономический эффект в первый же год после внедрения в размере 26,28 млн. руб.

Проект выполнен с учетом экологической безопасности объекта, предусмотрены мероприятия по предотвращению аварийных ситуаций.

Список используемой литературы

1. Отчет о выполнении работ по геологическому изучению Пильтун-Астохского и Лунского лицензированных участков. - М., 2005. - 62.

2. Руководство по эксплуатации платформы ПА-А «Моликпак»: в 28 т. - М., 1998.

3. Каплан, Л. С. Введение в технологию и технику нефтедобычи. - Уфа, 1995. - 186 с.

4. Гиматудинов, М. К. Справочное пособие по проектированию, разработке и эксплуатацие нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1983. - 214 с.

5. Крутов, В.И. Техническая термодинамика, 1981, М., ВС.439 с.

6. Лутошкин Г.С., Дунюшкин И.И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах. М.: Недра, 1985. - 135с.

7. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1977. - 192 с.

8. Программа производственного экологического контроля и экологического мониторинга компании «СЭИК» при эксплуатации производственного добывающего комплекса «Витязь» в 2005-2006 г.г. [Текст]: в 2 книгах. Книга 1. Программа производственного экологического контроля и экологического мониторинга компании «СЭИК» при эксплуатации платформы ПА-А («Моликпак») в 2005-2006 г.г. - М., 2004. - 57.

9. Климатическое описание и фоновые условия района Пильтун-Астохского нефтегазоносного месторождения/ Приложение к ТЭО 1 этапа освоения Пильтун-Астохского месторождения. - СахУГМС, Южно-Сахалинск, 1997.

10. Кесельман Г.С и др. Защита окружающей среды при добыче, транспорте и хранении нефти и газа. - М.: Недра, 1981.

Приложение А

Рисунок 3 А Сводный стратиграфический разрез

Приложение Б

Рисунок 8 Б Технологическая схема сбора и подготовки нефти и газа на платформе «Моликпак»

Продолжение приложения Б

Обозначе-ние	Наименование	Кол	Примечание
AX-0001X AX-0012X	Добывающие скважины	13
VX-0101X	Сепаратор высокого давления	1
VX-0104X	Тестовый сепаратор	1
VX-0102X	Сепаратор среднего давления	1
VX-0103X	Сепаратор низкого давления	1
CX-0201X	Компрессор низкого давления	1
CX-0202X	Компрессор среднего давления	1
CX-0203X	Компрессор высокого давления	1
CX-0204X	Газонагнетательный компрессор	1
VX-0201X	Скруббер на стороне всасывания компрессора СД	1
VX-0202X	Скруббер на стороне всасывания компрессора ВД	1
VX-0203X	Скруббер на стороне всасывания нагнетательного компрессора	1
EX-0101X	Охладитель сырой нефти	1
EX-0201X	Охладитель на стороне всасывания компрессора СД	1
EX-0202X	Охладитель на стороне всасывания компрессора ВД	1
EX-0203X	Разгрузочный охладитель на стороне всасывания нагнетательного компрессора	1
EX-0219X	Воздушный охладитель нагнетаемого газа	1
CT-0203X	Турбина компрессора ВД	1
CT-0204X	Турбина нагнетательного компрессора	1
PX-0101 A/B/C	Дожимные насосы сырой нефти	1
AX-0013X	Газозакачивающая скважина	1

Рисунок 9 Б Схема трубопроводов и КИП - блок газонагнетательного компрессора

Приложение В

Таблица 1 В - Добыча и потери нефти за 2006 г.

Фактическая добыча нефти	Потери	Запланированная добыча
июль	август	сентябрь	июль	август	сентябрь	июль	август	сентябрь
738376.5	2706988.9	842630.8	1555.328	1555.328	518.4429	739931.8	2708544.3	843149.2

Таблица 2 В - Стоимостная оценка потерь за 2006 г.

	июль	август	сентябрь	Сумма за три месяца	Убыток
Баррель	11042.8	11042.8	3680.944	25766.60844	1702142,2	В $
Тонны	1555.33	1555.33	518.4429	3629.099781	44255696	В руб.

84

Приложение Г

Таблица 3 Г - Расчет вихревой трубы

Давление	МПа
на входе	Р0		31.3
на выходе диафрагмы	Р0х		21
на выходе сопла	Р2		25.64
Температура
на входе	Т0	Кельвин	378
Газовая пост для попутн.газа	R		476.87
Плотность		кг/м3
на входе	с0		17.028
на выходе сопла	с2		16.261
на оси трубы	с1		11.424
за диафрагмой	с0х		12.259
Коэф. адиабаты	k		1.3
Суточный расход газа	Q сут.	м3/сут.	1326758
Весовой расход газа	G	кг/сек.	11.13310
Весовая доля холодного газа	м	безразм.	0.87
Весовой расход холодного газа	Gх	кг/сек.	9.686
Скорость истечения газа из сопла	щ0	м/с	370.7
	rг
			1.3802
Соотн. Радиусов rх/ r0	ш		0.933
	б		1
Рас.коэфф.	Х		1.0965
Ср. стат.. Темпер. Газа перед диафрагмой	Тх*	Кельвин	359.2
Рас.коэфф.	у		1.04290
Рас.коэфф.	о		1.5370
Рас.коэфф.	оэ		3.3577
Площадь отврстия		м2
диафрагмы	F		0.1171
сопла	f		0.0010
Диаметр		м
диафрагмы			0.3862
сопла			0.0365
Диаметр вихревой камеры		м	0.4140
Длина вихревой камеры		м	2.4841
Интегральный дроссель-эффект	в		3.09
перепад температур	дТх*	градус	9.4996
Температура на выходе сопла	Т2	Кельвин	330.61
Температура на выходе камеры	Тх		359.21
Температура на оси трубы	Т1		344.74
Давление на оси трубы	Р1	МПа	18.782

