Система збору і підготовки нафто-газопромислової продукції на родовищі

Размещено на http://www.allbest.ru/

Міністерство освіти і науки України

Кафедра видобування нафти і газу

КУРСОВА РОБОТА

З ДИСЦИПЛІНИ:

«ЗБІР, ПІДГОТОВКА І ТРАНСПОРТУВАННЯ

НАФТО-ГАЗОПРОМИСЛОВОЇ ПРОДУКЦІЇ»

Вступ

Нафтогазова промисловість України і багатьох інших країн світу є провідною галузю економіки та народного господарства, яка забезпечує енергетичні, побутові та інші потреби народу. Стабілізація та ріст видобутку нафти і газу є основною задачею найблищих років.

Виконання такої задачі викликає необхідність введення в розробку багатьох новорозвіданих нафтових родовищ та спорудження на них значної кількості виробничих об'єктів збору, транспорту і підготовки нафтопромислової продукції.

Витрати на обладнання нових нафтових і газових родовищ та реконструкцію їх на старих нафтогазовидобувних площах складають більшу частину всих капітальних та експлуатаційних витрат.

Світова практика видобування нафти і газу виробила значний досвід вдосконалення та оптиматизацію систем збору та підготовки нафти і газу.

В основі процесів таких виробництв лежить використання великопродуктивного та багатофункціонального обладнання, яке забезпечує якісну сепарацію газу від нафти, відокремлення вільної води на установках їх попереднього скиду, сучасної технології підготовки нафти і газу.

Більшість основних систем збору та підготовки нафти і газу включають насосні і компресорні станції, сепараційні та вимірні установки виготовляються заводським способом і в готовому вигляді поставляються на нафтогазовидобувні промисли.

Це дозволяє оперативно нарощувати потужності по збору та підготовці нафти і газу та перекидати їх на новостворені площі нафтогазовидобутку. В курсовому проекті розглянуто Лиманське нафтогазоконденсатне родовище.

Його геологопромислову характеристику та системи збору і підготовки нафтогазопромислової продукції.

Метою даного курсового проекту є ознайомлення з системою збору і підготовки нафтогазопромислової продукції, набуття технічних навичок по використанню гідравлічних та технологічних розрахунків трубопроводів, обладнання системи збору і підготовки нафти і газу.

1. Геологічна частина

1.1 Коротка геолого-промислова характеристика родовища

Родовище розташоване в Решетилівському районі Полтавської області на відстані км від смт Решетилівка. У тектонічному відношенні воно знаходиться в межах Зачепилівсько-Левенцівського структурного валу в центральній частині південної прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини.

в 1952 р. сейсмічними дослідженнями МВХ в породах крайнозою виявлена структурна тераса, а роботами 1953 р. встановлено підняття у відкладах мезозою. Ці матеріали стали основою для обґрунтування пошукового буріння на нафту і газ. У 1967 р. при випробуванні свердловини 1 з верхньовізейського горизонту В-19 (інт. 1687 - 1699 м) отримано приплив газу дебітом 409 тис. м3/добу через діафрагму діаметром 10 мм. В наступному році родовище прийняте на Державний баланс. Всього на площі пробурено 20 пошукових, розвідувальних і експлуатаційних свердловин, якими розкрито теригенні (з незначним вмістом карбонатів у розрізі) породи від четвертинних до девонських, а також кристалічні утворення фундаменту.

Сейсмічними дослідженнями і бурінням встановлено, що Лиманське родовище пов'язане з низкою структур, які простягаються вздовж крайового розлому амплітудою близько 1 км. це три малоамплітудні підняття - Лиманське, Західно-Лиманське і Потічанське. Всі вони є бранхіантиклінальними північно-західного простягання. У візейських відкладах (горизонт В-19) по ізогіпсі - 1575 м. Лиманське підняття має розміри 2,9х1,1 км і амплітуду близько 50 м, Західно-Лиманське по ізогіпсі - 1600 м 1,4х0,5 км і амплітуду до 40 м. Потічанська брахіантикліналь є крайньою північно-західною структурою родовища. Розміри її в межах ізогіпси - 1675 м 3,1х1,1 км.

Пошуковими свердловинами виявлено такі поклади: газоконденсатні (горизонтів В-16, В-18) і нафтовий з газовою шапкою (В-19) в межах Лиманського підняття, нафти (В-19) - Західно-Лиманського і газоконденсатні (С-5, С-19, В-14 і В-19) - Потічанського підняття. Скупчення нафти і газоконденсату пластові склепінні. Колектори складені різнозернистими пісковиками з високими ємнісно-фільтраційними властивостями. Основні запаси вуглеводнів містяться у горизонті В-19.

Розробка родовища розпочалася в 1968 р. свердловиною 1 видобутком нафти з покладу горизонту В-19 Лиманського підняття. Газова частина цього вуглеводневого скупчення почала розроблятися свердловинами 22 і 52 у 1980 р. з 1969 по 1975 р свердловиною 6 проводився відбір нафти з покладу Західно-Лиманської структури. Розробка газоконденсатних покладів Потічанського підняття розпочалась у 1980 р., для чого у розрізі було виділено чотири експлуатаційні об'єкти: горизонтів В-19, В-14, С-19 і С-5. Нафтові скупчення розроблялися двома свердловинами в режимі розчиненого газу, газоконденсатні - чотирма свердловинами в газовому та газоводонапірному.

На 1.01 1994 р. видобувалася продукція з покладів горизонту В-19 Лиманського та горизонтів С-5 і В-14 Потічанського піднять. Всього відібрано 23,3% нафти і 62,4% газу від їх початкових видобувних запасів.

На 1.01 1994 р. родовище знаходиться у розробці.

1.2 Фізико-хімічні характеристики нафти, газу та пластової води

1.2.1 Склад і властивості нафти

Нафта й газ являють собою складну природну суміш вуглеводнів різної будови з домішками не вуглеводневих компонентів. Склад нафти надзвичайно складний і різноманітний. Він може змінюватися навіть у межах одного покладу. Разом з тим, усі фізико-хімічні властивості нафти, її товарні якості в першу чергу визначаються складом. Характеризуючи склад нафти, використовують поняття елементарного, фракційного і групового складів.

Елементарним складом нафти називають частковий вміст у ній тих чи інших хімічних елементів. Основні елементи, з яких складається нафта - вуглець і водень. У більшості нафт склад вуглецю коливається в межах 83...87%, кількість водню рідко перевищує 12... 14%. Значно менше в нафті міститься інших елементів: сірки, кисню, азоту. Їхня частка рідко перевищує 3-4%.

Поділ складних сумішей, до яких належить нафта, на більш трості називають фракціонуванням. Нафту поділяють на фракції шляхом перегонки (дистиляції). Фракція нафти, що має інтервал кипіння 30-205 °С - бензин; з інтервалом кипіння 200...300 °С - гас. Усі фракції нафти, що википають до 300 °С, відносять до світлих нафтопродуктів. Фракція, що залишилася - це мазут, з якого одержують масла, гудрони, бітуми.

