Технология добычи нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Технологическая часть

Общая характеристика работ

Сагизский участок расположен в пределах Актюбинской и Атырауской областях Республики Казахстан. ТОО «Сагиз Петролеум Компани» занимается разработкой, разведкой и добычей нефти. Добыча нефти производится путем вертикального бурения 46 скважин, глубиной 1050 метров.

Для извлечения нефти из недр выполняются следующие виды работ:

· Строительно-монтажные работы включают в себя подготовку площадок для размещения оборудования, строительство дорог.

· Подготовительные работы к бурению осуществляются в доставке буровой установки и проведение ее монтажа.

· Бурение и испытание скважин производится путем разрушения горных пород на забое скважины, проведению работ на продуктивность пласта и дальнейшее извлечение из недр сырой нефти.

· Добыча нефти включает в себя систему по разделению нефти от воды и газа путем прохождения сепараторов и резервуаров и подготовки нефти к транспортировке. [7]

Строительно-монтажные работы

На этом этапе выполняется строительство дороги, сооружение насыпных площадок для размещения сооружений и строительство инженерного сооружения для сбора отходов бурения. На территории буровой проводится выравнивание ее микрорельефа путем отсыпки песком и гравием (со снятием плодородного слоя грунта и перемещением грунта на расстояние) с помощью специальной техники.

Бульдозер -- самоходная землеройная машина, представляющая собой гусеничный или колёсный трактор, тягач с навесным рабочим органом -- криволинейным в сечении отвалом (щитом), расположенным вне базы ходовой части машины. Служит для послойного копания, планировки и перемещения (на расстояние 60-300 м) грунтов, полезных ископаемых, дорожно-строительных и других материалов при строительстве и ремонте дорог, каналов, гидротехнических сооружений. Также бульдозер применяется при разработке россыпей, на отвалах, при рекультивации, в качестве вспомогательной машины на карьерах. Кроме того, бульдозер используют при строительстве и ремонте дорог, а также как толкач (например, при заполнении самоходных скреперов).[28]

Максимально-разовый расчет (г/сек) выбросов загрязняющих веществ при разработке грунта бульдозером рассчитывается по формуле (1):

Q=(K₁*K₂*K₃*K₄*K₅*K₆*B*G*10⁶ )/3600 г/сек, (1)

Где:

Q - объем пылевыделения, г/сек =0,22;

K₁ - доля пылевой фракции в материале=0,05;

K₂ - доля пыли, переходящая в аэрозоль=0,02;

K₃ - коэффициент, учитывающий метеоусловия=1,2;

K₄ - коэффициент, учитывающий местные условия=0,01;

K₅ - коэффициент, учитывающий влажность материала=0,6;

B - коэффициент, учитывающий высоту пересыпки=1,0;

G - количество перерабатываемого материала, т/г=220,0;

1/3600 - коэффициент пересчета «час» в «секунду»;

10⁶ - коэффициент перевода «грамм» в «тонны».

Максимально-разовый расчет (г/сек) выбросов неорганической пыли при разработке грунта бульдозером рассчитывается:

Q= (0,05 *0,02*1,2*0,01*0,6*1,0*0,5**220,0*10)/3600=0,22 г/сек

Валовый расчет (т/год) выбросов загрязняющих веществ при разработке грунта бульдозером рассчитывается по формуле (2):

M=Q*t*3600/10⁶ т/год, (2)

Где M - общее пылевыделения, т/год=0,233;

Q - объем пылевыделения, г/сек=0,22;

t - время работы ч/год=294,5;

3600 - коэффициент пересчета «час» в «сек»;

10⁶ - коэффициент перевода «г» в «т».

Валовый расчет (т/год) выбросов неорганической пыли при разработке грунта бульдозером рассчитывается:

M=0,22*294,5*3600/10⁶=0,233 т/год (2)

Автогрейдер - самоходная колёсная машина для профилирования земляных насыпей, перемещения и разравнивания грунтов и дорожно-строительных материалов при сооружении и ремонте грунтовых и усовершенствованных дорог, аэродромных покрытий, оросительных каналов. Основной рабочий орган -- полноповоротный отвал криволинейного профиля с механическим или гидравлическим управлением, приводимым в действие от двигателя. Вспомогательный орган -- кирковщик, состоящий из 7--11 зубьев, предназначенных для разрушения дорожных одежд и покрытий при ремонте дорог. Автогрейдер оснащается также сменным оборудованием бульдозера, погрузчика, снегоочистителя и других машин.

Максимально-разовый расчет (г/сек) выбросов загрязняющих веществ, образуемой при засыпке щебня автогрейдером рассчитывается по формуле (3):

Q= (P₁*P₂*P₃*P₄*P₅*P₆*B*G*10⁶ )/3600 г/сек, (3)

Где, Q - объем пылевыделения, г/сек=0,09;

P₁ - весовая доля пылевой фракции в материале=0,04;

P₂ - доля пыли переходящая в аэрозоль=0,02;

P₃ - коэффициент, учитывающий метеоусловия=1,2;

P₄ - коэффициент, учитывающий влажность материала=0,01;

P₅ - коэффициент, учитывающий местные условия=1,0;

P₆ - коэффициент, учитывающий крупность материала=0,5;

B - коэффициент, учитывающий высоту пересыпки=0,5;

G - количество перерабатывающего грунта, т/г=135,01.

1/3600 - коэффициент пересчета «час» в «сек»;

10⁶ - коэффициент перевода «г» в «т».

Q=(0,04*0,02*1,2*0,01*1,0*0,5*0,5*135,01*10⁶)/3600=0,09 г/сек

Валовый расчет (т/год) выбросов неорганической пыли, образуемой при засыпке щебня автогрейдером рассчитывается по формуле (2):

М=0,09*33,33*3600/10⁶=0,011 т/год (2)

Основным видом воздействия будет загрязнение атмосферного воздуха выхлопными газами строительной техники, которые работают на дизельном топливе.

Валовый расчет (т/год) загрязняющих веществ от строительной техники, работающий на дизельном топливе рассчитывается по формуле (4):

Q_в=B*g т/год , (4)

Где, B - количество сжигаемого топлива, т/год;

g - согласно справочным данным, количество токсичных веществ при сгорании 1 т дизтоплива.

