Гидравлический и тепловой расчет работы шлейфов на месторождении имени Р.С. Мирзоева

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Геология
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

1,4 Мб
Опубликовано:

2013-12-23

Все дипломные работы по геологии

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Гидравлический и тепловой расчет работы шлейфов на месторождении имени Р.С. Мирзоева

Содержание

Перечень сокращений, условных обозначений, терминов, единиц и символов

Введение

. Краткая геологическая характеристика месторождения

.1 Общие сведения о районе

.2 Стратиграфическая характеристика разреза

.3 Тектоника

.4 Краткая характеристика продуктивных горизонтов

.5 Физико-химические свойства и состав пластового газа и конденсата

.6 Запасы нефти, газа и конденсата

. Состояние разработки месторождения

. Краткая характеристика системы сбора и подготовки к транспорту газа и конденсата

.1 Обвязка устья скважины

.2 Схема сбора и подготовки скважин принятая на месторождении

. Распределение давления и температуры в стволе скважины

.1 Температурный режим промысловых и магистральных газопроводов

.2 Расчёт распределения давления и температуры по стволам работающих и простаивающих скважин на месторождении имени Р. С. Мирзоева

. Расчёт расхода метанола на УКПГ

.1 Гидравлический и тепловой расчёт шлейфов

.2 Расход ингибитора гидратообразования

. Анализ себестоимости добычи газа в НГДУ “Катанглинефтегаз”

.1 Себестоимость товарной продукции - основной технико-экономический показатель

.2 Методы планирования себестоимости

.3 Классификация затрат

.4 Анализ себестоимости добываемого газа

. Безопасность и экономичность проекта

.1Основные направления обеспечения безопасности и экономичности при подготовке газа к транспорту в НГДУ “Катанглинефтегаз”

.2 Мероприятия по обеспечению производственной безопасности

.2.1 Обеспечение пожарной безопасности

.2.2 Обеспечение электробезопасности

.2.3 Обеспечение безопасности эксплуатации герметичных систем, находящихся под давлением

.2.4 Производственная санитария

.3 Защита рабочих, служащих и инженерно-технического комплекса предприятия в ЧС

.3.1 Комплекс профилактических мероприятий

.3.2 Способы защиты рабочих и служащих в ЧС

.3.3 Обеспечение защиты инженерно-технического комплекса в ЧС

.3.4 Подготовка к проведению аварийно- спасательных и других неотложных работ при ликвидации последствий ЧС

.4 Мероприятия по охране окружающей природной среды

.4.1 Контроль состояния и охрана атмосферного воздуха

.4.2 Контроль состояния и мероприятия по охране водных объектов

.4.3 Мероприятия по охране почв, рекультивация земель

.4.4 Методы борьбы с выбросами в атмосферу

Заключение

Список использованных источников

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Г

Приложение Д

Приложение Е

Перечень сокращений, условных обозначений, символов, единиц и терминов

НГДУ - нефтегазодобывающее управление

ГКМ - газоконденсатное месторождение

НТС - низкотемпературная сепарация

ОАО - открытое акционерное общество

ГИС - геофизическое исследование скважины

КГФ - конденсато - газовый фактор

УКПГ - установка комплексной подготовки газа

НКТ - насосно - комплексные трубы

ЧС - чрезвычайная ситуация

ПТЭ - правила технической эксплуатации

ПТБ - правила техники безопасности

РСУС - региональная служба по чрезвычайным ситуациям

ГО - гражданская оборона

ГСУС - государственная служба по чрезвычайным ситуациям

ПДВ - предельно допустимые выбросы

Введение

Большая значимость сахалинского газа в топливном балансе Дальневосточного региона страны и высокая стоимость его транспортировки с острова на материк обуславливают высокие требования к надёжности систем добычи, подготовки и транспорта.

Главные направления научно-технического прогресса в газовой промышленности - решение комплекса проблем по ускоренному вводу в эксплуатацию и рациональной разработке месторождений, повышению надёжности работы скважин и газопромыслового оборудования. При этом большое внимание уделяется более полному извлечению газа из недр, с учётом определённых осложнений при эксплуатации объектов газодобычи.