Навіть вузькі фракції нафти являють собою досить складні суміші різноманітних вуглеводнів. Вміст у нафті вуглеводнів різних класів відображає груповий вуглеводневий склад. Основна частина нафти представлені вуглеводнями трьох класів: алканами, циклоалканами й аренами. Звичайно, в нафті міститься 25-30% за масою алканів, 25-75% циклоалканів, 10...20% аренів.

У світі розробляється більше 23 тисяч родовищ нафти і газу. Склад нафти кожного родовища унікальний і визначається різними властивостями нафт. Крім того властивості нафти змінюються безпосередньо в процесі її видобування - під час руху по пласту, у свердловині, системах збору і підготовки, при контакті з іншими рідинами та газами. У практиці нафтовидобування найбільш важливі такі властивості нафти: густина, в'язкість, газовміст, тиск насичення нафти газом, стисливість нафти і її усадка.

У пластовій нафті міститься велика кількість легких фракцій вуглеводнів, які при зниженні тиску переходять у газову фазу. Цю частину вуглеводнів називають нафтовим, розчиненим у нафті газом. Дегазація нафти при зниженні тиску - основна причина відмінності властивостей нафти в поверхневих і пластових умовах.

Кількість розчиненого в нафті газу характеризує газовміст нафти, під яким розуміють об'єм газу, що виділився з одиниці об'єму пластової нафти при зниженні тиску і температури від пластових до стандартних умов (тиск 0,1013 МПа і температура 293 К). Газовміст нафти, як правило, знаходиться в межах від 25 до 100 м3/м3, але іноді може сягати і декільком сотень кубометрів газу в кубометрі нафти.

Ступінь насичення нафти газом характеризує тиск насичення - максимальний тиск, при якому газ починає виділятися з нафти при її ізотермічному розширенні. Спочатку нафта перебуває під дією пластового тиску, зниження тиску спричиняє її розширення. Зі зниженням тиску зменшується кількість газу, що може бути розчинена в нафті. При певному тиску газ, що міститься в нафті, вже не може бути в ній цілком розчинений і надлишкова частина газу переходить у вільний стан. Цей тиск і береться за тиск насичення нафти газом. У міру подальшого зниження тиску об'єм газу, що виділився, буде зростати аж до повної дегазації нафти.

Тиск насичення нафти газом може бути рівним пластовому чи бути нижчим від нього. У першому випадку нафта в пласті повністю насичена газом, у другому - недонасичена. Різниця між тиском насичення і пластовим може коливатися в значних межак від десятих часток до десятків МПа. Дані про тиск насичення дають змогу прогнозувати умови, за яких відбувається перехід нафти в двофазовий стан при русі її в пласті, свердловині та комунікаціях. Тиск насичення нафти газом на даному родовищі знаходиться в межах від 5,5 до 40 МПа.

Газовміст нафти, тиск насичення й інші закономірності виділення газу вивчаються на спеціальних лабораторних устаткуваннях з використанням проб нафти, відібраних з вибоїв свердловин.

Густина нафти залежить від її складу, кількості розчиненого газу, тиску і температури. У пластових умовах більшість нафт мають густину 750...850 кг/м3, а після розгазувания при нормальних умовах їхня густина збільшується до 830-890 кг/м3.

В'язкість нафти, як і густина, в пластових і поверхневих умовах різна. Вона зменшується з підвищенням температури й кількості розчиненого газу і трохи збільшується зі зростанням тиску. В'язкість нафти змінюється в дуже широких межах. У пластових умовах вона може складати від десятих часток мПа·с до сотень і тисяч мПа·с. В'язкість дегазованої нафти в порівнянні з пластовою в кілька разів, а іноді в десятки разів вища.

З кількістю розчиненого газу в нафті пов'язаний також об'ємний коефіцієнт в , який характеризує відношення об'єму нафти в пластових умовах до об'єму цієї ж нафти після відділення газу на поверхні.

Об'єм нафти в пластових умовах перевищує об'єм сепарованої нафти у зв'язку з підвищеною пластовою температурою й вмістом великої кількості розчиненого газу. Тиск через низьку стисливість нафти незначно впливає на її об'єм. Як правило, об'ємний коефіцієнт нафти знаходиться в межах 1,05-1,3, але при високому газовмісті він може сягати декількох одиниць.

Для характеристики зменшення об'єму нафти під час її видобування на поверхню використовують показник, названий усадкою нафти. Усадка нафти виражається у відсотках, для деяких нафт вона може сягати 40-50%.

1.2.2 Склад і властивості природних газів

Природні гази, що видобуваються з чисто газових, газоконденсатних і нафтових родовищ, за своїм якісним складом близькі між собою. Вони містять, головним чином, вуглеводні метанового ряду (алкани) і домішки невуглеводневих компонентів, такі як азот, вуглекислий газ, сірководень, інертні гази.

Гази, що видобуваються з чисто газових родовищ, складаються майже з одного метану, у них відсутні важкі фракції, здатні перейти в рідкий стан при нормальних умовах, і тому їх називають сухими.

У газах з газоконденсатних родовищ містяться і більш важкі компоненти, які при нормальному тиску переходять у рідину, яку називають газовим конденсатом.

Нафтові гази нафтових родовищ містять значно менше метану і велику частку пропан-бутанової фракції, яка при нормальній температурі і тиску вище 0,9 МПа знаходиться в рідкому стані і використовується як скраплений газ.

Серед вуглеводневих компонентів природних газів особливе місце займають вуглекислий газ і сірководень, що відноситься до корозійних і токсичних речовин. Вміст їх у газах не перевищує декількох відсотків, однак зустрічаються гази, в яких кількість сірководню і вуглекислого газу перевищує 50%, Видобування і перероблення таких газів вимагає застосування спеціальної технології і корозійностійкого обладнання.

Для опису поведінки газів зі зміною тиску і температури використовують газові закони. Так як у природних газах взаємодія молекул, особливо за високих тисків впливає на стан газів (тобто вони поводять себе як реальні), то для їх опису найчастіше використовують рівняння стану Клапейрона-Менделєєва, до якого вводиться поправка, яка враховує відхилення реальних газів від ідеальних і називається коефіцієнтом стисливості (надстисливості) газу. Узагальнене на реальні гази рівняння Клапейрона-Менделєєва має вигляд

де: р - тиск газу; V - об'єм газу;

z - коефіцієнт надстисливості газу;

m - маса газу: М - молекулярна маса газу;

Т - абсолютна температура газу;

К - газова постійна.

Коефіцієнт надстисливості газу визначають шляхом розрахунку або за графіками залежно від зведених тиску і температури. Зведеними тисками р і температурами Т для сумішей газів називають безрозмірні відношення дійсних тисків р і температур Т до відповідних середньокритичих параметрів:

рзв = р/Ркр.сум.; Тзв = Т/Ткр.сум.