Валовый расчет (т/год) оксида углерода от строительной техники, работающий на дизельном топливе рассчитывается:

Q_со =3,295*0,1=0,3295 т/год (4)

Максимально-разовый расчет (г/сек) загрязняющих веществ от строительной техники, работающий на дизельном топливе рассчитывается по формуле (5):

Q_м=Q_в/t/3600*10⁶ г/сек, (5)

Где, Q_м-максимально-разовый выброс, г/сек;

Q_в -валовый выброс, т/год;

t - время работы, ч/год;

1/3600 - коэффициент пересчета «час» в «сек»;

10⁶ - коэффициент перевода «г» в «т».[9]

Максимально-разовый расчет (г/сек) оксида углерода от строительной техники, работающий на дизельном топливе рассчитывается:

Q_co=0,3295/565,43/3600*10⁶ =0,1619 г/сек (5)

Исходные данные по загрязняющим веществам представлены в таблице.

Таблица 1. Расчет выбросов загрязняющих веществ от строительной техники, работающей на дизельном топливе

№	Обозначение	Количество выбросов	Ед.измерения
1	QCO	0,3295	т/год
		0,1619	г/сек
2	QNO2	0,0329	т/год
		0,0161	г/сек
3	QCH	0,0988	т/год
		0,0486	г/сек
4	Qсажа	0,0511	т/год
		0,0251	г/сек
5	Qбенз/а/пирен	0,000005	т/год
		0,000000518	г/сек
6	QSO2	0,0666	т/год
		0,0324	г/сек

После завершения этих работ территория готова к приему и размещению, монтажу буровой установки, оборудования, вспомогательных сооружений, инженерных коммуникаций.[7]

Подготовительные работы к бурению

На буровой осуществляется доставка буровой установки, и ее монтаж. Для доставки буровой установки и материалов используется дорога к буровой с твердым покрытием, а все работы по монтажу буровой установки выполняются в пределах буровой площадки.

Буровая установка «ZJ20» необходима для бурения неглубоких скважин роторным методом. Она включает в себя силовую систему, трансмиссионную систему, систему управления, систему подъема и систему вращения. Монтаж буровой установки производится следующим образом, вначале производится монтаж линий, затем монтаж подвышечных оснований, оснований и блоков. После монтажа оснований необходимо произвести подъём вышки. Мощность буровой установки составляет 478 кВт. [7]

Бурение и испытание скважин

Роторное бурение - это способ проходки разведочных и эксплуатационных скважин, при котором вращение на долото передается через колонну бурильных труб от ротора, расположенного на поверхности.[5]

Бурение скважины производится путем разрушения горных пород на забое скважины породоразрушающим инструментом (долотом) с транспортировкой (промывкой) выбуренной породы на поверхность химически обработанным буровым раствором. При роторном бурении долото вращается вместе со всей колонной бурильных труб; вращение передается через рабочую трубу от ротора, соединенного с силовой установкой системой трансмиссий. Нагрузка на долото создается частью веса бурильных труб. В период бурения скважин источниками загрязнения атмосферного воздуха будут являться: буровая установка ZJ20, дизельные электростанции, емкости для дизельного топлива, цементировочный агрегат «ЦА-320М», сварочный пост.[29]

Буровая установка ZJ20

Буровая установка ZJ20 работает на дизельном топливе. Топливо подается от стационарной дизельной установки. Имеются следующие источники выбросов: Силовых приводов САТ3412 для работы лебедки буровой установки - 1 шт мощностью 478 кВт и 1 шт - буровых насосов марки SL3NB-1300A мощностью 340 кВт.[7]

Максимальный выброс (г/сек) i-ного вещества стационарной дизельной установки определяется по формуле (6):

М_сек=(е_i* Р_э)/3600 г/сек; (6)

Где, М_сек - максимальный выброс, г/сек;

е_i - выброс i-ного вещества на единицу полезной работы стационарной дизельной установки на режиме номинальной мощности, г/кВт*ч;

Р_э - эксплуатационная мощность стационарной дизельной установки, кВт;

1/3600 -коэффициент пересчета «час» в «сек».[9]

Максимальный выброс (г/сек) оксида углерода от стационарной дизельной установки рассчитывается:

М_сек=(6,2*818,0)/3600=1,408 г/сек

Валовый выброс (т/год) i-ного вещества стационарной дизельной установки определяется по формуле (7):

М_год=(g_i*B_год)/1000 т/год, (7)

Где, М_год - валовый выброс, т/год;

g_i - выброс вредного вещества, г/кг топлива, приходящегося на один кг дизельного топлива, при работе стационарной дизельной установки с учетом совокупности режимов, составляющих эксплуатационный цикл;

B_год - расход топлива стационарной дизельной установки за год, т;

1/1000 - коэффициент пересчета «кг» в «т».[12]

Валовый выброс (т/год) оксида углерода от стационарной дизельной установки рассчитывается:

М_год=(26*1667,7)/1000=43,360 т/год (7)

Исходные данные по вредным веществам представлены в таблице.



Таблица. Результаты расчета вредных веществ от дизельной установки

№	Наименование вредных веществ	Выбросы вещества
		г/сек	т/год
1	Оксид углерода	1,408	43,360
2	Диоксид азота	2,181	66,708
3	Оксид азота	0,283	8,672
4	Углеводороды С12-С19	0,658	20,012
5	Формальдегид	0,027	0,833
6	Бенз/а/пирен	0,000003	0,000092
7	Сажа	0,113	3,335
8	Сернистый ангидрид	0,272	8,338

Дизельная электростанция

Дизельная электростанция, мощностью 100 кВт, предназначена для освещения буровой установки. Номинальный расход топлива составляет 12 кг/ч. Расход дизельного топлива - 641,6 т/ч.[7]

Максимальный выброс (г/сек) оксида углерода от стационарной дизельной установки рассчитывается по формуле (6):

М_сек=(6,2*99,8)/3600=0,172 г/сек (6)

Валовый выброс (т/год) оксида углерода от стационарной дизельной установки рассчитывается по формуле (7):

