Анализ выработки запасов нефти и газа и оценка энергетического состояния зале

Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 27 страниц
В избранное:

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
9
1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
10
1.1 Выбор системы разработки месторождения ... ... ... ... ... ... ... ... ...
10
1.1.1 Динамика изменения параметров разработки и их анализ ... ... ... ...
11
1.1.2 Анализ выработки запасов нефти и газа и оценка энергетического состояния залежи ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .

11
1.1.3 Режимы разработки нефтяных и газовых пластов на месторождении ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .

12
1.1.4 Система поддержания пластового давления и методы повышения нефтеотдачи пластов на месторождении и их эффективность ... ... ... ... .

13
1.2 Техника и технология добычи нефти и газа ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
14
1.2.1 Характеристика применяемых способов эксплуатации скважин и их оборудования на месторождении ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..

14
1.2.2 Осложнения при эксплуатации скважин, меры по предупреждению и борьбе с осложнениями ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

16
1.2.3 Цель и задачи системы сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..

17
2 ОХРАНА ТРУДА, ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОМЫШЛЕННАЯ САНИТАРИЯ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..

40
2.1 Опасные и вредные производственные факторы технологических процессов добычи, сбора подготовки нефти и газа ... ... ... ... ... ... ... .

40
2.2 Система обеспечения безопасности на промысле ... ... ... ... ... ... ... ... ...
43
3 ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
47
3.1 Источники загрязнения окружающей среды при добыче, сборе и подготовке углеводородов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..

47
3.2 Природоохранные мероприятия при добыче, сборе и подготовке углеводородов ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

48
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
54
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ... ... ... ... ... ... ...
55

ВВЕДЕНИЕ

Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 года, Южно-Казахстанской нефтеразведочной экспедицией ПГО Южказгеология Министерство геологии Республики Казахстан. В 1985 году институтом КазНИПИнефть составлен проект пробной эксплуатации месторождения Кумколь. В 1987 году институтами ВНИГНИ, КазНИГРИ и Казахстанской опытно-методической были выполнены работы по подсчету запасов нефти и газа месторождения Кумколь по состоянию на 15 мая 1987 года.
Эксплуатационное бурение месторождения Кумколь начато в 1988 году в соответствии с положением проекта пробной эксплуатации месторождения.
Институтом КазНИПИнефть в 1988 году составлена Технологическая схема разработки нефтяного месторождения Кумколь. Промышленная разработка месторождения Кумколь ведется с мая 1990 года в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения Кумколь.
В данной дипломной работе рассматривается технология разработки месторождения с применением парогазового воздействия на пласты. Описана технология применения парогазогенератора, которая позволяет совмещать в одном агрегате преимущества тепловых и газовых методов воздействия на пласт и тем самым эффективно решать проблемы освоения запасов высоковязкой нефти с целью увеличения нефтеотдачи пластов, а также возможность применения его на месторождении Кумколь.
Циклическое воздействие паром и парогазом на призабойную зону пласта является одним из немногих методов, которые оказываются наиболее эффективными и универсальными, особенно при добыче высоковязких нефтей.
Теплоносителями при проведении ПТОС могут служить горячая вода, пар различного качества, смесь пара с газом, пар с добавками химических реагентов и др.
Механизм повышения нефтеотдачи при тепловом воздействии на пласт основан на снижении вязкости нефти при нагревании, увеличении ее подвижности в пласте, изменении смачиваемости и поверхностного натяжения, теплового расширения породы и насыщающих ее жидкостей, испарении и конденсации легких фракций нефти.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Выбор системы разработки месторождения