де Ркр.сум, Ткр.сум. - відповідно середньокритичні тиск і температура, що відрізняються від дійсних критичних тисків і температури для кожного з газів суміші і визначені як середньозважені за концентраціями компонентів:

де ркр.i і Ткр.i - критичні тиск і температура i-го компонента, що має об'ємну концентрацію уі.

Грунтуючись на формулі закону газового стану простежують зв'язок між густиною газу сг, його молекулярною масою, тиском і температурою:

З даної формули випливає, що більшу густину за інших рівних умов мають гази з високою молекулярною масою. Зі збільшенням тиску густина газів зростає і, навпаки, зменшується зі збільшенням температури.

Якщо відома густина газу со за деякого тиску ро і температури То, наприклад, у стандартних умовах, то за інших тиску і температурі густину цього ж газу можна обчислити на підставі закону стану газу за формулою:

Однією з найважливіших фізичних характеристик газу є його в'язкість здатність чинити опір переміщенню одних частинок щодо інших. На подолання сил тертя, зумовлених в'язкістю газу, витрачається основна частка енергії при русі газу по пласту і газопроводах. Тому в'язкість газу враховується в усіх розрахунках, зв'язаних з рухом газу.

В'язкість газу залежить від його складу, тиску і температури. Зі збільшенням молекулярної маси в'язкість газів, як правило, зменшується. Зі збільшенням тиску в'язкість газу зростає: при низьких тисках незначно і більш інтенсивно в межах високих тисків.

Порізному залежить в'язкість газу від температури при низьких і високих тисках. При невеликих тисках збільшення температури призводить до збільшення в'язкості, а при високих, як і в рідин, до зменшення в'язкості. В'язкість природних газів навіть при високих тисках, як правило, невелика.

1.2. 3 Склад і властивості пластових вод

При оцінці фізичних властивостей вод нафтоносних горизонтів визначаються найважливішими їх параметрами.

По густині води судять про кількість розчинених у воді солей.

Під густиною пластової води розуміють відношення її маси до об'єму, займаному при даній температурі:

За одиницю густини прийнята густина дистильованої води при 4 ?С. Величина, зворотна густині, тобто відношення одиниця об'єму до одиниці маси, називається питомим об'ємом:

Об'ємним коефіцієнтом води називається відношення питомого об'єму води в пластових умовах до питомого об'єму її у нормальних умовах:

Об'ємний коефіцієнт пластової води залежить від кількості розчиненого в ній газу, температури і тиску. Для пластових вод нафтових родовищ цей коефіцієнт змінюється від 1 до 1,06.

Коефіцієнтом термічного розширення води називається зміна обсягу 1 м3 води при зміні температури на 1 градус в умовах сталості тиску:

де Е - коефіцієнт термічного розширення води, град-1;

?V - зміна обсягу води при зміні температури на ?T градусів;

Vno - обсяг води при нормальних умовах.

Коефіцієнт термічного розширення води збільшується з підвищенням температури і зменшується з підвищенням тиску. Він залежить також від кількості розчиненого у воді газу і від мінералізації води.

Чисельні значення цього коефіцієнта в пластових умовах змінюються від 20·440-5 до 944·10-6 град-1.

Стиненість пластової води характеризується коефіцієнтом стиснення, що визначається як зміна обсягу 1 м3 води при зміні тиску на одиницю. В умовах постійної температури:

де ?V - зміна об'єму води при зміні тиску на ?р;

Vno - обсяг води при нормальних умовах.

Коефіцієнт стиснення, також як і коефіцієнт теплового розширення, не є постійною величиною і може змінюватися в пластових умовах у межах (45)·10-10 Па-1.

Коефіцієнт стиснення води залежить також від кількості розчиненого в ній газу. При наявності газу у воді стиснення її збільшується по лінійному законі

де S -кількість газу, розчиненого у воді, м3/м3.

В'язкість пластової води є одним з істотних параметрів при рішенні питань, зв'язаних з розробкою нафтових родовищ. Основним фактором, що впливає на в'язкість води в пластових умовах, є температура. Проведені дослідження показали, що розчинені у воді гази не роблять істотного впливу на її в'язкість, вміст солей у воді трохи підвищує неї, але не робить визначального впливу на її величину.

Величина поверхневого натягу пластових вод на границі з нафтою залежить від їхнього сольового складу, від складу нафти і наявності в ній і у воді нафтенових кислот і їхніх солей.

Для більшості пластових вод гідрокарбонатного типу поверхневий натяг на границі з визначеною нафтою досить невелике - (1-8) мН/м. Поверхневий натяг на границі поділу нафт із твердими мінералізованными водами вище, біля (4426) мН/м.

Таблиця 1.1 Характеристика пластових вод продуктивних горизонтів.

Індекс горизонту	Тип води	Мінералізація, г/кг	Густина, кг/м3	Na/Cl	Мікрокомпоненти, мг/л
					J	Br	B	K	NH4
C-5	ХК	15,0/359,0	1012/1269	0,02/0,5	-	-	-	-	-
В-16	-	172,9	1040/1120	-	-	-	-	-	-
В-19	-	145,0/202,6	1120	0,71/0,79	13,88/19,71	18,94/221,9	0,6/10	-	67,69

Таблиця 1.2 Характеристика покладів газу

Вік	Індекс горизонту	Абсолютна глибина контакту, м	Висота покладу, м	Тип покладу	Режим покладу	Товщина, м	Коефіцієнт пористості	Проникність, 1М10-3 мкм2, від/до	Тип колектора	Пластовий тиск, початковий, МПа	Пластова температура, К	Дебіт початковий, тис м3/добу
						горизонту, від/до	колектора	Від/до	підрахований
Лиманське підняття
С1v2	B-16	-1466,3	58	Пластовий склепінний	Газ.	14/22	3,4	0,15/0,21	0,17	38,6	Пор.	14,7	327	36,6
С2v2	B-18	-1530,9	61	Пластовий склепінний	-	4/7	2,6	0,12/0,17	0,16	39,6	-	16,3	328	83,2
С3v2	B-19	-1553,5	64	-	-	21/39	5,2	0,11/0,22	0,17	25,0	-	16,7	329	409,0
Потічанське підняття
С1 s2	C-5	-1217,7	96	-	Газовонапірний	4/8	3,4	0,19/0,24	0,23	89,0	-	13,2	318	176,0
C1 1	C-19	-1404,5	95	-	Газовонапірний	12/14	3,1	0,09/0,20	0,18	71,6	-	15,0	325	730,0
С1v2	В-14	-1508,0	100	-	-	17/25	7,2	0,14/0,20	0,19	-	-	15,9	328	477,0
С2v2	В-19	-1681,5	108	-	-	21/39	6,9	0,11/0,22	0,18	-	-	18,0	324	709,0