М_год=(26*641,5)/1000=16,681 т/год (7)

Исходные данные по вредным веществам представлены в таблице

Таблица 2. Результаты расчета выбросов вредных веществ от дизельной установки

№	Наименование вредных веществ	Выбросы вещества
		г/сек	т/год
1	Оксид углерода	0,172	16,681
2	Диоксид азота	0,266	25,664
3	Углеводороды С12-С19	0,080	7,699
4	Сажа	0,013	1,283
5	Сернистый ангидрид	0,033	3,208
6	Формальдегид	0,003	0,320
7	Бенз/а/пирен	0,00000033	0,000035

Емкость для дизельного топлива

Емкость для дизельного топлива необходима для хранения топлива. Общий расход 2633,51 т/год.[7]

Максимальные из разовых выбросы (г/сек) паров нефтепродуктов рассчитываются по формуле (8):

М=(С₁*К_р*V_ч)/3600 г/сек, (8)

Где, С₁ - концентрация паров нефтепродуктов в резервуаре, г/м³;

К_р - опытные коэффициенты;

V_ч - максимальный объем пароводяной смеси, вытесняемой из резервуаров во время его закачки, м³/час;

1/3600 - коэффициент пересчета «час» в «сек».[12]

Максимальные выбросы (г/сек) паров нефтепродуктов рассчитываются:

М=(3,92*1*6)/3600=0,0065 г/сек (8)

Валовые выбросы (т/год) паров нефтепродуктов рассчитываются по формуле (9):

G=(У_оз*В_оз+У_вл*В_вл)*К_р*10^-6+G_xp*К_нп*N_p т/год, (9)

Где, G - валовые выбросы, т/год;

У_оз, У_вл - средние удельные выбросы из резервуара соответственно в осенне-зимний и весенне-летний периоды года, г/т;

В_оз, В_вл - количество закачиваемой в резервуар нефтепродукта в осенне-зимний и весенне-летний период, тонн;

G_xp - выбросы паров нефтепродуктов при хранении бензина автомобильного в одном резервуаре, т/год;

К_нп - опытный коэффициент;

N_p - количество резервуаров, шт;

10^-6 - коэффициент пересчета «г» в «т».[12]

Валовые выбросы (т/год) паров нефтепродуктов рассчитываются:

G=(2,36*1317+3,15*1316,8)*1*10^-6+0,27*0,0029*2=0,0088 т/год (9)

Цементировочный агрегат «ЦА-320М»

Цементировочный агрегат «ЦА-320М» (АНЦ-320) предназначен для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ на скважинах. Источником выброса является выхлопная труба от цементировочного агрегата, мощностью 177,6кВт.[5]

Максимальный выброс (г/сек) оксида углерода стационарной дизельной установки определяется по формуле (6):

М_сек=6,2*177,09/3600=0,305 г/сек (6)

Валовый выброс (т/год) оксида углерода от стационарной дизельной установки определяется по формуле (7):

М_год= 26*3,384/1000=0,088 т/год (7)

Результаты максимальных и валовых выбросов вредных веществ представлены в таблице.

Таблица 3. Результаты расчета выбросов вредных веществ от дизельной установки

№	Наименование вредных веществ	Выбросы вещества
		г/сек	т/год
1	Оксид углерода	0,305	0,088
2	Диоксид азота	0,473	0,135
3	Углеводороды С12-С19	0,143	0,040
4	Сажа	0,024	0,006
5	Сернистый ангидрид	0,059	0,016
6	Формальдегид	0,005	0,001
7	Бенз/а/пирен	0,0000006	0,0000002
8	Оксид азота	0,061	0,017



Сварочный пост - специально оборудованное место для сварщика. Наиболее часто сварочный пост состоит из таких основных элементов как источника питания, комплекта специальных сварочных проводов, пускового оборудования, электрододержателя и сварочного аппарата.

Существует несколько видов сварочных постов, среди которых можно выделить два ключевых это стационарные и передвижные. Стационарные сварочные посты имеют конкретное местонахождение и не подлежат транспортировке. Передвижные сварочные посты могут менять расположение и используются непосредственно при строительстве. [5]

Валовый расчет (т/год) загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу, в процессе сварки, наплавки, напыления и металлизации, определяют по формуле (10):

М_год=((В_год*К_м)/10⁶)*(1-h)) т/год, (10)

Где, М_год - валовый выброс, т/год;

В_год - расход применяемого сырья и материалов, кг/год;

К_м- удельный показатель выброса загрязняющего вещества на единицу расходуемых (приготавливаемых) сырья и материалов, г/кг;

h - степень очистки воздуха в соответствующем аппарате, которым снабжается группа технологических агрегатов=1001;

Валовый расчет (т/год) сварочного аэрозоля, выбрасываемого в атмосферу, в процессе сварки, наплавки, напыления и металлизации, рассчитывается:

М_год =((1,5*16,31)/10⁶)*(1-1001))=0,024 г/сек

Максимально-разовый расчет (г/сек) загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу, в процессе сварки, наплавки, напыления и металлизации, определяют по формуле (11):

М_сек=((В_час*К_м)/3600)*(1-h)) г/сек, (11)

Где, М_сек - максимальный выброс, г/сек;

В_час - фактический максимальный расход применяемых сырья и материалов, с учетом дискретности работы оборудования, кг/час;

К_м- удельный показатель выброса загрязняющего вещества на единицу расходуемых (приготавливаемых) сырья и материалов, г/кг;

h - степень очистки воздуха в соответствующем аппарате, которым снабжается группа технологических агрегатов=1001;

1/3600 - коэффициент перевода «час» в «сек».[11]

Максимально-разовый расчет (г/сек) оксида марганца, выбрасываемого в атмосферу, в процессе сварки, наплавки, напыления и металлизации, рассчитывается:

М_сек =((1,5*0,75)/3600*(1-1001))=0,31 г/сек

Исходные данные по выбросам представлены в таблице.

