- •Содержание
- •Список таблиц
- •Список рисунков
- •Введение
- •1 Обзор литературы и постановка задачи
- •1.1. Общие сведения об Арланском месторождении
- •1.2Геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения
- •1.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов
- •1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и воды и коллекторские свойства пород-коллекторов продуктивных горизонтов
- •1.5 Запасы нефти и газа
- •1.6 Постановка цели и задач дипломного проекта
- •2 Режим работы нефтесборных сетей «арланского» месторождения
- •2.1 Причины, механизм образования и способы борьбы с парафиновыми отложениями в трубопроводах
- •2.1.1 Состав парафиновых отложений
- •2.1.2 Факторы, влияющие на образование парафиновых отложений
- •2.1.3 Температурный режим трубопроводов системы промыслового сбора нефти
- •2.1.4 Химические методы борьбы с отложениями парафина в трубопроводах системы промыслового сбора нефти
- •2.1.5 Методы борьбы с аспо в трубопроводах системы промыслового сбора нефти
- •2.2 Анализ работы системы сбора нефти на Арланском месторождении
- •2.2.1 Работа системы сбора продукции скважин
- •2.2.2 Принципиальная система сбора на Арланском месторождении
- •3. Раздел общего проектирования
- •3.1 Проектирование трубопроводов системы сбора
- •3.1.1 Классификация трубопроводов
- •3.1.2. Основные принципы проектирования трубопроводов
- •3.2 Основные элементы системы сбора, транспорта и подготовки промысловой продукции
- •3.3 Характеристика используемого оборудования для удаления аспо в трубопроводах
- •3.4 Образование парафина в обводненных пластах Арланского месторождения
- •3.5 Выбор оборудования для магнитной депарафинизации
- •4 Расчетный конструкторско-технологический раздел
- •4.1 Проектирование удаления аспо в нкт и пзп скважин в условиях Арланского месторождения
- •4.2 Анализ эффективности примененных методов удаления аспо
- •4.3 Расчет закачки снпх-7541
- •4.4 Расчет закачки палр-о по удалению аспо в нкт и пзп
- •5 Расчет технико-экономических показателей
- •5.1 Краткая аннотация
- •5.2 Расчет затрат на закачку снпх-5313
- •5.3 Расчет экономической эффективности от закачки снпх-5313
- •5.4Выводы
- •6 Безопасность и экологичность проекта
- •6.1 Правила безопасного внедрения технологического проекта
- •6.1.1 Правовые, нормативные и инструктивные акты, регламентирующие трудовую деятельность
- •6.1.2 Общие требования техники безопасности при сборе, подготовке и перекачке нефти, газа и воды
- •6.1.3 Промысловые трубопроводы
- •6.1.4 Опасность и вредность
- •6.1.5 Техническое обеспечение безопасности
- •6.2 Мероприятия по охране недр и окружающей среды
- •6.2.1 Нормативно-правовые, нормативные акты, инструктивно-методические документы в области охраны окружающей среды
- •6.2.2 Экологическая обстановка на цппн «Шушнур»
- •6.2.3 Мероприятия по охране окружающей среды
- •Заключение
- •Список используемых источников
5.4Выводы
На основании анализа, проведенного по расчету эффективности применения СНПХ-5313, можно заключить, что данные обработки химического воздействия на пласт являются технологически обоснованными. Из расчетов видно, что после закачки добыча нефти увеличилась на 6 т.т. Экономический эффект заключается в дополнительной прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, которая составляет 2920,7 т.руб. Она образуется за счет увеличения добычи на 6 т.т. и снижения себестоимости добычи 1 т. нефти с 919,04 руб. до 917 руб.
6 Безопасность и экологичность проекта
6.1 Правила безопасного внедрения технологического проекта
6.1.1 Правовые, нормативные и инструктивные акты, регламентирующие трудовую деятельность
В области охраны труда и безопасности жизнедеятельности трудовую деятельность в ЦППН «Шушнур» регламентируют следующие правовые, нормативные акты, инструктивные акты в области охраны труда и отраслевые документы:
1. Закон об основах охраны труда в РФ №181-ФЗ от 17.07.1999 г.