Осложнения в системах сбора газа могут носить различный характер, в зависимости от конкретных условий добычи газа:

механические и коррозионные разрушения труб;

температурные деформации.

Перспективное развитие сырьевой базы газовой и нефтяной промышленности будет основываться на совершенствовании методов прогнозирования нефтегазоносности недр, в том числе континентального шельфа.

Важными показателями разработки месторождения являются устьевые давление и температура, а также термобарические условия на входе в УКПГ, поскольку от их значения зависит срок ввода ДКС и эффективность подготовки газа. В дипломном проекте ставится задача рассмотрения этих показателей.

1. Краткая геологическая характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о районе

Административное расположение: Ногликский район Сахалинской области, рисунок 1.1.

Ближайшими населёнными пунктами месторождения имени Р. С. Мирзоева являются п. г. т. Ноглики (55 км), п. Вал (10 км) и г. Оха (160 км).

Разработку нефтяных и газовых залежей месторождения осуществляет НГДУ “Катанглинефтегаз”, расположенное в п. г. т. Ноглики. Буровые работы на месторождении производятся НУБРом (п. г. т. Ноглики). Все производственные предприятия входят в состав ОАО “Сахалинморнефтегаз” (г. Южно-Сахалинск).

Связь с г. Оха и п. г. т. Ноглики осуществляется по грунтовой и узкоколейной дорогам, проходящим западнее месторождения, и вертолетами.

Добываемый газ подаётся в газопровод высокого давления Даги - Погиби - Комсомольск - на - Амуре, проложенный вдоль западной части месторождения.

Южнее месторождения имени Р. С. Мирзоева разработаны следующие площади: Нижние Даги - 2 км, Восточные Даги - 9 км, Монги - 15 км.

В орографическом отношении район представляет слабо холмистую низменную равнину. Месторождение находится на южном окончании первой горной гряды Восточно-Сахалинского хребта. Гидрографическая сеть представлена р. Эвай с притоками, ручьями Плессовым и Тапауна. Р. Эвай протекает в широтном направлении, пойменная долина составляет, в среднем, 2,5 км при ширине реки 15-30 м. Долины ручьев покрыты марями.

Территория месторождения залесена (лиственница, кедровый стланик, кустарники, берёза). Климат района суровый, летом и зимой выпадает много осадков. Зимой олбик термометра доходит до минус 40 ⁰С, а летом от плюс 10 до плюс 25 ⁰С.

.2 Стратиграфическая характеристика разреза

Разрез, вскрытый на Мирзоевской площади, представлен песчано-глинистыми отложениями миоцен-плиоценового возраста и разделяется на три свиты (сверху - вниз): нутовскую, окобыкайскую и дагинскую.

Нутовская свита литологически представлена толщей песчаных пород (пески, песчаники слабоуплотнённые, алевриты). Глинистые породы имеют подчинённое значение и встречаются в виде пластов небольшой мощности. Вскрытая максимальная толщина свиты-2900 м.

Окобыкайская свита литологически представлена монотонной глинистой толщей с включением маломощных (до 5 м) песчано-алевролитовых прослоев. Отложения окобыкайской свиты являются региональной покрышкой для залежей нефти и газа в отложениях дагинской свиты в пределах структур Ногликского района. Вскрытая толщина окобыкайской свиты на площади изменяется в значительных пределах. В условиях приподнятого восточного крыла составляет 600 м, западного - 2800 м.

Разрез наиболее древних здесь дагинских отложений (вскрытая толщина 750 м) представлен верхней и средней частью свиты и сложен песчано-глинистыми породами, разнослоистым чередованием песчаных и глинистых разностей. Песчаники от крупнозернистых, слабоуплотнёных до мелкозернистых, крепко - сцементированных. Толщина песчаных горизонтов изменяется от 10 до 70 м, глинистых - от 6 до 50 м.

1.3 Тектоника

Месторождение им. Р. С. Мирзоева приурочено к одноименной антиклинальной структуре. По результатам сейсморазведочных работ и глубокого бурения она представляет собой сложно построенную антиклинальную складку субмеридианального простирания, погребённую под отложениями окобыкайской и нутовской свит, моноклинально падающими на северо-восток, рисунок 1.2.