Результаты расчета выбросов вредных веществ от сварочного агрегата

№	Наименование вредных веществ	Выбросы вещества
		г/сек	т/год
1	Сварочный аэрозоль	0,006	0,024
2	Оксид марганца	0,31	0,0003
3	Железо оксид	0,004	0,02
4	Пыль неорганическая	0,0005	0,003
5	Фториды	0,001	0,007

В период строительных и буровых работ в атмосферу выбрасывается большой объем загрязняющих веществ 1-4 классов опасности. Среди них, однако, преобладают вещества 4-го класса опасности, они составляют более 46,1% от суммарного объема выбросов, в основном это - оксид углерода и углеводороды. Большую долю в суммарном объеме выбросов составляют вещества 2-го класса опасности (39,06 %), среди которых наибольшее значение имеет азота диоксид. Вещества 3-го класса опасности в суммарном объеме выбросов составляют менее 14 % и представлены, в основном, выбросами оксида азота и сажи.[7]

Проведенные расчеты рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере наглядно показали, что выбросы от оборудования, используемого при эксплуатационном бурении, не приводят к сверхнормативному загрязнению воздуха в районе сагизского блока. В целом район проведения строительных работ характеризуется допустимым уровнем загрязнения атмосферы.

Крепление скважин

Скважины укрепляют обсадными колоннами для предохранения стенок скважины от обрушения и образования коверн, для изоляции водоносных горизонтов и ограничения тех участков скважины, где могут неожиданно встретиться какие либо проявления нефти и газа.

Исходя из горно-геологических условий, при достижении определенной глубины предусматривается крепление скважины обсадными колоннами цементирование заколонного пространства,[7]

Испытание скважины. Перед проведением работ по испытанию скважин на продуктивность устье оборудуется фонтанной арматурой и противовыбросовой задвижкой, опрессованной на полуторократное рабочее давление. нефть бурение скважина загрязнение

Вскрытие объектов производится перфорацией эксплуатационной колонны корпусными кумулятивными перфораторами. Перед проведением перфорации на скважине должен быть запас бурового раствора не менее двух объемов.

После проведения перфорации в скважину спускаются насосно-компрессорные трубы до середины интервала перфорации.

Вскрытие объектов в колонне и способ вызова притока должны быть в соответствие с Едиными техническими правилами при проведении буровых работ и правилами пожарной безопасности.[6]

Вызов притока производится путем постепенного снижения плотности раствора нефтью. В случае необходимости осуществляется аэрация раствора. С получением притока скважина должна работать не менее 24 часов для очистки. Интенсификация притока в карбонатных коллекторах проводится путем солянокислотной обработки пласта. При получении притока пластового флюида скважина исследуется согласно действующим инструкциям не менее чем на трех режимах.

В скважинах выполняются следующие виды исследований:

· Замер начальных величин пластового давления и температуры;

· Исследование продуктивности скважин методом восстановления давления и методом установившихся отборов с построением индикаторных диаграмм по каждому вскрытому пласту;

· Изучение физико-химических свойств пластовых флюидов с целью определения содержания растворенного газа, давления насыщения, вязкости и плотности в пластовых условиях и других физико-химических параметров пластовых флюидов.[7]

Технология добычи нефти

В период эксплуатации сбор и транспорт продукции проводится по лучевой герметизированной напорной системе: пласт - скважина - выкидная линия - пункт сбора нефти (ПСН).

Для проведения первичной подготовки используются:

1. установка печей подогрева типа ПП-0,63 -1 ед.

2. фильтры жидкостные сетчатые -1 ед.

3. автоматизированная групповая замерная установка АМ40-8-400 - 1ед.

4. резервуар для пластовой воды (V-500 м³) - 2 ед.

резервуар для нефти (V-500 м³) - 2 ед.

5. трехфазный сепаратор - 1 ед.

6. газосепаратор -1 ед.

7. факельные хозяйства

Подготовка нефти в период эксплуатации проводится следующим образом:

Продукция всех скважин после измерения на АГЗУ поступает в трехфазный сепаратор, где происходит разделение газа, нефти и воды. Нефть поступает в резервуар для нефти, с резервуара с помощью насосного агрегата транспортируется на трубопроводе до месторождении Таскудук-Таскудук Западный, для дальнейшей подготовки до товарных норм. Разделенный газ с трехфазного сепаратора отводится в газосепаратор для окончательной очистки газа от жидкости (воды), оттуда направляется на печи подогрева.

Отделенная вода с трехфазного сепаратора через отстойник (ОПФ), где происходит очистка воды от пленки нефти и механической примесей, поступает в резервуар для пластовой воды.[7]

Скважины

Скважина - цилиндрическая горная выработка, предназначена для извлечения нефтегазовой смеси на земную поверхность. Вредные вещества выбрасываются в атмосферу через неплотности фланцевых соединений и запорно-регулирующей арматуры.[5]

Максимально-разовый и валовый расчет (г/сек, т/год) выбросов загрязняющих веществ от скважин, рассчитывается по формуле (12):

(г/сек, т/год), (12)

Где, Y_HYi - суммарная утечка j-го вредного компонента через неподвижные соединения в целом по установке (предприятию), мг/с;

l - общее количество типов вредных компонентов, содержащихся в неорганизованных выбросах в целом по установке (предприятию), шт;

m - общее число видов потоков, создающих неорганизованные выбросы, в целом по установке (предприятию), шт;

g_HYi - величина утечки потока i-того вида через одно фланцевое уплотнение, мг/с;

n_i - число неподвижных уплотнений на потоке i-того вида, шт;

x_HYi - доля уплотнений на потоке i-того вида, потерявших герметичность, в долях единицы;

c_ji - массовая концентрация вредного компонента j-го типа в i-том потоке в долях единицы. [13]

Максимально-разовый и валовый расчет (г/сек, т/год) выбросов сернистого ангидрида от скважин, рассчитывается:

Y_СО2=(23*0,005*0,01*2)+(25*0,002*0,03*1)=0,0038/0,089 г/сек, т/год.

Выбросы от скважин представлены в таблице 2.5.1.1.

Таблица 2.5.1.1 Результаты расчета выбросов вредных веществ от скважин

№	Наименование вредных веществ	Выбросы вещества
		г/сек	т/год
1	Углеводороды С1-С5	0,0036	0,069
2	Сернистый ангидрид	0,0038	0,089

Винтовой насос

Винтовой насос состоит из ротора и статора.