Основные положения утвержденных вариантов разработки:
- применение на I, II и III объектах разработки 9-ти точечной площадной системы воздействия с сеткой скважин 500x500 м, а на IV объекте - приконтурного заводнения;
- осуществление на II объекте разработки смешивающегося вытеснения нефти газом и водой;
- количество скважин для бурения за последний период составляет 142 единиц, в том числе 101 добывающая и 41 нагнетательная.
В настоящее время утвержденная система воздействия осуществляется только по второму и третьему объектам разработки. На каждом выделенном объекте скважины размещены равномерными квадратными сетками с плотностью 25 гаскважина.
На I объекте разработки осуществляется приконтурное заводнение. С момента реализации проекта в целом по месторождению пробурено 108 добывающих скважин и 14 нагнетательных скважин. То есть, на сегодня фонд проектных добывающих скважин пробурен на 85%. Скважины пробурены в соответствии с проектом по девятиточечной системе размещения с расстоянием 500 м между скважинами. Нагнетательные скважины осваиваются как добывающие и вводятся в эксплуатацию с отработкой на нефть фонтанным способом, далее, по мере снижения дебита до минимального рентабельного, переводятся под закачку для поддержания пластового давления.
Анализ результатов разработки по всем трем объектам показывает эффективность выбранной схемы расположения скважин. При выбранной схеме расположения скважин обеспечивается равномерная выработка запасов, удельные запасы нефти, приходящиеся на скважину, достаточны для длительной ее эксплуатации, пластовое давление на разрабатываемой части залежи изменяется равномерно.
Проектом для I, II и III объектах разработки предусмотрена 9-ти точечная схема расположения скважин с расстоянием между скважинами 500 м. Система заводнения по I, II, III объектам - площадная, по IV объекту - приконтурная.
Поддержание пластового давления осуществляется в I, II и III объектах разработки, IV объект разрабатывается на режиме истощения пластовой энергии.
Соотношение действующих добывающих скважин к нагнетательным по I объекту в целом составляет 3,2:1; по II объекту 2,6:1; по III объекту 3,8:1.
Южная часть месторождения находится на поздней стадии разработки, происходит закономерное обводнение пластов и снижение уровня добычи нефти. С целью снижения обводнённости продукции скважин и более полной выработки запасов нефти на месторождении ведутся работы по регулированию разработки.
Такие, как перевод обводненных и выполнивших свое назначение добывающих скважин на другие объекты разработки, под нагнетание воды, углубление (добуривание) скважин до ниже залегающих продуктивных горизонтов, доперфорация скважин с целью выработки остаточных запасов при совместной эксплуатации II и III объектов разработки.

1.1.1 Динамика изменения параметров разработки и их анализ

Второй объект является основным объектом разработки. Добыча нефти в целом по II объекту разработки составила 434,45 тыс. тонн, при средней обводненности продукции 75,4%. Накопленная добыча нефти равна 13029,7 тыс.т, что составляет 65,2% от начальных извлекаемых запасов.
Средний дебит нефти добывающих скважин составляет 23,35 тсут, по жидкости - 94,9 тсут.
В продуктивные пласты II объекта закачано 2566,85 тыс.м3 воды, при средней приемистости 217,2 м3сут.
Накопленная закачка воды из II объекта составляет 25536,9 тыс.м3. Текущая компенсация отборов жидкости закачкой равна 135,3%.

1.1.2 Анализ выработки запасов нефти и газа и оценка энергетического состояния залежи

В целом по месторождению добыто 19,14% от начальных извлекаемых запасов нефти и остаточные извлекаемые запасы составляют 38035,54 тыс.т.
По первому объекту с начала разработки добыто 17,4 % от начальных извлекаемых запасов нефти и остаточные извлекаемые запасы нефти составляют 11532,3 тыс.т.
По второму объекту с начала разработки добыто 14,81 % от начальных извлекаемых запасов нефти. Остаточные извлекаемые запасы по объекту составили 20690,63 тыс.т.
По третьему объекту разработки остаточные извлекаемые запасы нефти составляют 5715,17 тыс.т, накопленная добыча составила 33,69 % от начальных извлекаемых запасов данного объекта.
Четвертый объект. Всего добыто 44 % от начальных извлекаемых запасов нефти и остаточные извлекаемые запасы составляют 97,45 тыс.т.
Представление о выработке запасов отдельных горизонтов дает изучение характера перемещения водонефтяных и газонефтяных контактов, степени охвата пластов рабочим агентом (Кох), распределения остаточных запасов нефти.