Размеры складки 71,5 м складка характеризуется короткой южной и протяжённой северной периклиналями. Свод её расположен в пределах 3 блока. Шарнир складки погружается на севере под углом 4 - 5 ⁰, на юге 5 - 7⁰. Свод складки по верхним горизонтам широкий, с глубиной становится уже, углы падения пород на крыльях увеличиваются. Западное крыло срезано продольным региональным разрывом субмеридиального простирания. Приподнятое восточное крыло имеет хорошо выраженную форму; углы падения пластов 10 - 15 ⁰. По мере удаления от свода на восток углы падения пород увеличиваются до 25 ⁰. Сбросовыми нарушениями северо-восточного простирания с амплитудами от 50 до 300 м на севере складка разбита на 6 блоков различной величины, последовательно погружающихся с юга на север.

1.4 Краткая характеристика продуктивных горизонтов

Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с отложениями дагинской свиты.

По данным опробования установлена промышленная нефтеносность X и XVI горизонтов, газоносность IV, V, VI, VII, VIII, IX и XVII горизонтов 1,4 и 5 блоков, запасы которых подсчитаны по категории С₁. По геолого-геофизическим характеристикам продуктивными на месторождении являются III, IV, V, VI, VII, VIII, IX, X, XIII, XVI и XVII горизонты, из которых XVI содержит только нефть, X - нефть и газ, остальные - газ. Принятые абсолютные отметки границ нефтегазоносности приведены в таблице 1.1. Положение границ нефтегазоносности определено по комплексу промыслово-геофизических исследований и результатам опробования горизонтов в скважинах. Из-за блокового строения месторождения каждый горизонт содержит от двух до шести залежей. Наибольшее количество залежей в VII, VIII горизонтах - 6, наименьшее - III, IV, V, VI, IX горизонтах - 2.

Основными, продуктивными горизонтами являются VII, VIII и X горизонты.

Всего на месторождении 41 залежь, из них 7 нефтяных и 34 газоконденсатных.

Продуктивными являются 6 блоков: 1, 2, 3, 4, 5 и 6. Блоки содержат от четырех до десяти залежей. Наибольшее количество залежей приходится на 2 блок.

Высоты залежей изменяются от 39 до 145 м. Наибольшими высотами характеризуются залежи VI, VII, X, XVII горизонтов, которые изменяются от 105 до 145 м. Залежи относятся к пластово-сводовому типу - тектонически- экранированному.

Рисунок 1.2 - Геологический профиль месторождения им. Мирзоева

Таблица 1.1 - Характеристика залежей

Горизонт	Блок			Категория запасов	Абсолютная отметка границы, м			Высота залежи, м
					нефтеносность	газоносность
1	2			3	4	5		6
III	1 2			С₂ С₂	- -	3108 3050		58 25
IV	1 2			С₁ С₂		3150 3100		60 50
V	1 2			С₁ С₂		3199 3138		83 63
VI	1 2			С₁ С₂		3247 3175		105 75
VII	1 2 3 4 5 6			С₁ С₂ С₂ С₂ С₁ С₂		3283 3200 3250 3375 3796 3945		101 75 75 75 96 45
VIII	1 2 3 4 5 6			С₁ С₂ С₂ С₂ С₁ С₂		3327 3250 3300 3425 3854 3995		91 75 75 75 79 45
IX		5 6	С₁ С₂			3874 4045	101 45
X		1 2 3 4 5 6	С₂ С₂ С₂ С₂ С₁ С₂			3297 3275 3350 3523	22 75 100 123 123 50
					3923 4075
XIII		1 2 3 4 5	С₂ С₂ С₂ С₂ С₂			3379 3350 3425 3637 4014	29 75 75 137 114
XVI		1 2 3 4 5	С₁ С₂ С₂ С₂ С₂		3459 3400 3500 3708 4050		39 50 75 133 50
XVII		2 3 4	С₂ С₂ С₁			3500 3600 3820	75 100 145

1.5 Физико-химические свойства и состав пластового газа и конденсата

Физико-химическая характеристика конденсатов изучена по IV, V, VI, VII, VIII и X горизонтами отдельных тектонических блоков в скважинах 6 - У. Эвай и 57 - Н. Даги.