Монтаж скважинного насоса:

(1) Выбранная скважина должна иметь соответствующую способность снабжения жидкостью по требованиям объёма выпуска. В обычном случае гидравлический уровень над насосом должен быть не ниже 150м.

(2) Перед спуском насоса, надо сначала промыть скважину, чтобы в НКТ не осталось <мёртвой> нефти и грязи, чтобы гарантировать нормальную работу и успешное снабжение жидкостью.

(3) Для высокопесчанной скважины (выше 2%) необходимо предпринять эффективные противопесочные действия. Это не означает, что винтовой насос нельзя применять в скважинах, где содержание песка превышает 2%, здесь имеется ввиду, что при остановке агрегата песок в НКТ опускается, когда слой песка над насосом достигнет определённого уровня, запускать агрегат будет трудно .

Перед спуском труб и штанг необходимо тщательно промерить их длины. Якорь НКТ должен быть смонтирован как можно ближе к статору.

Когда НКТ опустится до назначенной глубины, необходимо крепко и надёжно запечатать устье скважины.

Промерить и отрегулировать длину штанг перед спуском.

Надо быть очень осторожным при соединении ротора, чтобы не повредить поверхность ротора.

(8) Спустить ротор до фиксатора по порядку: ротор--противоповоротный механизм--штанги -- (центральзатор) -- штанги -- полированный шток. Соединительные спирали необходимо очистить и надёжно завинтить в соответствии с требованиями.

Спускать штангу надо медленно (<2т/мин.), чтобы не повредить каучуки статора Регулируйте длину штанг так, чтобы после подъёма на безопасное от фиксатора расстояние полированный шток всё ещё был выше устья скважины на 1.2--1.4м.

Когда ротор спустится до фиксатора, находящийся внутри трубы хвоста, то требуется поднять столб штанг на определенное безопасное расстояние. Обычно для одновинтового насоса безопасное растояние соответствует 0.8-1.0%о от общей глубины спуска насоса, а для двухвинтового насоса безопасное расстояние.[5]

Максимально-разовый и валовый расчет (г/сек, т/год) выбросов сернистого ангидрида от винтового насоса, рассчитывается по формуле (12):

Y_CO2=(22*0,042*0,1*3)+(23*0,015*0,3*2)=0,48/11,43 г/сек, т/год

Данные результаты расчетов представлены в таблице.

Таблица. Результаты расчета выбросов вредных веществ от винтового насоса

№	Наименование вредных веществ	Выбросы вещества
		г/сек	т/год
1	Углеводороды С1-С5	0,44	9,120
2	Сернистый ангидрид	0,48	11,43

Автоматизированная групповая замерная установка «Спутник»

Установка предназначена для периодического определения количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и позволяет осуществлять контроль их работы. Эксплуатационное назначение установки заключается в обеспечении контроля за технологическими режимами работы нефтяных скважин.

Установка состоит из двух блоков: технологического и аппаратурного. Блоки изготовлены из трехслойных металлических панелей типа «сэндвич» с утеплителем из пенополиуретана или из базальтового утеплителя.

Принцип работы АГЗУ:

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне.

Во время измерения жидкость проходит через счетчик ТОР и направляется в общий трубопровод.

Установка позволяет вводить в водно-нефтяную эмульсию деэмульгатор. После определения жидкости в нефти, она поступает на нефтегазосепаратор.[5]

Максимально-разовый и валовый расчет (г/сек, т/год) выбросов сернистого ангидрида от АГЗУ, рассчитывается по формуле (12):

Y_CO2=(22*0,001*0,4*1)+(25*0,003*0,2*2)=0,038/0,897 г/сек, т/год

Выбросы загрязняющих веществ представлены в таблице 2.5.3.1.

Таблица. Результаты расчета выбросов вредных веществ от автоматизированной групповой замерной установки

№	Наименование вредных веществ	Выбросы вещества
		г/сек	т/год
1	Углеводороды С1-С5	0,401	1,216
2	Сернистый ангидрид	0,038	0,897

Нефтегазосепаратор блочный ТП-36-032.016.000

Нефтегазовый блочный сепаратор предназначен для разделения газожидкостного промыслового потока, поступающего от добывающих скважин, на нефть, газ и воду. Процесс сепарации происходит при рабочем давлении 1,6 МПа.

В сепараторе во входной секции перед перфорированной перегородкой происходит предварительное расслоение газа, нефти и воды, а в отстойной секции - окончательное разделение.

Уровень нефти в отстойном отсеке аппаратов поддерживается переливной перегородкой.

Межфазный уровень нефть-вода в отстойном отсеке поддерживается регулятором уровня на линии сброса воды из аппаратов в систему подготовки сточной воды

Максимально-разовый и валовый расчет (г/сек, т/год) выбросов сернистого ангидрида от нефтегазосепаратора, рассчитывается по формуле (12):

Y_CO2=(21*0,006*0,3*2)+(22*0,005*0,1*3)=0,108/2,564 г/сек, т/год

Исходные данные представлены в таблице 2.5.4.1.

Таблица 2.5.4.1.Результаты расчета выбросов вредных веществ от нефтегазосепаротора

№	Наименование вредных веществ	Выбросы вещества
		г/сек	т/год
1	Углеводороды С1-С5	0,102	1,986
2	Сернистый ангидрид	0,108	2,564

СЦВ-5 Г (газовый сепаратор)

Учитывая отсутствие в попутном газе таких примесей, как сероводород, и незначительное содержание механических примесей, как наиболее приемлемый вариант выбора очистительной установки использован вихревой газожидкостной сепаратор типа СЦВ-5Г - предназначенный для глубокой очистки добываемого или транспортируемого природного, попутного или товарного газа от нефти, газоконденсата, масла, капельной, мелкодисперсной, аэрозольной влаги и механических примесей. Данный сепаратор отличается тем, что рассчитан на очень высокую концентрацию газового потока и незначительную жидкостного потока, а также осуществляет тонкую очистку газа, устойчиво работает в пробковом режиме.