Приложение Д

Таблица 6 Д - Перечень снаряжения, предусмотренного в каждом шкафу пожарной бригады

Описание	FPL-1	PL-2	FPL-3	FPL-4
Пожарный рукав	4	4	4
Насадок для подачи воды или пены AFFF	2	2	2
Эдуктор пеногенератора	1	1	1
Насадок рукава пенотушения	1	1	1
Насадок для распыления пены	1	1	1
Быстросъемное устройство перекрытия спринклеров	4	4	4
Зажим для пожарного рукава	1	1	1
Комбинезон пожарного с ретроотражающей отделкой	6	6	6	2
Шлем пожарного с панорамной маской	6	6	6	2
Сапоги пожарного	6	6	6	2
Краги пожарного	6	6	6	2
Ремень пожарного с петлями под снаряжение	6	6	6	2
Алюминизированный комбинезон пожарного		1		1
Автономный дыхательный аппарат пожарного	6	6	6	2
Полностью заряженный баллон сжатого воздуха для дых. аппарата	6	6	6	2
Информ. доска с шестью карточками учета дыхат. воздуха и механич. часами	1	1	1	1
Универсальный пожарный топорик	7	7	6	4
Аварийный топор (для вырубания обшивки фюзеляжа)				2
Пожарный топор	2	2	2	2
Скользящий отбойный инструмент		1		1
Инструмент для вскрытия дверей	2	2	2	2
Ножовка коммерческого качества, 25 мм, два запасных полотна	1	1	1	1
Спасательный захватный крюк	1	1	1	1
Багор	1	1	1	1
Шест
Нож с ножнами	1	1	1	1
Быстрорежущий нож	2	2	2	2
Описание	FPL-1	PL-2	FPL-3	FPL-4
Резак	1	1	1	1
Лом длиной 1293 мм	2	2	2	1
Монтировка длиной 610 мм	1	1	1	1
Болторез с ручками длиной 610 мм	1	1	1	1
Портативный спредер с гидравлическим приводом				1
Пожарное одеяло	2	2	2	2
Страховочный канат длиной 40 м	1	1	1	1
Страховочный канат длиной 15.24 м на одного человека	2	2	2	2
Электрические фонари во взрывобезопасном исполнении	8	8	7	5
Фонарь	8	8	7	5
Складные носилки	1	1	1	1
Носилки с крепежными элементами	1	1	1	1
Комплект для наложения шины				1

Таблица 9 Д - Исследуемые параметры для определения качества питьевой воды

Параметр	Параметр	Параметр
Микробиологические показатели (МП)
Общее микробное число (ОМЧ)	Коли-фаги	Споры сульфитредуцирующих бактерий
Возбудители инфекционных заболеваний	Лактозоположительная кишечная палочка (ЛКП)	Возбудители холеры
Термотолерантные колиформные бактерии (ТТКБ)	Общие колиформные бактерии
Органолептические показатели (ОП)
Запах	Цветность	Мутность
Привкус
Химические показатели (ХП)
Водородный показатель (pH)	Марганец (Mn)	Цинк (Zn)
Общая минерализация	Медь (Cu)	Полифосфаты
Жесткость общая	Мышьяк (As)	Бензол
Окисляемость перманганатная	Никель (Ni)	Толуол
Нефтепродукты	Нитраты (NO-3)	Барий
Поверхностно-активные вещества (ПАВ)	Ртуть (Hg)	Растворенный кислород
Фенольный индекс	Свинец (Pb)	Биологическая потребность в кислороде (БПК5)
Алюминий (Al+3)	Сульфаты (SO4-2)	Сероводород (H2S)
Железо (Fe)	Хлориды (Cl-)	Химическая потребность в кислороде (ХПК)
Кадмий (Cd)	Хром (Cr+6)	Азот аммония
Индекс токсичности	Нитриты
Параметры пестициды/гербециды (ППГ)
Дихлордифенил-трихлорэтан (ДДТ)
Паразитологические показатели (ПП)
Цисты (ооцисты) простейших	Яйца и личинки гельминтов
Радиологические показатели (РП)
б-радиоактивность	в-радиоактивность

Таблица 10 Д - Исследуемые показатели в пробах морских и сточных вод

Показатель	Периодичность отбора проб	Точка отбора проб
Пробы морской воды
Микробиологические показатели (МП)
Лактозоположительная кишечная палочка (ЛКП)	1 раз в месяц (с мая по сентябрь)	Водозабор
Коли-фаги	1 раз в месяц (с мая по сентябрь)
Пробы сточных вод
Микробиологические показатели (МП)
Лактозоположительная кишечная палочка (ЛКП)	1 раз в месяц	Прачечная
Коли-фаги	1 раз в месяц
Параразитологические показатели (ПП)
Цисты (ооцисты) простейших	1 раз в месяц	Прачечная
Яйца и личинки гельминтов	1 раз в месяц

Размещено на Allbest.ru