1.1.3 Режимы разработки нефтяных и газовых пластов на месторождении

C целью контроля за энергетическим состоянием залежей проводятся глубинные исследования с замерами пластовых и забойных давлений в фонтанных, нагнетательных и наблюдательных скважинах и замерами статических и динамических уровней в механизированных скважинах.
В целом проведены 81 исследований в 44 скважинах методом установившихся отборов (39 % от действующего фонда скважин), в том числе исследованы 10 скважин (10 исследований) I объекта (37 %), 22 скважины (33 исследования) II объекта (44 %), 12 скважин (17 исследований) III объекта (34 %), 1 скважина (1 исследование) IV объекта (33 %).
Исследования проведены по скважинам опорной сети. По результатам исследований построены индикаторные диаграммы и получены коэффициенты продуктивности. Замеры проведены на трех - четырех режимах при диаметрах штуцера 3x9 мм.
Диапазон изменения коэффициента продуктивности по скважинам I объекта составляет от 59,65 м3сутxМПа до 430,97 м3сутxМПа. Средневзвешенный коэффициент продуктивности составляет 237,2 м3сутxМПа. Коэффициент продуктивности скважин II эксплуатационного объекта изменяется в пределах: 9,07 м3сутxМПа - 994,6 м3сутxМПа. Средневзвешенное значение - 245,4 м3сутxМПа. Исследования в скважинах III объекта проведены при работе с пластовым и забойным давлениями, превышающими давление насыщения нефти газом. Только в скважине 3080 при исследовании на диаметре штуцера 8 мм наблюдается забойное разгазирование. По результатам исследований построены индикаторные диаграммы и рассчитаны коэффициенты продуктивности. Коэффициент продуктивности колеблется от 36,06 м3сутxМПа до 232,41 м3сутxМПа. Средневзвешенное значение коэффициента продуктивности - 96,62 м3сутxМПа.
В настоящее время вследствие низкой исследуемости IV объекта коэффициент продуктивности был определен по результатам одного исследования. Коэффициент продуктивности составил 32,57 м3сутxМПа.
Тенденция снижения коэффициента продуктивности прослеживается в скважинах III объекта - 3066, 3080, 3083, 3087; IV объекта - 412. В скважинах 3049, 3090, 3103 при повторных исследованиях наблюдается повышение коэффициента продуктивности, что связано с проводимыми мероприятиями по очистке призабойной зоны пласта (промывка горячей водой, скребки). По скважине 3049 коэффициент продуктивности вырос на 6,96 и составил 131,52 м3сутxМПа, по скважине 3090 на 17,8 и составил 232,4 м3сутxМПа, по скважине 3103 в 3 раза и составил 123,34 м3сутxМПа.

1.1.4 Система поддержания пластового давления и методы повышения нефтеотдачи пластов на месторождении и их эффективность