Физико-химическая характеристика конденсатов залежи 1 блока IV горизонта изучена по пробе, отобранной из скважина 57 Н. Даги (интервал 3165 - 3174). Плотность конденсата составила 0,7835 г/см³, молекулярная масса 134. Фракционный состав конденсата: Н.К. - 56 ⁰С, 10 % конденсата выкипает при температуре 93 ⁰С, 50 % - при 149 ⁰С и 90 % при 300 ⁰С, К.К. - 300 ⁰С. Содержание нафтеновых и ароматических углеводородов составляет 54 % масс. Молекулярный вес газа - 18,54, плотность - 0,626, коэффициент сжимаемости - 0,983, таблица 1.2.

Плотность конденсата залежи 1 блока V горизонта находится в пределах 0,7803 - 0,7944 г/см³, молекулярная масса 120 - 135. Фракционный состав конденсата: Н.К. - 58 - 76 ⁰С, 10 % выкипает при температуре 92 - 105 ⁰С, 50 % - при 143 - 150 ⁰С, 90 % при температуре 284 - 300 ⁰С, К.К. - 300 ⁰С. Групповой состав углеводородов не исследован. Молекулярный вес газа - 19,03, плотность - 0,633, коэффициент сжимаемости - 0,988, таблица 1.3.

Плотность конденсата залежи 1 блока VI горизонта находится в пределах 0,7894 - 0,8013 г/см³, молекулярная масса 130 - 131. Фракционный состав конденсата: Н.К. - 52 - 80 ⁰С, 10 % выкипает при температуре

- 108 ⁰С, 50 % - при 148 - 159 ⁰С, 90 % при температуре 299 - 300 ⁰С, К.К. - 300 ⁰С. Молекулярный вес газа - 18,66, плотность - 0,6269, коэффициент сжимаемости - 0,984, таблица 1.4.

Конденсат залежей 1 и 5 блоков VII горизонта имеет плотность - 0,8177 - 0,7641, молекулярную массу 119 - 142. Фракционный состав конденсата: Н.К. - 36 - 80 ⁰С, 10 % выкипает при температуре 70 - 112 ⁰С, 50 % - при 138 - 200 ⁰С, К.К. - 300 ⁰С.

Таблица 1.2 - Компонентный состав и свойства газов, стабильного и сырого конденсата, iv горизонт 1 блок

Наименование	Газ сепарации, %мольн.	Газ дегазации, %мольн.	Газ дебутанизации, %мольн.	Конденсат, %мольн.		Пластовый газ
				стабильный	сы-рой	%мольн.	г/м³
CH₂ C₂H₅C₃H₈ i-C₄H₁₀ n-C₄H₁₀ C₅H₁₂ CO₂ Азот С₂₊₃ С₃₊ С₅₊ Молек. масса С₅₊ Плотность С₅₊, г/см³Молек. масса Плотность газа, г/л	94,29 2,65 0,77 0,16 0,20 0,13 1,53 0,27 3,42 1,26 0,13 - - 17,40 0,7264	60,49 15,63 10,94 2,58 3,23 2,55 3,64 0,94 26,57 19,30 2,55 - - 27,90 1,1939	1,94 22,37 35,54 10,94 14,89 12,45 1,57 0,30 57,91 73,82 12,45 - - 55,20 2,4422	- - - - - 100 - - - - - 134 0,7835 - -	15,25 4,18 3,11 0,81 0,95 74,56 0,94 0,20 7,29 79,43 74,56 - - - -	93,12 2,67 0,80 0,17 0,21 1,22 1,52 0,29 3,47 2,40 1,22 - - 18,70 0,7779	621,4 33,4 14,7 4,1 5,1 68,0 27,8 3,4 - - - - - - -

Таблица 1.3 - Компонентный состав и свойства газов, стабильного и сырого конденсата, V горизонт 1 блок