Сепаратор может быть рассчитан и изготовлен практически на любое давление и производительность.

Технические характеристики сепаратора СЦВ-5 Г (газовый):

· Производительность, Q нм³ /сут. - до 10 000 000;

· Производительность по жидкой фазе, Q нм³ /мин - не ограничена;

· Рабочее давление, МПа (кгс/см 2) - до 35,0 (350);

· Рабочая среда, газ - нефть, газоконденсат, жидкость, твердые частицы;

· Содержание жидкости на выходе из сепаратора, 0 г/м³;

· Содержание взвешенных частиц на выходе, - 0,003 - 0,004 г/м³

· Потеря напора, МПа (кгс/см²) - в зависимости от давления;

· Способ удаления отсепарированой жидкости - в автоматическом режиме

· Габаритные размеры, мм: и Масса, кг: - на конкретное изделие.

Сепаратор имеет незначительную потерю напора, которая при необходимости может корректироваться в период расчета параметров сепаратора.

Данная установка автоматизирована и предназначена для осушки попутного нефтяного газа, поступающего из установок предварительной подготовки нефти.

Установка может быть использована как в технологической цепи подготовки нефти, так и перед автономными теплогенераторами (котельными), использующими в качестве топлива попутный нефтяной газ.

Установка состоит из вертикальной емкости с вмонтированными внутренними устройствами, осуществляющими двухступенчатое отделение жидкости из газа. Для качественного отделения жидкости и предотвращения замерзания конденсата в установке предусмотрен змеевик. При использовании установки для осушки газа, используемого котельными, предусмотрен понижающий давление регулятор. [5]

После разделения газа от всего конденсата, она поступает на печь подогрева в качестве топлива.

Максимально-разовый и валовый расчет (г/сек, т/год) выбросов сернистого ангидрида от газосепаратора, рассчитывается по формуле (12):

Y_CO2=(22*0,002*0,5*1)+(24*0,003*0,4*5)=0,166/3,920 г/сек, т/год

Выбросы загрязняющих веществ представлены в таблице 2.5.5.1

Таблица 2.5.5.1. Результаты расчета выбросов вредных веществ от газосепаратора

Наименование вредных веществ	Выбросы вещества
	г/сек	т/год
Углеводороды С1-С5	0,142	2,612
Сернистый ангидрид	0,166	3,920

Печи подогрева

Печи подогрева используется для подогрева нефтяных эмульсий и нефти при подготовке на устьях скважин и на промыслах до температуры 70^оС. Контроль основных параметров технологического процесса обеспечивается современными средствами. В качестве топлива используется попутный нефтяной или природный газ. Линия подачи нефтяной эмульсии в печь оснащена обратным клапаном и запорной арматурой.

Подогреватель нефти ППТ-0,2Г с промежуточным теплоносителем предназначен для нагрева нефти, нефтяной эмульсии, газа, и их смесей в системе сбора, транспортировки и подготовки продукции скважин, а также воды для технологических и теплофикационных целей на нефтегазодобывающих предприятиях.

Технологический процесс нагрева нефти осуществляется следующим образом:

1. Нефть из промысловой сети поступает в продуктовый змеевик подогревателя, нагревается от промежуточного теплоносителя, после чего выводится из подогревателя.

2. Газ для питания горелок отбирается из промысловой сети и через кран поступает в змеевик, где подогревается, затем подается в линию подготовки топлива.

3. После очистки и редуцирования топливный газ подается на запальную и основные горелки, сжигается в топке подогревателя, отдавая тепло промежуточному теплоносителю.

4. Охлажденные продукты сгорания через дымовую трубу выводятся из топки подогревателя в атмосферу. [5]

Максимально-разовый и валовый расчет (г/сек, т/год) выбросов сернистого ангидрида от печи подогрева, рассчитывается по формуле (12):

Y_CO2=(22*0,004*0,7*2)+(23*0,006*0,1*3)=0,164/3,887 г/сек, т/год

Исходные данные о выбросах от печи подогрева представлены в таблице 2.5.6.1.

Таблица 2.5.6.1.Результаты расчета выбросов вредных веществ от печи подогрева

№	Наименование вредных веществ	Выбросы вещества
		г/сек	т/год
1	Углеводороды С1-С5	0,132	2,856
2	Сернистый ангидрид	0,164	3,887

Отстойники

Отстойник представляет собой горизонтальный резервуар, предназначенный для отстаивания нефти.[5]

Максимально-разовый и валовый расчет (г/сек, т/год) выбросов сернистого ангидрида от отстойника, рассчитывается по формуле (12):

Y_CO2=(25*0,006*0,3*2)+(23*0,005*0,1*3)=0,124/2,940 г/сек, т/год

Максимально-разовые и валовые выбросы загрязняющих веществ представлены в таблице 2.5.7.1.

Таблица.Результаты расчета выбросов вредных веществ от отстойника

№	Наименование вредных веществ	Выбросы вещества
		г/сек	т/год
1	Углеводороды С1-С5	0,126	2,886
2	Сернистый ангидрид	0,124	2,940

Резервуары

Резервуары оснащены приборами измерения уровня с дистанционной передачей показаний. Все контролируемые параметры от датчиков подключаются на блок управления.[5]

Максимально-разовый и валовый расчет (г/сек, т/год) выбросов сернистого ангидрида от резервуаров, рассчитывается по формуле (12):

Y_CO2=(22*0,003*0,2*5)+(23*0,005*0,1*3)=0,101/2,373 г/сек, т/год

Таблица Результаты расчета выбросов вредных веществ от резервуара

№	Наименование вредных веществ	Выбросы вещества
		г/сек	т/год
1	Углеводороды С1-С5	0,142	2,452
2	Сернистый ангидрид	0,101	2,373

С резервуара, по нефтеналивной линии диаметром 89 мм с теплоизоляцией и подогревом, нефтяная смесь подается на стояк нефтеналивной эстакады для налива в автоцистерны и транспортировки на нефтеналивной терминал.[13]

Общая характеристика нефти

Нефть-- природная маслянистая горючая жидкость, состоящая из сложной смеси углеводородов и некоторых других органических соединений. По цвету нефть бывает красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть, имеет специфический запах, распространена в осадочных породах Земли. Сегодня нефть является одним из важнейших для человечества полезных ископаемых.