Для поддержания пластового давления на территории месторождения Кумколь используется подземная вода верхнего альб-сеноманского горизонта и сточная нефтепромысловая вода, образующаяся при расслоении водонефтяной эмульсии в цехе подготовки нефти.
Альб-сеноманская вода добывается погружными насосами, для которых пробурено 11-водозаборных скважин расположенных в один ряд, на расстоянии 200 м.
Для закачки воды в нефтяные пласты применяют блочные кустовые насосные станции (БКНС), которая состоит из 4-х насосных, дренажного блока и блока низковольтной аппаратуры управления. Каждый из блоков имеет фундаментную плиту, на которой монтируется весь комплекс оборудования и укрытия.
Подтоварная вода от ЦППН по водопроводу диаметром 219, 273 мм. поступает через бустерную насосную станцию, отстойник V = 100 м3 на манифольд, где смешивается с водой от водозаборных скважин и подается на вход электронасосных агрегатов типа ЦНС-180-1050, приводимых во вращение электродвигателем.
Отстойник предназначен для предварительной очистки воды от мех. примесей и песка и сброса их в дренажную емкость.
БКНС - предназначен для создания необходимого напора и закачки воды через ВРП в нагнетательные скважины.
Электронасосный агрегат типа ЦНС-180-1050 предназначен для закачки в нефтеносные пласты агрессивных нефтепромысловых вод.
ВРП предназначен для замера общего расхода закачиваемой воды по каждой нагнетательной скважине.
От БКНС 1 вода электронасосными агрегатами ЦНС-180-1050 через блок гребенки (БГ) по высоконапорным трубопроводам диаметром 114, 168 мм. подается на водораспределительные пункты (ВРП) №1, 2, 4, 9, 13, 14, 18, 19, 20, 22, 24, ЗУ-22 и затем в нагнетательные скважины.
Блок гребенки - предназначен для распределения закачиваемой воды на водораспределительные пункты.
По данным исследований химического состава вод и твердых отложений на внутренних стенках трубопроводов и технологических оборудований ППД было предложено разработать технологию борьбы с солеотложениями, используя химические реагенты.
По результатам лабораторных исследований был рекомендован ингибитор солеотложений CALNOX ML 2936 фирмы Бейкер Петролайт.
Закачка ингибитора осуществляется методом непрерывного дозирования в трех точках:
- Коллектор альб-сеноманской воды на БКНС (до точки смешивания со сточной водой). Реагент подается в товарном виде с дозировкой 35-40 гм³.
- В ЦППН производится дозировка реагента в двух точках.
Для анализа использованы замеры забойных и пластовых давлений и расчетные значения механизированного фонда по замеренным статическим и динамическим уровням жидкости в скважинах.
На месторождении Кумколь применялись гидродинамические и физико-химические методы повышения нефтеотдачи.
Гидродинамические методы применялись в варианте нестационарного заводнения, циклической закачки воды в скважину. В целом, результаты нестационарного воздействия и циклической закачки воды в нагнетательные скважины показывают, что технологический эффект в виде повышения дебита нефти и снижения обводненности наблюдается в тех случаях, когда в результате воздействия снижается закачка воды при увеличении или хотя бы сохранении отбора жидкости. В периодах увеличения закачки воды и снижения отбора жидкости наблюдается повышение обводненности и снижение дебитов нефти.
Такая закономерность показывает, что гидродинамическое воздействие необходимо осуществлять в комплексе с физико-химическим воздействием - ограничением водопритока и выравниванием профилей приемистости нагнетательных скважин.
Физико-химическое воздействие на продуктивные пласты реализовано исключительно в варианте выравнивания профиля приемистости. В целом, работы по ВПП на месторождении Кумколь показали, что пласты первого и в особенности, второго объектов восприимчивы к воздействию потоко-отклоняющими и выравнивающими составами. В то же время, в условиях высоких показателей проницаемости, расчлененности и неоднородности и наличия обширных водопромытых зон требуется закачка больших объемов рабочих растворов геле-полимерных систем.

1.2 Техника и технология добычи нефти и газа
1.2.1 Характеристика применяемых способов эксплуатации скважин и их оборудования на месторождении