Наименование	Газ сепарации, %мольн.	Газ дегазации, %мольн.	Газ дебутанизации, %мольн.	Конденсат, %мольн.		Пластовый газ
				стабильный	сы-рой	%мольн.	г/м³
CH₂ C₂H₅C₃H₈ i-C₄H₁₀ n-C₄H₁₀ C₅H₁₂ CO₂ Азот С₂₊₃ С₃₊ С₅₊ Молек. масса С₅₊ Плотность С₅₊, г/см³Молек. масса Плотность газа, г/л	93,98 2,63 0,78 0,15 0,19 0,12 1,91 0,24 3,41 1,24 0,12 - - 17,50 0,7297	75,04 10,49 5,81 1,32 1,64 1,26 4,09 0,35 16,30 10,03 1,26 - - 23,0 0,9772	2,31 25,13 33,91 10,51 14,00 11,05 2,50 0,59 59,04 69,47 11,05 - - 52,5 2,3462	- - - - - 100 - - - - - 127,5 0,7873 - -	17,59 2,61 1,80 0,45 0,58 75,95 0,92 0,10 4,41 78,78 75,95 - - - -	92,49 2,63 0,80 0,16 0,20 1,60 1,89 0,23 3,47 2,76 1,60 - - 19,1 0,7956	617,2 32,9 14,7 3,9 4,6 64,9 34,6 2,7 - - - - - - -

Групповой состав углеводородов конденсата изучен по одной из 4 проб и содержит ароматических углеводородов - 24 % масс, нафтеновых - 28 % масс, метановых - 48 %. Молекулярный вес газа - 20,13, плотность - 0,6627 г/см³, таблица 1.5.

Плотность конденсата залежи 5 блока VIII горизонта составляет 0,7781 г/см³, молекулярная масса равна 123. Фракционный состав конденсата: Н.К. - 47 ⁰С, 10 % выкипает при температуре 80 ⁰С, 50 % - при 140 ⁰С, К.К. - 300 ⁰С. Молекулярный вес газа - 21,09, плотность - 0,684 г/см³, таблица 1.6.

Таблица 1.4 - Компонентный состав и свойства газов, стабильного и сырого конденсата, VI горизонт 1 блок

Наименование	Газ сепарации, %мольн.	Газ дегазации, %мольн.	Газ дебутанизации, %мольн.	Конденсат, %мольн.		Пластовый газ
				стабильный	сырой	%мольн.	г/м³
CH₂ C₂H₅C₃H₈ i-C₄H₁₀ n-C₄H₁₀ C₅H₁₂ CO₂ Азот С₂₊₃ С₃₊ С₅₊ Молек. масса С₅₊ Плотность С₅₊, г/см³Молек. масса Плотность газа, г/л	94,03 2,58 0,74 0,17 0,23 0,16 2,09 - 3,32 1,30 0,16 - - 17,5 0,7332	79,66 8,88 3,79 0,82 1,09 0,93 4,66 0,17 12,67 6,63 0,93 - - 21,5 0,9107	15,83 28,50 25,40 7,04 9,04 8,40 5,20 0,59 53,90 49,88 8,40 - - 45,00 1,9877	- - - - - 100 - - - - - 130 0,7894 - -	16,49 1,95 0,94 0,22 0,29 79,10 0,94 0,07 2,89 80,55 79,10 - - - -	92,98 2,57 0,74 0,17 0,23 1,24 2,07 - 3,31 2,38 1,24 - - 18,8 0,7808	620,5 32,1 13,6 4,1 5,6 67,0 37,9 - - - - - - - -

Физико-химические свойства и состав пластового газа по XVII горизонтам приведены в таблице 1.7.

.6 Запасы нефти, газа и конденсата

При составлении проекта опытно - промышленной эксплуатации в основу положены запасы, подсчитанные тематической партией ПО

“ Сахалинбургазразведка ”.

По категории С₁ нефти - 1731,1 тыс. т;

свободного газа - 6613 млн. м₃;

конденсата - 496 тыс. т.