Сырой нефтью называют жидкую природную ископаемую смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битумов и кокса. Нефть, добываемая из земных недр, отделяется на промыслах от растворенного газа, воды и солей.[19]

Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных документов, называется товарной нефтью. Согласно ГОСТ Р51858-2002 товарную нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды по физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов.

Характеристика нефти различных типов представлена в табл. 2.6.1

Таблица Классы нефти

Класс нефти	Наименование	Массовая доля серы, %
1	Малосернистая	До 0,60 включительно
2	Сернистая	От 0,61 до 1,80
3	Высокосернистая	От 1,81 до 3,50

Химический состав нефти

В составе нефти выделяют углеводородную, асфальтосмолистую и зольную составные части, а также порфирины и серу. Углеводороды, содержащиеся в нефти, подразделяют на три основные группы: метановые, нафтеновые и ароматические. Метановые (парафиновые) углеводороды химически наиболее устойчивы, а ароматические - наименее устойчивы (в них минимальное содержание водорода). При этом ароматические углеводороды являются наиболее токсичными компонентами нефти. Асфальтосмолистая составная нефти частично растворима в бензине: растворяемая часть - это асфальтены, нерастворяемая - смолы. Интересно, что в смолах содержание кислорода достигает 93% от его общего количества в составе нефти. Порфирины - это азотистые соединения органического происхождения, они разрушаются при температуре 200-250°С. Сера присутствует в составе нефти либо в свободном состоянии, либо в виде соединений сероводородов и меркаптанов. Зольная часть нефти - это остаток, получаемый при ее сжигании, состоящий из различных минеральных соединений.

Сырая нефть и ее характеристики

Нефть, получаемую непосредственно из скважин, называют сырой. При выходе из нефтяного пласта нефть содержит частицы горных пород, воду, а также растворенные в ней соли и газы. Эти примеси вызывают коррозию оборудования и серьезные затруднения при транспортировке и переработке нефтяного сырья. Таким образом, для экспорта или доставки в отдаленные от мест добычи нефтеперерабатывающие заводы необходима ее промышленная обработка: из нее удаляется вода, механические примеси, соли и твердые углеводороды, выделяется газ. Газ и наиболее легкие углеводороды необходимо выделять из состава нефти, т.к. они являются ценными продуктами, и могут быть утеряны при ее хранении. Кроме того, наличие легких газов при транспортировке нефти по трубопроводу может привести к образованию газовых мешков на возвышенных участках трассы.

Очищенную от примесей, воды и газов нефть поставляют на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), где в процессе переработки из нее получают различные виды нефтепродуктов. Качество, как сырой нефти, так и нефтепродуктов, получаемых из нее, определяется ее составом: именно он определяет направление переработки нефти и влияет на конечные продукты.

Важнейшими характеристиками сырой нефти являются: плотность, содержание серы, фракционный состав, а также вязкость и содержание воды, хлористых солей и механических примесей.

Плотность

Одно из главных свойств непереработанной нефти - это ее плотность, которая зависит от содержания тяжелых углеводородов, таких как парафины и смолы. Для ее выражения используется как относительная плотность, выраженная в г/см3, так и плотность, выраженная в единицах Американского института нефти - API, измеряемая в градусах.

API = (141,5/ относительная плотность) - 131,5. Плотность нефти представлена в таблице

Таблица. Плотность нефти

Нефть	Относительная плотность, г/см 3	Плотность API, °API
Легкая	0,800-0,839	36°-45,4°
Средняя	0,840-0,879	29,5°-36°
Тяжелая	0,880-0,920	22,3°-29,3°
Очень тяжелая	более 0,920	Менее 22,3°

Измерение плотности предусмотрено стандартами различных стран. По плотности можно ориентировочно судить об углеводородном составе нефти и нефтепродуктов, поскольку ее значение для углеводородов различных групп различно. Более высокая плотность указывает на большее содержание ароматических углеводородов, а более низкая - на большее содержание парафиновых углеводородов. Углеводороды нафтеновой группы занимают промежуточное положение. Таким образом, величина плотности до известной степени будет характеризовать не только химический состав и происхождение продукта, но и его качество. При характеристике плотности отдельных фракций нефти следует, прежде всего, отметить возрастание плотности с увеличением температуры кипения. Однако это положение, справедливое для большей части случаев, имеет исключения. Наиболее качественными и ценными являются легкие сорта нефти (российская Siberian Light). Чем меньше плотность нефти, тем легче процесс ее переработки и выше качество получаемых из нее нефтепродуктов.

Содержание серы

По содержанию серы нефть в Европе и России подразделяют на малосернистую (до 0,5%), сернистую (0,51-2%) и высокосернистую (более 2%), в США - на сладкую (до 0,5%), среднесладкую/ среднекислую (0,51-2%) и кислую (более 2%). Классификация, принятая в США, кажущаяся на первый взгляд необычной, имеет, однако, прямое отношение к вкусу. На заре добычи нефти в Пенсильвании, получаемый из нее керосин использовался в качестве лампового масла для освещения помещений. Керосин с большим содержанием серы давал отвратительный запах при сгорании, поэтому больше ценился керосин с низким содержанием серы, сладкий на вкус. Отсюда и произошла эта терминология.

Соединения серы в составе нефти, как правило, являются вредной примесью. Они токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивную коррозию металла. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны. Они обладают высокой коррозийной способностью, разрушают цветные металлы и железо. Поэтому их присутствие в товарной нефти недопустимо.

Фракционирование

Нефть является смесью нескольких тысяч химических соединений, большинство из которых - комбинация атомов углерода и водорода - углеводороды; каждое из этих соединений характеризуется собственной температурой кипения, что является важнейшим физическим свойством нефти, широко используемым в нефтеперерабатывающей промышленности. На каждой из стадий кипения нефти испаряются определенные соединения. Соединения, испаряющиеся в заданном промежутке температуры, называются фракциями, а температуры начала и конца кипения - границами кипения фракции или пределами выкипания. Таким образом, фракционирование - это разделение сложной смеси компонентов на более простые смеси или отдельные составляющие.