Таблиця 1.3 Характеристика покладів нафти

Вік	Індекс горизонту	Абсолютна глибина контакту, м	Висота покладу, м	Тип покладу	Режим покладу	Товщина, м	Коефіцієнт пористості	Проникність, 1М10-3 мкм2, від/до	Тип колектора	Коецієнт насичення	Пластовий тиск, початковий, МПа	Пластова температура, К	Дебіт початковий, т/добу
						горизонту, від/до	колектора	Від/до	підрахований
	Лиманське підняття
С1v2	B-19	-1583	30	Пластовий склепінний	Розч. газ.	-	2,6	-	0,17	13,0	Пор.	0,71	16,8	331	28,9
Західно-Лиманське підняття
С2v2	B-19	-1584,5	21	Пластовий склепінний	-	-	2,4	-	0,17	18,0	-	0,71	16,9	333	16,9

Таблиця 1.4 Характеристика природних газів

Індекс горизонту	Молекулярна маса	Відносна густина	Потенціальний вміст стабільного конденсату, 1М103 кг/м3	Теплотворна здатність, кДж	Склад газу, об'ємних %
					СН4	С2H6	C3H8	C4H10	C5H12	H2S	CO2	N2	He
								n	i	n	i
Лиманське підняття
В-16	-	0,592	35,9	-	94,64	3,44	0,70	0,58	0,3	0,32	-	-	0,75	-	0,10
В-18	-	0,6	35,9	-	94,09	2,09	0,97	-	-	-	-	-	1,05	1,28	0,017
В-19	-	0,663	35,9	-	86,04	5,97	2,14	0,69	0,27	0,28	-	-	-	3,24	-
Початівське підняття
С-5	-	0,785	34,1		70,15	15,60	7,47	1,80	0,94	1,28	-	-	1,17	1,36	0,08
С-19	-	0,617	40,5		92,28	2,33	1,67	0,42	0,36	0,35	-	-	0,79	1,69	0,10
В-14	-	0,667	46,9		86,60	5,59	2,83	0,65	0,36	0,10	-	-	1,07	1,70	0,09
В-19	-	0,606	53,2		92,76	3,67	0,83	0,28	0,16	0,16	-	-	0,82	1,24	0,01

Таблиця 1.5 Характеристика конденденсатів

Індекс горизонту	Молекулярна маса	Густина, кг/м3	В'язкість, 1М10-6 м2/с	Початок кипіння, К	Вихід фракцій при К, об'ємних %	Груповий склад ВВ, %
					ПК-373	373-423	423-473	473-523	523-573	573-623	623-КК	асфальтени	пара-фіни	сірка	метанові	нафтенові	ароматичні
Потічанське підняття
С-5	104	744	-	304	-	85	8	-	2,00	-	-	-	-	-	-	-	-
В-16	108	781	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
В-19	105	764	-	310	-	72	16/24	-	5,57	-	-	-	-	-	-	-	-

Размещено на http://www.allbest.ru/

2. Технологічна частина

2.1 Система збору і підготовки нафто-газопромислової продукції на родовищі (опис технологічної схеми)

Принципова технологічна схема наведена на рисунку 2.1

1. Розподільча гребінка

Розподільча гребінка передбачає збір продукції нафтовидобувних свердловин в загальний колектор, дроселювання продукції до робочого тиску дроселювання нафти першого ступеня (СН-1), переключення свердловин на дослідницьку лінію та відключення при їх зупинці.

Для газліфтної експлуатації свердловин, необхідно встановити на гребінці кутові вентилі та дроселі (штуцери).

Промислові викидні трубопроводи нафтозбірної мережі розташовані за променевою схемою, що дозволяє підключити кожну з них до таких перепускних колекторів:

- колектор свердловин, переведених на газліфтну експлуатацію;

- колектор свердловин з низькими тисками, працюючих за існуючою технологією (шляхом накопичення тиску на обмежених депресіях);

- замірний колектор для почергового підключення свердловин до замірно-дослідницької лінії;

- колектор переключення свердловин на підготовку газу у випадку проривів газу із газово шапки та переводу свердловин у фонд газових;

Для запобігання гідратоутворення передбачено подачу метанолу на вхідну нитку до кожної свердловини.

2. Установка заміру дебітів сепараці продукці свердловин

Через замірний колектор після розподільчої гребінки схема передбачає можливість підключення кожної нафтовидобувної свердловини на замірно-дослідницьку лінію.

В замірному сепараторі С3-1 проходить дегазація нафти до тиску 3,0 МПа (пр експлуатації газліфтом). Відсепарований газ заміряється лічильником і надходить на сепаратор другого ступеня установки НТС. Рідинна частина поступає до сепаратора С3-2, де далі здійснюється дегазація нафти при тиску 1,2 МПа. Нафтовий газ надходить до паливного газу СН-1, де сепарація газу відбувається при тиску 0,03 МПа і далі газ подається в систему паливного газу. Рідинна частина заміряється лічильником РЕ і подається на кінцеву сепараційну установку і на склад нафти.

3. Установка підготовки високо напірного газліфтного газу

В якості робочого агенту доцільно використовувати природний газ, який має у складі сухі компоненти (метан, етан) і незначну частину пропанбутанових фракцій. До таких свердловин відносяться св.. № 202, 205. Для переключення цих свердловин на установки підготовки газліфтного газу необхідно виконати перемички від розподільної гребінки до колектору подачі газліфтного газу на установку.

Газліфтний газ подається до сепаратора осушки газу СГГ. Перед сепаратором газ дроселюється до тиску 8-10 МПа. Після сепаратора газ підігрівається в теплообміннику Т-1 «газ - ДЕГ» до температури +40? С і надходить до станції розподілення газліфтного газу (з локальною автоматикою типу УРГ-Л по ТУ 39-1043-85). Виготовлювач установки розподілення газліфтного газу - АТ ДЗ «ТУРБОГАЗ 4». Подача газліфтного газу здійснюється по існуючій системі інгібіторопроводів. Враховуючи, що свердловини будуть працювати в режимі періодичного газліфту, тобто по мірі відновлення стовпа рідини в НКТ подача газу проводиться також періодично. Після проведення технологічно операції по циркуляції робочого агенту в свердловину інгібіторопроводи переключаються на режим подачі інгібітору.

4. Установка сепарації нафти

Нафтогазова емульсія після після розподільчої гребінки по збірному колектору надходить до сепаратора Сн-1 першого ступеня, де проходить дегазація при тиску 5,5323 МПа і частковий скид води. Газ дегазації заміряється лічильником і надходить на установку сепарації 2-го ступеня Сн-2, де її дегазація відбувається при тиску пружності парів до 1,244 МПа, і також проходить часткове відділення пластової води.

Газ дегазації заміряється лічильником і поступає в сепаратор підготовки паливного газу Сп-1. Нафта надходить до теплообмінника Т-2 (нафта-нафта) і далі до Т-3 (нафта-ДЕГ), де нагрівається до температури 70? С. Після підігріву нафта поступає в сепаратор кінцевої сепарації при тиску 0,08 МПа. В теплообміннику Т-2 нафта догрівається зворотнім потоком нафти після КСУ.