По категории С₂ нефти - 5502 тыс. т;

свободного газа - 4025 млн. м³;

конденсата - 324 тыс. т.

Таблица 1.5 - Компонентный состав и свойства газов, стабильного и сырого конденсата, VII горизонт 5 блок

Наименование	Газ сепарации, %мольн.	Газ дегазации, %мольн.	Газ дебутанизации, %мольн.	Конденсат, %мольн.		Пластовый газ
				стабильный	сырой	%мольн.	г/м³
CH₂ C₂H₅C₃H₈ i-C₄H₁₀ n-C₄H₁₀ C₅H₁₂ CO₂ Азот С₂₊₃ С₃₊ С₅₊ Молек. масса С₅₊ Плотность С₅₊, г/см³Молек. масса Плотность газа, г/л	92,38 4,04 1,19 0,19 0,20 0,06 1,17 0,23 5,23 1,64 0,06 - - 17,7 0,7381	48,81 17,12 18,34 4,39 5,15 3,32 2,48 0,39 35,46 31,20 3,32 - - 32,0 1,3884	1,25 7,86 42,72 15,79 20,58 10,85 0,81 0,14 50,58 89,94 10,85 - - 56,8 2,5336	- - - - - 100 - - - - - 127,5 0,7810 - -	12,59 5,15 7,89 2,29 2,82 68,36 0,72 0,18 13,04 81,36 68,36 - - - -	89,78 4,07 1,41 0,26 0,28 2,31 1,66 0,23 5,48 4,26 2,31 - - 20,3 0,8445	599,1 50,9 25,9 6,3 6,8 122,5 30,4 2,7 - - - - - - -

При этом учитывались полностью запасы категории С₁ и 50 % категории С₂.

По данным геологоразведочных работ, в разрезе месторождения было выделено 11 продуктивных горизонтов, из которых 9 газоконденсатных, один нефтегазоконденсатный и один - нефтяной. Всего по площади установлено 41 залежь, из которых 34 газовых и 7 нефтяных. Основные запасы свободного газа приходятся на залежи VII, XIII и XVII горизонты.

Таблица 1.6 - Компонентный состав и свойства газов, стабильного и сырого конденсата, VIII горизонт 5 блок

Наименование	Газ сепарации, %мольн.	Газ дегазации %мольн.	Газ дебута-низации, %мольн.	Конденсат, %мольн.		Пластовый газ
				стабильный	сырой	%мольн.	г/м³
CH₂ C₂H₅C₃H₈ i-C₄H₁₀ n-C₄H₁₀ C₅H₁₂ CO₂ Азот С₂₊₃ С₃₊ С₅₊ Молек. масса С₅₊ Плотность С₅₊, г/см³Молек. масса Плотность газа, г/л	91,86 3,91 1,32 0,20 0,20 0,08 2,02 0,41 5,23 1,80 0,08 - - 17,8 0,7444	41,35 23,99 20,18 3,85 4,30 2,12 4,00 0,21 44,17 30,45 2,12 - - 31,9 1,3731	0,12 9,29 41,68 16,66 19,51 12,48 0,26 - 50,97 90,33 12,48 - - 57,7 2,6123	- - - - - 100 - - - - - 123 0,7781 - -	12,59 7,65 7,7 1,79 2,04 66,94 1,23 0,06 15,35 78,47 66,94 - - - -	88,35 4,07 1,60 0,27 0,28 3,04 1,99 0,40 5,67 5,19 3,04 - - 21,1 0,8797	589,5 50,9 29,3 6,5 6,7 155,5 36,4 4,6 - - - - - - -

Таблица 1.7 - Компонентный состав и свойства газов, стабильного и сырого конденсата, XVII горизонт 4 блок