В период с 2007 по 2017 годы из объектов основного фонда добывающих скважин, эксплуатируемых фонтанным способом началось осуществление перехода на механизированный способ добычи. Основными оборудованиями стали СШНУ, ВШНУ и УЭЦН.
В группу скважин, работавших с дебитом жидкости от 10,1 до 20 м3сут, вошли 14 скважин. Из них скважина 2195 новая после бурения и освоения, скважина 147 переведена на СШНУ из наблюдательного фонда после углубления, скважина 3022 из бездействующего фонда, скважины 2022 (после изоляции перфорированных интервалов) и 2045 (после перевода на нижележащий горизонт) переведены с фонтанного способа эксплуатации, скважина 1004 переведена с механизированного способа с использованием ВШНУ.
В группу скважин, с дебитом жидкости от 20 до 40 м3сут, вошли 11 скважин (11р, 3002, 3029, 406, 2036, 2143, 2173 II объекта, 325, 3026, 3063 III и 410 IV объекта). Из них скважины 2143 и 2173 переведены с ВШНУ и ЭЦН, соответственно, скважины 3029 и 406 выведены из бездействия после перевода на вышележащий горизонт и изоляции перфорированных интервалов и перестрела Ю-1, Ю-2, соответственно. До перевода на СШНУ скважины 2143 (ВШНУ) и 2173 (УЭЦН) работали с дебитом жидкости 35 и 5 м3сут, обводнённостью 35 и 57 процентов соответственно.
С дебитом жидкости более 40 м3сут работали 6 (2010, 2008, 148, 2139, 412, 413) скважин, из них скважины 148 и 412 переведены с фонтанного способа эксплуатации. Из-за отсутствия фонтанного притока после углубления, скважину 148 оборудовали насосом диаметром 69,9 мм. После пуска скважина работала с постепенным увеличением дебита с 45 до 85 м3сут и обводнённости с 20 до 74 процентов. Насосная установка работала с КПД 1,18 и высокими динамическими уровнями (Ндин), что указывает на полуфонтанный режим работы. После перевода скважины 412 с фонтанного способа на СШНУ скважина фонтанировала через насос с дебитом жидкости 180 м3сут и обводнённостью 0,4 процентов.
ВШНУ используется в 152 скважинах, из которых 46 на I объекте, 73 на II, 20 на III, две на IV и 11 на IIплюсIII объекте.
С использованием УЭЦН на месторождении эксплуатировались 146 скважин (49 скважин на I объекте, 66 - на II, 30 - на III и одна - на II и III объекте).
В группу скважин работавших с дебитом жидкости от 51 до 100 м3сут, вошли 29 скважин (4 на I, 20 на II и 5 на III объекте). Из 29 - 2 (16р и 2205) скважины переведены с фонтанного способа, скважина 1043 с наблюдательного фонда, скважина 2250 после бурения и освоения, 18 (32р, 1073, 1089, 25р, 2115, 2136, 2149, 2162, 2184, 2196, 2224, 2237, 2239, 2245, 2259, 3049, 3083 и 3201) с ВШНУ, остальные 7 (2р, 31р, 2116, 2248, 3094, 3066, 3073) скважин весь анализируемый период эксплуатировались УЭЦН. До перевода скважины 16р и 2205 фонтанировали со средним дебитом жидкости 80 и 50 м3сут и обводнённостью 3 и 7 процентов. После перевода дебит увеличился, соответственно, до 105 и до 75 м3сут и обводнённость до 4 и до 16 процентов. В дальнейшем скважина 16р работала с постепенным снижением дебита жидкости до 90 м3сут, при этом скважина периодически фонтанировала (колебание Ндин от 0 до 400 м). Скважина 2205 работала с постоянным дебитом жидкости 7075 м3сут. После перевода наблюдательная скважина 1043 работала с незначительным колебанием дебита жидкости с 80 до 95 м3сут и увеличением обводнённости с 80 до 89 процентов.
В группу скважин, работавших с дебитом более 100 м3сут, вошли 111 скважин (45 на I, 42 на II, 23 на III и одна на II и III объекте). Из 111 - 13 скважин переведены с фонтанного способа, 38 - с ВШНУ, одна скважина 3102 - с СШНУ и скважины 2249 и 2294 - после бурения и освоения. Остальные 57скважин эксплуатировались УЭЦН.