Призначення кінцевої сепараційної установки - дегазація нафти до тиску 500 мм. вод ст. Дегазована нафта після догріву в Т-2 надходить до складу сирої нафти. Відвантаження нафти проводиться в конденсаторопровід-перемичку МПГРС Солоха-Більськ.

5. Система утилізації нафтового газу і факельна система

Технологічною схемою передбачається система утилізації нафтового газу:

- Газ сепараційно нафти після Сн-1 з тиском 5,5 МПа подається на установку НТС, де змішується із потоком природного газу;

- Газ сепараційної нафти із тиском 1,2 МПа подається на підготовку до сепаратора Сн-1 і далі в систему паливного газу;

- Газ сепараційної нафти із тиском до 0,08 МПа після КСУ подається на підготовку до сепаратора Сц-2 і далі в систему паливного газу;

По ступеням небезпечності передбачені факельні системи:

- високого тиску - для прийняття скидів із обладнання, що працює під тиском більшим від 0,2 МПа до 6,4 МПа;

- низького тиску - для прийняття сиків із апаратів та обладнання, що працює під тиском менше 0,212 МПа;

Джерела скидів горючих некондиційних газів і парів розподілені таким чином:

а) постійні - від апаратів кінцевої дегазації нафти і пластової води;

б) періодичні - при позаштатних ситуаціях і пускових роботах, спорожнення установки або деяких апаратів перед ремонтом;

в) аварійні - для скиду від запобіжних клапанів і інших пристроїв аварійного скиду.

Система утилізації продуктів сепарації нафти (дренажних стоків). Пластова вода із «низу» сепараторів скидається в систему збору дренажних стоків і надходить в ємність ЕВ-561. В ємності проводиться дегазація пластової води.



2.2 Гідравлічний розрахунок трубопроводів при русі газу, однорідної рідини, водонафтових і газорідинних сумішей

2.2.1 Визначити внутрішній діаметр промислового колектору, який транспортує пластову воду

Дано: Температура t=24°С, тиск на вході в трубопровід Р1=2,12 МПа, на виході Р2=6,545 МПа, шорсткість внутрішньої поверхні труб =0,066мм, сумарний опір місцевих опорів е=18, п'єзометричне положення початку z1 =534 м і кінця трубопроводу z2 =13,5 м, довжина трубопроводу L=143 км, солевміст пластової води S=239 кг/м3, масова витрата води Q=756 м3/добу,

Розв'язок

Дану задачу розв'язують графоаналітичним методом в наступній послідовності.

Густина пластової (мінералізованої) води (кг/м3), в залежності від солевмісту може бути розрахована по формулі:

(2.1)

де - густина дистильованої води при 20°С, кг/м3; S - концентрація солі в воді (розчині), кг/м3.

Залежність густини водних розчинів солей від температури t(°С) в інтервалі 0 - 45°С вираховується таким чином:

(2.2)

де , - густина мінералізованої води при температурі t і 20°С відповідно, (кг/м3).

Густина пластової води при 20°С

кг/м3

При температурі t=22 °С

кг/м3

В'язкість дистильованої води при температурі t=28°С

(2.3)

мПа с

Дс* - параметр, який визначають по формулі:

(2.4)

Параметр Дс*

кг/м3.

Різниця між густиною мінералізованої і дистильованої води при 20 °С

кг/м3

так як Дс=20,84 кг/м3 < Дс*=94,2 кг/м3, то в'язкість мінералізованої води при t=28°С і S=29 кг/м3

(2.5)

де - в'язкість пластової води при температурі t, мПа•с;

- в'язкість дистильованої води при температурі t, мПа•с;

мПа с

Отже параметри пластової води при даній температурі і солевмісту:

- густина 1022,14 кг/м3

- в'язкість 0,884 мПа·с

Перепад висот між кінцем і початком трубопроводу:

14-13,5=0,5 м

Об'ємна витрата рідини:

м3/с

Задаємося декількома значеннями внутрішнього діаметру трубопроводу:

d1=0,06 м; d2=0,0625 м і т. д. до d13=0,11м.

Подальші розрахунки виконуємо в наступній послідовності:

для d1=0,06 м.

- середня швидкість руху води в трубопроводі

критерій Рейнольдса

Re1= ;

Як бачимо Re1>Reкр =2320 - турбулентний рух.

Визначаємо зону тертя:

, ;

, .

Як бачимо < Re1 < , зона змішаного тертя.

Коефіцієнт гідравлічного опору:

- перепад тиску ДР1 при діаметрі трубопроводу d1, між початком і кінцем трубопроводу з врахуванням втрат на довжину L, на подолання місцевих опорів і перепаду висот Дz рівний

Далі беремо наступний діаметр d2 і повторюємо розрахунки і т. д. Результати розрахунків зводимо в таблицю

Таблиця 2.1 Результати розраxунків

d1,м	v1,м	Re1	л1	ДP1МПа
0,06	3,007785	208055,7	0,022204	2,305767
0,0625	2,771975	199733,5	0,014967	1,294381
0,065	2,562846	192051,4	0,015114	1,076966
0,0675	2,376521	184938,4	0,015257	0,902483
0,07	2,209801	178333,4	0,015397	0,761304
0,0725	2,060029	172184	0,015532	0,646197
0,075	1,924982	166444,6	0,015665	0,551682
0,0775	1,802793	161075,4	0,015794	0,473559
0,08	1,691879	156041,8	0,015919	0,408585
0,0825	1,590894	151313,2	0,016042	0,354233
0,085	1,498689	146862,8	0,016162	0,308518
0,0875	1,414273	142666,8	0,01628	0,26987
0,09	1,336793	138703,8	0,016395	0,237039
0,0925	1,265511	134955	0,016508	0,209021
0,095	1,199781	131403,6	0,016618	0,185008
0,0975	1,139043	128034,3	0,016726	0,164343
0,1	1,082803	124833,4	0,016833	0,14649
0,1025	1,030627	121788,7	0,016937	0,13101
0,105	0,982134	118889	0,017039	0,11754
0,1075	0,936984	116124,1	0,01714	0,105779
0,11	0,894878	113484,9	0,017239	0,095479

По результатах розрахунків будуємо графік «Залежність різниці тисків на початку і в кінці трубопроводу від діаметру».

Відомо, що , відкладаючи це значення на графіку знаходимо внутрішній діаметр трубопроводу м.

Висновок: в результаті проведених розрахунків було побудовано графік «Залежність різниці тисків на початку і в кінці трубопроводу від діаметру», за яким визначено, що при перепаді тиску від 7,222 МПа до 6,8 МПа діаметр промислового колектору, який транспортує пластову воду складає 88 мм

2.3 Технологічний розрахунок сепараторів для підготовки нафтогазопромислової продукції

2.3.1 Опис сепаратору типу доцентровий регулюємий

Сепаратори для природного газу призначені для обробки продукції газових і газоконденсатних свердловин, що мають, як правило, великі дебіти газу і невеликі дебіти малов'язкого конденсату.