Фракции, выкипающие до 350°С, называют светлыми дистиллятами. Фракция, выкипающая выше 350°С, является остатком после отбора светлых дистиллятов и называется мазутом. Мазут и полученные из него фракции - темные. Названия фракциям присваиваются в зависимости от направления их дальнейшего использования.

Как правило, сырая нефть содержит следующие фракции:

Температура кипения	Фракции
выше 430°C	Мазут
230-430°С	Газойль
160-230°С	Керосин
105-160°С	Нафта
32-105°С	Бензин
менее 32°С	Углеводородные газы

Различные нефти сильно отличаются по составу. В легкой нефти обычно больше бензина, нафты и керосина, в тяжелых - газойля и мазута. Наиболее распространены нефти с содержанием бензина 20-30%.

Содержание воды

При добыче и переработке нефть дважды смешивается с водой: при выходе с большой скоростью из скважины вместе с сопутствующей ей пластовой водой и в процессе обессоливания, т.е. промывки пресной водой для удаления хлористых солей. В нефти и нефтепродуктах вода может содержаться как в виде простой взвеси, тогда она легко отстаивается при хранении, так и в виде стойкой эмульсии, тогда приходится прибегать к специальным методам обезвоживания. Часть эмульсии улавливается ловушками, собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, где из нее испаряются легкие фракции. Такие нефти получили название "амбарные". Они высокообводненные и смолистые, с большим содержанием механических примесей, трудно обезвоживаются.

Присутствуя в нефти, особенно с растворенными в ней хлористыми солями, вода осложняет ее переработку. При наличии воды в карбюраторном и дизельном топливе снижается их теплотворная способность, происходит засорение и закупорка частей двигателя автомобиля или авиалайнера. Кроме того, содержание воды в масле усиливает его склонность к окислению, ускоряет процесс коррозии металлических деталей, соприкасающихся с маслом.

Содержание механических примесей

Присутствие механических примесей в нефти объясняется условиями ее залегания и способами добычи. Механические примеси состоят из частиц песка, глины и других твердых пород, которые, оседая на поверхности воды, способствуют образованию нефтяной эмульсии. В отстойниках, резервуарах и трубах при подогреве нефти часть механических примесей оседает на дне и стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом уменьшается производительность оборудования, а при отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность. Массовая доля механических примесей до 0,005% включительно оценивается как их отсутствие.

Вязкость

Вязкость определяется структурой углеводородов, составляющих нефть, т.е. их природой и соотношением, она характеризует возможность распыления и перекачивания нефти и нефтепродуктов: чем ниже вязкость жидкости, тем легче осуществлять ее транспортировку по трубопроводам, производить ее переработку. Особенно важна эта характеристика для определения качества масленых фракций, получаемых при переработке нефти и качества стандартных смазочных масел. Чем больше вязкость нефтяных фракций, тем больше температура их выкипания.

Исходное сырье

Свойства нефти среднеюрских продуктивных горизонтов в поверхностных условиях изучены по 20 пробам нефти. По каждому горизонту исследовалось по 1-5 проб. В процессе анализа нефти в поверхностных условиях были определены основные ее параметры: плотность, вязкость, температура застывания и вспышки, фракционный и углеводородный состав, содержание серы, парафина, асфальтено-смолистых веществ и другие.

Нефть месторождения имеет плотность 0,9073 - 0,93 г/см³ при 20?С. Она малосернистая (0,02-0,32), малопарафинистая, парафинистая (до 5,6%), смолистая и сильносмолистая (11,1-24,6%), содержание асфальтенов до 2,7% кокса 2,9%. Кинематическая вязкость при 20?С составляет 333,5 (Ю V-VI) - 1702,0 (Ю-I) мм²/с., при 50?С составляет 52,6 (Ю V-VI) -109.5 мм2/с. (Ю-II). При температуре 250?С выкипает от 2,0 до 11,0% фракций, при 300⁰С выкипает от 13,0 до 27,0% фракций.

Физико-химические свойства нефти в пластовых условиях

Физико-химические свойства нефти в пластовых условиях изучены по 12 глубинным пробам, отобранных в 5-ти скважинах, из них 2 пробы отобраны из II среднеюрского горизонта, две из III среднеюрского горизонта, две пробы из IV среднеюрского горизонтов и 6 проб из V-VI среднеюрских горизонтов. По данным исследований глубинных проб газосодержание нефти по горизонтам является низким от 1,28 до 1,56 м³/т. Температура пластов меняется в пределах от 12,16⁰ до 24,0?С, пластовое давление изменяется от 1,19 до 2,33 МПа. Давление насыщения меняется от 0,12 до 0,18 МПа. Объемный коэффициент пластовой нефти незначительный и меняется от 1,004 до 1,020 для разных горизонтов. Плотность нефти изменяется от 0,8987 до 0,919 г/см3, вязкость изменяется от 438,25 до 832,9 мПа*с.

Характеристика нефти представлена в таблице 2.6.3.

Таблица Характеристика вещества НЕФТЬ

Наименование параметра	Параметр
Название вещества	Нефть
Химическое	Углеводород
Торговое	Нефть товарная
Формула	Сложная смесь углеводородов: метановые-СпН2П+2, нафтены СПН2П, ароматические СпН2п-б (гомол.бнзола).
Эмпирическая	Вязкая маслянистая жидкость обычно темно-коричневая
Примеси (с индентификацией)	До 0,6%
Температура кипения, 0С (при давлении 101 кПа)	122
Плотность при 20оС, кг/м3 (при давлении 101 кПа)	До 879,5
Данные о взрывопожароопасности	Взрывопожароопасна
Данные о токсической опасности	Слабо
ПДК в воздухе рабочей зоны	300 мг/ м3 в пересчете на углерод
ПДК в атмосферном воздухе	300 мг/ м3 в пересчете на углерод
Летальная токсодоза LCt50	500 мг/ м3 в пересчете на углерод
Реакционная способность	Слабо выражена
Запах	Средне выраженный
Коррозийное воздействие	Отсутствует

Размещено на Allbest.ru