1.2.2 Осложнения при эксплуатации скважин, меры по предупреждению и борьбе с осложнениями

При проведении геолого-технологических исследований физических свойств пород, слагающих пласты-коллекторы, нефти и газа, пластовых и закачиваемых вод во время промышленной разработки первоочередного участка показывает, что в процессе эксплуатации месторождения могут возникнуть осложнения, влияющие на его разработку и требующие проведения различного рода мероприятий для их предупреждения либо устранения последствий.
В связи с тем что породы, слагающие пласты-коллекторы, содержат значительное (до 20%) количество песка в добывающих скважинах, необходимо ожидать пескопроявление, что и было обнаружено в процессе эксплуатации. Наиболее простым методом является установка средств механического задержания песка. Для этой цели используются проволочные, щелевые и намывные гравийные фильтры. При применении этого метода борьбы с пескопроявлением важным конструктивным аспектом является правильный выбор ширины щелей или размера пор гравия по отношению к диаметру частиц выносимого из пласта песка.
Наличие в нефти довольно высокого (до 16%) содержания парафина, смол и асфальтенов (до 7%) создает проблему, связанную с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) в призабойной зоне пласта, в наземном и подземном нефтепромысловом оборудовании. Методы борьбы с АСПО хорошо известны. Это предупреждение парафиноотложений ингибиторами химическими веществами, небольшие (0,010,02%) добавки которых к нефти способны замедлять процесс образования отложений и удаление уже отложившихся АСПО механическим, химическим или тепловым методами. Применение ингибиторной защиты позволяет только замедлить процесс отложения парафинов, но не прекратить полностью. Тем более что в составе нефти присутствуют смолы и асфальтены, на которые ингибиторы парафиноотложений влияния не оказывают. Таким образом, возникает необходимость периодической очистки призабойной зоны пласта и подземного оборудования скважин от АСПО не реже двух раз в год. Наиболее часто удаление АСПО проводится различными составами на основе легких и ароматических углеводородов в присутствии поверхностно-активных веществ.
Пластовые воды нефтеносных горизонтов относятся к хлоркальциевому типу, т.е. с преобладающим содержанием (до 36 гл) ионов кальция и магния. Наличие в пластовых водах высокого (до 0,2 гл) количества бикарбонат-ионов и растворенного углекислого газа, а также содержание в закачиваемой воде карбонат-ионов дает основание предполагать, что с ростом обводненности выше 50% могут возникнуть проблемы, связанные с отложениями солей карбонатного типа (СаСО3, MgCO3) в подземном оборудовании и призабойной зоне пласта, а также на печах подогрева при подготовке и перекачке нефти. Проблема солеотложений связана с особенностями физико-химического состава пластовых и альбсеноманских вод месторождения Кумколь, с изменениями термобарических условий и смешением химически несовместимых вод. Необходимо предусмотреть ингибиторную защиту подземного оборудования скважин и призабойной зоны пласта как наиболее эффективный метод борьбы с отложениями минеральных солей.
Существует несколько способов подачи ингибиторов в обрабатываемую среду:
а) непрерывная дозировка в скважину с использованием дозировочного устройства или глубинного дозатора;
б) периодическое нагнетание раствора ингибитора в призабойную зону пласта;
в) непрерывное дозирование в наземное нефтепромысловое оборудование и трубопроводы;
г) непрерывное дозирование ингибитора в нагнетаемую для ППД воду.
Все способы подачи ингибитора в добываемую жидкость имеют свои преимущества и недостатки. Более высокий защитный эффект достигается при непрерывной подаче.
Ингибитор должен подаваться непосредственно перед защищаемым объектом. В качестве ингибитора солеотложений рекомендуется Калнокс-2936 фирмы Бейкер с дозировкой до 40 гм3 воды, прошедший предварительные опытно-промысловые испытания на месторождении Кумколь.
Для дозировки ингибиторов рекомендуются блочные установки БР-2,5; БР-10 , БР-25 (водорастворимые ингибиторы солеотложений рекомендуется подавать в виде 210 % водного раствора). Для обеспечения бесперебойной работы установок в зимнее время линии подачи ингибиторов следует утеплить. Емкости для хранения ингибиторов рекомендуются оборудовать устройствами для обогрева.