Сепаратори для природного газу розраховують по газу, швидкість якого повинна бути такою, щоб крапельна рідина допустимих розмірів і часточки породи не виносились за межі сепаратора. Сили, що впливають на розділ газу і рідини в сепараторах, найчастіше є доцентрові або інерційні в поєднанні з силами тяжіння і адгезії. Коефіцієнтом сепарації в сепараторах природного газу називають відношення маси крапельної рідини, що винесена потоком газу за межі сепаратора, до маси крапельної рідини, що знаходиться в газовій фазі до краплевловлювальної секції. Коефіцієнт сепарації залежить від багатьох факторів: вміст рідкої фази в крапельному вигляді, що знаходиться до краплевловлювальної секції, фізичні властивості розділяючи фаз, руху газу в краплевловлювальній секції і в об'ємі сепаратора, місця встановлення редукційного органа, конструктивних особливостей краплевловлювальної секції і дією сил.

Краплевловлювальні секції газових сепараторів мають наступні види скруберних насадок: жалюзійні, кутові, жолобчаті, лопатні, струйні, продольно проволочні та інші. Найефективніші крапле вловлювачі насадки - жалюзійна та проволочна.

Досвід експлуатації сепараторів на газових та газоконденсатних родовищах показують, що коефіцієнт сепарації в них змінюється від 0,75 до 0,98. Вважають, що рідкі краплі з діаметром 2 мкм не вловлюються в сепараторах.

Експлуатаційні якості газових сепараторів визначають за їх пропускною здатністю, коефіцієнтом сепарації, питомій витраті металу на одиницю пропускної здатності, перепаду тиску, терміну служби, ресурсу до капітального ре ремонту, і коефіцієнту технічного використання.

В установках НТС широко використовують газосепаратори наступних типів: доцентрові регульовані, жалюзійні, сітчасті, циклонні, а також автоматизовані блоки газосепараторів з розділювачами «рідина - газ » і ємностей.

Доцентрові регулюємі газосепаратори. Вони призначені для попереднього очищення газів від рідин в промислових установках підготовки газу, а також їх використовують в якості замірного сепаратора в установках заміру рідини та газу. Випускають газосепаратори на робочий тиск від 6,55 - 16 МПа. Газосепаратори забеспечують ступінь очистки газу від рідини не менше 98% при початковому допустимому вмісті рідини, що поступає разом з газом в апарат, до 200 см3/м3.

Існує два типи газосепараторів доцентрових регулюємих: тип I з циліндричним збором рідини на робочий тиск від 6,4 до 10 МПа і продуктивністю по газу від 0,14 до 1 млн. м3/добу. Тип II з шаровим збором рідини на робочий тиск від 6,4 до 16 МПа і продуктивністю від 1 до 5 млн. м3/добу.

В конструкції газосепаратора передбачено розміщення підігріву по внутрішній порожнині збірника рідини. Продуктивність газосепаратора по газу в залежності від робочого тиску для забезпечення паспортного ступеня очистки газу від рідини регуються спец приладом, що складається з рухомого та нерухомого конусів завихрювала 5. Рухомий конус завихрювала переміщується обертанням штурвалу регулюємого приладу 6.

Газорідинна суміш, що входить через штуцер входу газа А, в доцентровому регуюємому сепараторі завдяки закрутці потоку в вертикальному циліндричному патрубці корпуса сепаруючого приладу 4. Закрутка потоку забезпечується використанням в конструкції сепаратора завихрювача. При проходженні газорідинного потоку через завихрював, рідина під дією інерційних та доцентрових сил відкидається на стінку циліндричного вертикального патрубка і стікає вниз по його стінці в збірник 2, звідти безперервно чи періодично удаляється через штуцер виходу конденсату В. Відсепарований газ відводиться з вертикального циліндричного патрубка через осьовий патрубок зі штуцера виходу газу Б. В верхній частині патрубка встановлений в вигляді розетки випрямляч потоку газу 3, що забезпечує стабілізацію потоку газу для попередження надлишкових втрат тиску потоку при русі в сепараторі. Для попередження замерзання рідини в сепараторі встановлений підігрів змійовикового типу 1, до якого по штуцерам Ж та З підводиться і відводиться теплоносій.

На сепараторі встановлюють контрольно-вимірні прилади на штуцерах: Д - рівнемір, Е - термометр, И - манометр, К - дифманометр, Л - показник рівня. Для повного дренажу рідини з сепаратора передбачений штуцер Г, а для розкриття і внутрішнього огляду - люк М.



Рисунок 2.2 Доцентровий регулюємий газосепаратор

2.3.2 Підбір сепаратора в якості першої ступені сепарації

Визначити навантаження на нафтогазовий сепаратор по газу, коли відомо: навантаження по нафті Qн=1000 м3/добу, робочий тиск Pp=0,6 МПа, робоча температура tp=20 ?C, тиск насичення пластової нафти Ps=10,2 МПа, пластова температура tпл=54 ?C, газонасиченість Гг=136,5 м3/т, густина дегазованої нафти при 20?C і атмосферному тиску н=825 кг/м3, відносна густина газу по повітрю г=1,09, молярні долі компонентів NCH4=0,3906 д.о і NN2=0,0278 д.о.

Розв'язок

Для вибору сепаратора необхідно розрахувати його навантаження по газу, яке можливо визначити по методиці ступеневого розгазування нафти.

Qг=н•G•Qн·10-3=825•101,814•1000·10-3=83996,78 м3/добу

Кількість газу, яка виділяється з кожної тони нафти в сепараторі може бути розрахована по формулі при нормальних умовах:

G=Гг•R[D1(1+R)-1]=136,5(-0,602)=101,814 м3/т

де R і D1 коефіцієнти, які визначаються за формулами:

=

-коефіцієнт який залежить від компонентного складу газу і дорівнює:

де NCH4 і NN2 -молярні долі метану і азоту в газі одноразового розгазування нафти при атмосферному тиску.

Висновок: По таблиці технічної характеристики сепараторів вибираємо сепаратор типу НГС-6-1400, з пропускною здатністю по газу 150 тис. м3/добу і пропускною здатністю по нафті 2000 т/добу, робочий тиск 0,6Мпа.

Таблиця 2.2 Характеристика вибраного сепаратора

Шифр апарата	Умовний діаметр, мм	Внутрішній об'єм апарата, м3	Пропускна здатність по нафті, т/добу	Пропускна здатність по газу, тис.м3/добу	Робочий тиск, Мпа	Маса, кг
НГС-6-1400	1400	8	20900	150	0,6	1900

2.4 Визначити точку початку кристалізації парафінів в промисловому колекторі

Вихідні дані: температура на вході в колектор tп=65? С температура навколишнього середовища t0=12? С; температура кристалізації парафінів tкр=50? С; зовнішній діаметр колектора Dз=760 мм; товщина стінки колектору д=7 мм; витрата нафти Qн=300 м3/добу; глибина закладення трубопроводу в грунт h=1 м ; густина нафти сн=801.7 кг/м3; довжина колектору L=189,72 км. Побудувати криву розподілу температури по довжині колектору. ,

Визначаємо динамічну в'язкість нафти при 20 : якщо 780 < < 845 кг/м3,

 (2.3.1)

мПа•с

По значенню мо вибираємо значення коефіцієнтів

якщо м < 10 мПа•с, то С = 1000 1/мПа•с; а = 0,76•10-3 1/°С.