2.Федеральный закон о промышленной безопасности опасных дроизводственных объектов 116-ФЗ от 21.07.1997 г. с изменениями от 7.08.2000 г.
3.Трудовой кодекс №197-ФЗ (с изменениями и дополнениями от 24.07.2002г и 25.07.2002 г.), утвержденный Президентом РФ 30.12.2001.г.
4.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности от 9.04.2000 г. с дополнениями и изменениями к ним, утвержденными 11.08.2001г.
5. Федеральный закон «О недрах» №27 ФЗ от 3.03.1995 г.
6. Порядок разработки деклараций безопасности промышленного объекта РФ. МЧС, Госгортехнадзор №222/59 от 4.04.1996 г.
7. ГОСТ 12.0001-82 ССБТ «Система стандартов безопасности труда»
8. ОСТ 51.81.82 ССБТ «Охрана труда в газовой промышленности»
9. Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий. СНиП .21/2.11.567-96 от 31.10.1996 г.
10. Закон о пожарной безопасности №б9-ФЗ, принят 21.12.1994 г (с эполнениями и изменениями от 22.08.1995 г, от 18.04.1996г, от 24.01.1998 г, от 11.2000 г. от 27.12.2000 г.
11. Пожарная охрана предприятий. Общие требования. НБТ - 201-96, утв. 01.03.1992г.
12. Правила пожарной безопасности РФ ППБ-01-93. МВД РФ 14.12.1993 г., полнения к ним от 25.07.1995 г.
13. Инструкции по технике безопасности предприятия.
6.1.2 Общие требования техники безопасности при сборе, подготовке и перекачке нефти, газа и воды
Технологические процессы добычи, сбора, подготовки нефти, газа и воды, их техническое оснащение, выбор систем управления и регулирования, места размещения средств контроля, управления и противопожарной защиты должны учитываться в проектах обустройства и обеспечивать безопасность обслуживающего персонала и населения.
Закрытые помещения объектов сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата должны иметь систему контроля состояния воздушной среды, сблокированную с системой выключения оборудования, включая перекрытие задвижек. Все помещения должны иметь постоянно действующую систему приточно-вытяжной вентиляции Кратность воздухообмена рассчитывается в соответствии с СНиП 2.21/2.11.567-96.
Основные технологические параметры указанных объектов и данные о состоянии воздушной среды должны быть выведены на пункт управления
Системы управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и двухстороннюю связь с диспетчерским пунктом. Каждый управляемый с диспетчерского пункта объект должен иметь также ручное управление непосредственно на объекте.
Система сбора нефти и газа должна быть закрытой, а устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин герметичными.
На объектах сбора и подготовки нефти и газа (УПС, УПН, УПВ), насосных и компрессорных станциях (ДНС) должна быть технологическая схема, утвержденная техническим руководителем предприятия, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, полностью соответствующих их нумерации в проектной технологической схеме.
Технологическая схема является частью плана ликвидации возможных аварий. Изменения в технологический процесс, схему, регламент, аппаратурное оформление и систему противопожарной защиты могут вноситься только при наличии нормативно-технической и проектной документации, согласованной с
организацией-разработчиком технологического процесса и проектной организацией-разработчиком проекта. Реконструкция, замена элементов технологической схемы без наличия утвержденного проекта не допускаются. Оборудование, контактировавшее с сернистой нефтью и не используемое в действующей технологической схеме, должно быть отключено, освобождено от продукта, промыто (пропарено), заполнено инертной средой и изолировано от действующей схемы установкой заглушек. Установка заглушек фиксируется в журнале установки-снятия заглушек.
При наличии в продукции, технологических аппаратах, резервуарах и других емкостях сероводорода или возможности образования вредных веществ при пожарах, взрывах, нарушении герметичности емкостей и других аварийных ситуациях персонал должен быть обеспечен необходимыми средствами индивидуальной защиты от воздействия этих веществ.