1.2.3 Цель и задачи системы сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении

На месторождении Кумколь существует обычная система сбора и внутрипромыслового транспорта нефти. Единственным дополнением к ней был предусмотрен промежуточный подогрев нефти на групповой установке для обеспечения её транспортировки до головных сооружений.
Вся продукция скважин по выкидной линии диаметром 101,6 мм и длиной 900 метров поступает на групповую замерно-дожимную установку (ГЗДУ). Здесь все скважины подключаются поочередно к ГЗДУ. Продукция остальных скважин поступает в буферную емкость, в которой происходила первая ступень сепарации при давлении 0,30,6 МПа. Отсепарированная нефть с оставшимся растворенным газом поступала на прием насосов и через огневую печь, где нагревалась до температуры 6070°С перекачивалась на головные сооружения. Газ после первой ступени сепарации проходил через сепаратор для дополнительной очистки и частично использовался в печи для подогрева нефти, а остальной газ поступал в систему сбора. К одной ГЗДУ подключается от 10 до 28 скважин.
Вся продукция скважин по выкидной линии 101,6 мм и длиной 500 метров поступает на замерную установку, где поочередно производится замер дебитов подключенных скважин. Замеренная продукция и продукция всех остальных скважин поступет на огневую печь, с помощью которой нагревается до 60°С. Для печи используется часть газа, отбираемого на замерной установке. Нефть и газ после печи по сточной линии поступают в буферную емкость групповой ГЗДУ.
Нефть со скважин поступает на Спутник АМ 40-14-400 с низкой t°C (2030°С), часто происходит забивание загустевшей нефтью и парафином переключателя скважин и замерной емкости типа импульс. Для нагрева переключателя скважин от линии горячей нефти, идущей в нефтесборный коллектор к Спутник АМ 40-14-400 были проложены байпасные линии, по которым постоянно циркулируется горячая нефть. В качестве буферной емкости на групповой установке, где происходит первая ступень сепарации нефти, используется емкость 5080 м3. Буферная емкость оборудуется линиями ввода и выхода нефти и газа, предохранительными клапанами и автоматом откачки. Для предупреждения застывания нефти в буферной емкости к последней подведена линия горячей нефти, после печи групповой установки применяются насосы, однако центробежные насосы обеспечивают нормальную откачку нефти только при непрерывной работе. Если же насос остановить на непродолжительное время (до 1 часа), нефть в насосе застывает, и пустить его в работу без подогрева не представляется возможным. Для подогрева нефти на групповых установках применяются огневые трубчатые печи с поверхностью нагрева 58 м2.
В условиях роста обводненности добываемой продукции предусмотрена установка предварительного сброса воды (УПСВ) на промысле для снижения коррозийного износа системы нефтесбора и затрат на перекачку жидкости до ЦППН и возврат сточной воды в систему ППД через БКНС, расположенную на промысле.
Первая ступень сепарации осуществляется на блочной сепарационной установке УБС-150014 при давлении 0,6 МПА. Выделившийся газ отводится из аппарата по газовой линии в систему газосбора для дальнейшей его транспортировки на установку подготовки и переработки газа. Для удаления конденсата из попутного газа на трассе газоборного коллектора предусмотрено узлы улавливания конденсата, с его дальнейшей откачкой в нефтесборный коллектор. Нефть после сепарации подогревается в печах и, далее, по нефтесборному коллектору транспортируется в цех подготовки нефти, где производится ее подготовка до товарного качества и сдача потребителю.

2. ОХРАНА ТРУДА, ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОМЫШЛЕННАЯ САНИТАРИЯ
2.1 Опасные и вредные производственные факторы технологических процессов добычи, сбора подготовки нефти и газа