Коефіцієнт термічного розширення нафти бн

при 780 ? ? 860 кг/м3

(2.3.2)

Оскільки параметри нафти залежать від температури, то температуру в кінці трубопроводу визначаємо методом послідовних наближень з точністю до (точність промислових термометрів).

1-наближення. В першому наближенні приймемо :

Середня температура по довжині нафтопроводу

Густина нафти при

Теплоємкість нафти:

В'язкість нафти при :

Теплопровідність сталі :

Внутрішній діаметр трубопроводу :

Середня швидкість руху нафти в трубопроводі :

Критерій Рейнольдса :

Коефіцієнт тепловіддачі від потоку до стінки:

Для піску сухого коефіцієнт теплопровідності :

Зовнішній коефіцієнт тепловіддачі:

Коефіцієнт теплопередачі :

Параметр Шухова

Температура в кінці трубопроводу :

Перевіряємо точність:

2-наближення. Послідовність розрахунків згідно попереднього наближення.

Густина нафти при

Теплоємкість нафти:

В'язкість нафти при :

Критерій Рейнольдса :

Коефіцієнт тепловіддачі від потоку до стінки:

Для піску сухого коефіцієнт теплопровідності :

Зовнішній коефіцієнт тепловіддачі :

Коефіцієнт теплопередачі :

Параметр Шухова

Температура в кінці трубопроводу :

Перевіряємо точність:

Приймаємо:

Отже розподіл температури вздовж трубопроводу описується рівнянням . Змінюючи від 0 до, будуємо криву розподілу температури вздовж трубопроводу (колектора). Результати розрахунків зводимо в таблицю. Розподіл температури по довжині колектора для даних умов приводиться на відповідному графіку. Точка початку кристалізації парафінів в колекторі (від початку)

Таблиця 2.3 Розподіл температури по довжині промислового колектору

х	tx
0	65
20000	46,82
40000	34,88
60000	27,03
80000	21,87
100000	18,49
120000	16,26
140000	14,80
160000	13,84
180000	13,20
189720	12,98



3. Техніка безпеки при обслуговуванні установок підготовки газу, нафти і конденсату до транспортування

Системи промислового та міжпромислового збору нафти і газу. Підготовка нафти і газу до транспортування

Установки комплексної підготовки газу, групові та газозбірні пункти

1.1. На установках комплексної підготовки газу повинна бути така документація:

а) інструкції з охорони праці за професіями та видами робіт, з якими персонал УКПГ ознайомлений під розписку;

б) технологічний регламент УКПГ та фонду свердловин;

в) порядок пуску та зупинки УКПГ та свердловин при нормальному режимі роботи;

г) інструкція з аварійної зупинки УКПГ;

ґ) план локалізації та ліквідації можливих аварійних ситуацій і аварій;

д) графік перевірки запобіжних клапанів;

е) журнал контролю якості газу, що подається в магістральний газопровід чи в міжпромислові газозбірні колектори;

є) масштабні плани комунікацій УКПГ (шлейфи, газозбірні колектори, технологічні трубопроводи тощо) з точними прив'язками;

ж) графіки ПЗР технологічних трубопроводів;

з) технологічна схема УКПГ;

и) журнали (карточки) інструктажу з охорони праці;

і) журнал контролю стану охорони праці на об'єкті;

ї) журнал контролю загазованості повітряного середовища.

Документація, яка повинна зберігатися у відповідному структурному підрозділі підприємства:

а) проектна документація;

б) протоколи перевірки знань працівників з охорони праці та безпечного ведення робіт;

в) паспорти на посудини, що працюють під тиском;

г) акти гідровипробувань на щільність та міцність шлейфів та технологічних трубопроводів;

ґ) перелік ерозійнонебезпечних місць та корозійнонебезпечних дільниць технологічної обв'язки основного обладнання УКПГ та технологічних трубопроводів на площадці УКПГ;

д) акти товщинометрії в ерозійно- та корозійнонебезпечних місцях технологічних комунікацій;

е) акти контролю стану ізоляції технологічних трубопроводів.

1.2. Для установок комплексної підготовки газу, газозбірних пунктів, головних споруд повинні розроблятись і затверджуватись у встановленому порядку технологічні регламенти.

1.3. Персонал, що експлуатує технологічне обладнання УКПГ, зобов'язаний знати технологічну схему УКПГ, призначення всіх технологічних апаратів, трубопроводів та апаратури.

1.4. Газопроводи установок комплексної підготовки газу, газозбірних пунктів, головних споруд повинні відповідати вимогам, які ставляться до трубопроводів категорії "В" згідно з будівельними нормами і правилами "Магистральные трубопроводы" (СНиП 2.05.06-835).

1.5. Установки комплексної підготовки газу повинні мати автоматизоване і механізоване регулювання та керування технологічними процесами.

1.6. Системи стисненого повітря КВПіА повинні мати буферну ємність, що забезпечує запас стисненого повітря для систем КВПіА протягом не менше однієї години.

Повітря, що подається в системи КВПіА, повинно бути очищене та осушене згідно з вимогами стандарту "Промышленная чистота. Сжатый воздух. Классы загрязненности" (ГОСТ 17433-80*).

1.7. Установки комплексної підготовки газу повинні мати систему осушення та підігрівання газу, а також добавляння в нього інгібітору.

1.8. Не дозволяється встановлення запірної арматури між запобіжними клапанами, технологічними апаратами (чи трубопроводами) і факельною системою, окрім випадку застосування системи запобіжних клапанів "робочий + резервний" з блокувальним пристроєм, що не допускає одночасного відключення робочого та резервного клапанів від технологічного апарата.

1.9. За наявності (згідно з нормами технологічного проектування) на об'єкті факельних систем скидання газу з запобіжних клапанів та факельних трубопроводів технологічних апаратів здійснюється у факельний колектор.

1.10. Регулювання запобіжних клапанів повинно здійснюватися у встановлені терміни згідно з графіком і на спеціальному стенді.

Не дозволяється усувати пропуски газу на запобіжних клапанах під тиском. У цьому разі здійснюється заміна запобіжного клапана після зупинки та стравлювання газу з технологічного апарата.

1.11. У технологічному регламенті установок указується перелік технологічних параметрів та їх граничні значення. При відхиленні параметрів від граничних значень установку необхідно зупинити.

1.12. Не дозволяється подача в магістральний газопровід газу, якісні показники якого за вмістом вологи та вуглеводнів не відповідають вимогам технічних умов "Гази горючі природні родовищ України для промислового та комунально-побутового призначення" (ТУ У 320.00158764.033-2000).

1.13. Якість газу, що подається в міжпромислові газозбірні колектори, повинна відповідати вимогам технологічного регламенту.