Воздействие на пласт и обработка призабойной зоны скважин включают в себя комплекс работ: подготовительных, непосредственно технологических и заключительных. При выполнении каждого вида работ существуют потенциально опасные и вредные производственные факторы, которые можно подразделить на: 1) физические, 2) химические.
Большинство несчастных случаев происходит при загорании и взрыве углеводородов (нефти, газоконденсата, и нефтяного газа). Пары нефти и нефтяной газ при определенном соотношении в воздухе образуют смеси, которые от источника открытого огня или даже незначительной искры возгораются. Особенно опасно образование взрывоопасных концентраций в закрытых помещениях, колодцах, емкостях, газопроводов высокого давления и других объектах газлифтного комплекса. Загорания и взрывы происходят при оттаивании ледяных и гидратных пробок в элементах газокоммуникаций открытым огнем, от искр выхлопных газов автомобиля и других агрегатов, приводимых двигателем внутреннего сгорания, от искр, возникающих при ударе ручного инструмента, при включении и отключении электрооборудования, а также при сварочных работах.
Пары нефти и газового конденсата тяжелее воздуха. Они могут скапливаться в плохо проветриваемых помещениях, причем даже далеко от места утечки, и их содержание в воздухе может достичь взрывоопасной и отравляющей концентрации. На газлифтном комплексе опасны колодцы на территории ГКС и газопроводов, машинный зал, установка регенерации, пульт зажигания факела, блок-бокс насоса для перекачки конденсата, устье скважин, групповая замерная установка Спутник, помещение газоманифольда и территория, непосредственно прилегающая к технологическим установкам.
Современный газлифтный комплекс представляет собой систему высокого давления. Все объекты комплекса (за исключением систем обеспечения газом, сбора нефти, конденсата и газа) эксплуатируются под высоким давлением.
С высоким давлением связаны возможные разрывы аппаратов, трубопроводов, которые могут привести к загазованности воздушной среды обширной территории по трассе газопровода высокого давления и других объектов газлифтного комплекса; травмированию людей взрывной волной, огнем, тепловой радиацией, разрежающимся газом, осколками, оборудованием и выброшенной землей.
Основными причинами возникновения опасных моментов при эксплуатации систем высокого давления являются нарушения герметичности и механической прочности из-за внутренней коррозии, превышения допустимого давления в системе из-за отказа или выхода из строя регулирующих и предохранительных клапанов, из-за образования гидратных и ледяных пробок в газокоммуникации.
Несчастные случаи, связанные с разрывами емкостей и аппаратов при замене задвижек и счетчиков на кусте скважин, при ремонтных работах на трассе газопроводов, находящихся под давлением, иногда происходили из-за отсутствия средств контроля.
Очень опасно повышение давления в результате нагревания газа и газоконденсата в замкнутой системе, а также вследствие подвода излишнего тепла. Разрывы емкостей и сепараторов от повышения давления происходит в основном из-за неисправности предохранительных устройств или из-за того, что некоторые рабочие после срабатывания предохранительного клапана устанавливают заведомо большее давление на очередное срабатывание. Разрывы коммуникаций от давления происходят при отогреве задвижек, запуске компрессоров и насосов на закрытую линию из-за отказа задвижек или неправильных действий при операциях по их переключению.
На газлифтном комплексе потенциальную опасность представляет возможность повреждения газопроводов высокого давления. Повреждение газопровода высокого давления сопровождается взрывом огромной силы.
При низких температурах окружающей среды на объектах газлифтного комплекса возникает угроза образования ледяных и гидратных пробок в газокоммуникации и аппаратах. Гидратообразование возможно в скважинах (в лифте, в затрубном пространстве), газоманифольдах, в обвязке сепараторов-осушителей, в газопроводах высокого давления и газокоммуникациях и компрессорных станциях.
С гридратообразованием связаны такие опасные моменты, как подъем давления в газокоммуникации и аппаратах, перевыполнения технологических аппаратов, загорания и взрывы при отогреве гидратных пробок в газокоммуникации открытым огнем.
К числу опасных факторов относится также конденсатообразования в системе питания и в газокоммуникации компрессорной станции.
Работа технологических компрессоров сопровождается шумом, фон которого вреден для организма человека: газотурбокомпрессоры создают высокочастотный шум, газомоторные и электромоторные компрессоры- среднечастотный шум.
Аварии машин и механизмов, имеющих движущие узлы, всегда опасны для здоровья ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.