1.14. Перед пуском установки необхідно перевірити справність обладнання, трубопроводів, арматури, металоконструкцій, заземлювальних пристроїв, КВПіА, блокувань, вентиляції, засобів індивідуального захисту та пожежогасіння, витіснити повітря з системи інертним газом на свічу.

Наприкінці продувки проводиться аналіз газу, що виходить. При цьому вміст кисню не повинен перевищувати 1% (об'ємного).

Витіснення повітря у факельний колектор не дозволяється.

1.15. Не дозволяється пуск установки при несправних системах контролю небезпечних параметрів процесу і системах захисту.

1.16. Відбирання проб газу, конденсату та інших технологічних середовищ необхідно виконувати за допомогою пробовідбірників, розрахованих на максимальний тиск в обладнанні. Не дозволяється користуватися пробовідбірниками з несправними голчастими вентилями і з простроченим терміном їх перевірки. Перевірка пробовідбірників на герметичність проводиться не рідше ніж один раз на шість місяців.

1.17. Прилади, які розташовані на щитах керування КВПіА, повинні мати написи з зазначенням параметрів, що визначаються, і граничнодопустимих параметрів.

Сигнальні лампи та інші спеціальні прилади повинні мати написи, що вказують характер сигналу.

1.18. Роботи з налагодження, ремонту і випробування обладнання, систем контролю, керування, протиаварійного автоматичного захисту обладнання, трубопроводів, зв'язку та оповіщення повинні виключати іскроутворення. На проведення таких робіт у вибухонебезпечних зонах оформлюється наряд-допуск, розробляються заходи, що забезпечують безпеку організації і проведення робіт.

1.19. Попереджувальна і аварійна сигналізація повинна бути постійно включена в роботу.

1.20. Змінному технологічному персоналу дозволяється робити лише аварійні відключення окремих приладів і засобів автоматизації в порядку, встановленому ПЛАС.

1.21. Обладнання очищення, охолодження і сепарації газу повинно розташовуватись на відкритих площадках.

При встановленні обладнання слід передбачати:

а) основні проходи в місцях постійного перебування працівників, а також по фронту обслуговування щитів керування (за наявності постійних робочих місць) завширшки не менше ніж 2 м;

б) основні проходи по фронту обслуговування машин, насосів, повітродувок і апаратів з щитами керування, контрольно-вимірювальних приладів за наявності постійних робочих місць, завширшки не менше ніж 1,5 м;

в) проходи для огляду і періодичної перевірки та регулювання апаратів і приладів завширшки не менше ніж 0,8 м;

г) проходи між насосами завширшки не менше ніж 0,8 м;

ґ) проходи біля віконних отворів, які доступні з рівня підлоги або площадки, завширшки не менше ніж 1 м.

Мінімальні розміри для проходів установлюються між найбільш виступаючими частинами обладнання, уключаючи фундаменти, ізоляцію, огородження.

1.22. На установках повинні бути передбачені заходи щодо запобігання впливу газу на працівників (герметизація установок, утилізація газів, вивітрювання, скидання газу при ремонтних роботах на свічу або факел).

1.23. Стан повітряного середовища вибухонебезпечних приміщень повинен контролюватися стаціонарними газосигналізаторами, котрі при наявності загазованості 20% НКГВ повинні подавати звуковий та світловий сигнал з автоматичним включенням аварійної вентиляції.

Не дозволяється експлуатація технологічного обладнання у вибухонебезпечних приміщеннях з незадіяною системою аварійної вентиляції.

Для щозмінного контролю ГДК шкідливих речовин у виробничих приміщеннях застосовуються переносні газоаналізатори.

Вміст шкідливих речовин в повітрі робочої зони виробничих приміщень не повинен перевищувати ГДК.

1.24. Установка комплексної підготовки газу забезпечується засобами пожежогасіння в обсягах, передбачених проектом.

Не дозволяється експлуатація технологічного обладнання в приміщеннях, обладнаних системами автоматичного пожежогасіння, у разі несправності останніх (відсутність піноутворювача, несправність пожежних насосів чи піногенераторів та ін.).

1.25. На підприємстві повинна бути затверджена схема місць відбору проб на загазованість.

Відбір проб повітря до датчика газоаналізатора необхідно виконувати на робочих місцях в приміщеннях і на відкритих площадках на найбільш небезпечних і можливих (у відношенні виділення газів) рівнях. Необхідно встановлювати не менше одного датчика на кожні 100 кв.м площі приміщення.

1.26. Датчики газоаналізаторів і сигналізаторів, які встановлюються у вибухонебезпечних приміщеннях, повинні бути у вибухозахищеному виконанні.

1.27. Не дозволяється експлуатація технологічних апаратів УКПГ:

а) при їх експлуатації понад встановлений підприємством-виробником термін чи понад 20 років у разі відсутності встановленого ресурсу без визначення додаткового ресурсу безпечної експлуатації;

б) при розгерметизації технологічного апарата;

в) при несправних запобіжних клапанах;

г) при несправних чи незадіяних регулювальних пристроях;

ґ) при несправній відключаючій запірній арматурі;

д) при несправних чи незадіяних засобах КВПіА, передбачених проектом;

е) при вилученні з технологічної обв'язки проектних рішень щодо спорожнення технологічних апаратів;

є) без заземлення технологічних апаратів за проектною схемою;

ж) з запобіжними клапанами, що не пройшли випробування у встановлений технічною документацією термін;

з) з експлуатацією газосепараторного обладнання в режимах можливого гідратоутворення (в тому числі з незадіяною системою подачі та регенерації інгібітору гідратоутворення);

и) з незадіяною проектною схемою контролю температури газу на теплообмінному обладнанні.

1.28. Установка комплексної підготовки газу повинна бути аварійно зупинена у випадках:

а) аварії на газопроводі - підключенні до магістрального газопроводу;

б) виникнення відкритого фонтана на свердловині;

в) аварійних розривів шлейфів газових свердловин, газозбірного колектора чи технологічних трубопроводів на промплощадці УКПГ;

г) пожежі на промплощадці УКПГ.

трубопровод газ водонафтовий сепаратор родовище

Література

1. Р. М. Попадюк, В.Г.Боднарук. Збірник задач. Розрахунок збору та підготовки нафтопромислової продукції. ІФДТУНГ, 1976, 935 с.

2. О. І. Акульшин, О. О. Акульшин, В. С. Бойко, В. М. Дорошенко, Ю. О. Зарубін. Технологія видобування, зберігання і транспортування нафти і газу: Навчальний посібник. Івано-Францівськ, «Факел», 2003, 434 с.

3. Н. М. Бойко, Б. В. Колесников, П. И. Черпалов. Сбор, транспорт и подготовка нефти. М., «Недра», 2009, 317 с.

4. Г. С. Лутошкин. Сбор и подготовка нефти газа и воды, М., Недра 1979, 319с.

5. Г. С. Лутошкин, И.И.Дунюшкин. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах. М., Недра 1985, 663 с.