Наименование	Газ сепарации, %мольн.	Газ дегазации %мольн.	Газ дебутанизации, %мольн.	Конденсат, %мольн.		Пластовый газ
				стабильный	сырой	%мольн.	г/м³
CH₂ C₂H₅C₃H₈ i-C₄H₁₀ n-C₄H₁₀ C₅H₁₂ CO₂ Азот С₂₊₃ С₃₊ С₅₊ Молек. масса С₅₊ Плотность С₅₊, г/см³Молек. масса Плотность газа, г/л	93,18 2,68 0,69 0,14 0,16 0,07 2,63 0,45 3,37 1,06 0,07 - - 17,6 0,7346	56,28 15,76 11,53 3,05 4,09 2,95 6,34 0,0015 27,29 21,62 2,95 - - 29,8 1,2763	0,92 20,61 37,43 12,01 15,78 11,34 1,89 0,02 58,04 76,56 11,34 - - 55,1 2,4286	- - - - - 100 - - - - - 134,5 0,7844 - -	12,93 4,70 5,19 1,10 1,49 70,87 1,72 - 9,89 78,65 70,87 - - - -	91,79 2,71 0,76 0,16 0,19 1,34 2,61 0,44 3,47 2,45 1,34 - - 19,2 0,7967	612,5 33,9 13,9 3,9 4,6 75,0 47,8 5,1 - - - - - - -

Запасы свободного газа, приходящиеся на одну залежь, изменяются от 49 до 1387 млн м³ при средней величине 337 млн м³ (категории С₁ + 0,5С₂). Наибольшие запасы свободного газа приходятся на залежи 4 блока XVII горизонта (1387 млн м³), 5 блока VII горизонта (716 млн м³).

Балансовые запасы нефти, приходящиеся на одну залежь, изменяются от 197 (1 блок XVI горизонта) до 2014 тыс. т. (5 блок X горизонта), составляя в среднем 668 тыс. т. Границы нефтегазоносности залежей X и XVI горизонтов в плане не совпадают. В связи с этим, каждый горизонт рекомендуется разрабатывать самостоятельной сеткой скважин.

Согласно геолого-промысловой характеристике залежей (фильтрационная характеристика, идентичность свойств газов и флюидов, совпадение в пласте границ газоносности, близость величин начальных пластовых давлений, величины запасов), а также технико-экономической оценки на месторождении можно выделить семь эксплуатационных объектов: III, IV+V, VI+VII, VIII+IX+X, XIII, XVI, XVII горизонты. Нефтяные залежи 5 и 6 блоков X горизонта разрабатываются самостоятельной сеткой скважин.

. Состояние разработки месторождения [ ]

Разработка газоконденсатных залежей на месторождении осуществляется с 1997 г. Дренированием было охвачено 15 залежей.

Начальные запасы газа по газоконденсатным залежам, подсчитанные объемным методом, составляют 7373 млн м³, запасы газа, дренируемые действующим фондом скважин - 4128 млн м³.

За период разработки месторождения отобрано 2663 млн м³ газа, что составляет 64,5 % от дренируемых запасов.

Основные данные по динамике показателей разработки до 2001 г приведены в таблице 2.1. Как видно из таблицы разработка месторождения осуществлялась 14 скважинами. Средний дебит по газу снизился с 262 тыс. м³/сут. в 1997 г. до 195 тыс. м³/сут. в 2000 г.

В таблице 2.2 приведено сравнение фактических показателей разработки месторождения с проектными. Годовые отборы газо-повышенные, по отношению к прогнозу, достигались за счёт более высоких дебитов. В целом отмечается удовлетворительная сходимость основных проектных и фактических показателей разработки месторождения. Графики показателей разработки, по фактическим данным, за последние четыре года приведены на рисунке 2.1.

По всем разрабатываемым залежам наблюдается диспропорция темпов отбора газа и падения пластового давления. Это указывает на различное влияние активности водонапорного бассейна на ту или иную залежь.

По всем разрабатываемым залежам отсутствует возможность оценить запасы газа методом падения пластового давления, несмотря на сравнительно высокий отбор газа из залежей.

В эксплуатацию газоконденсатные залежи III и IV горизонтов II блока были введены в 1997 г. Разработка велась одновременно с двух горизонтов скважиной 57. за период эксплуатации с 1997 по 2000 г. из залежей отобрано 171,5 млн м³ газа, что составило 78,7 % от запасов газа (218 млн м³).

Пластовое давление с начала эксплуатации залежей снизилось с 31,3 МПа до 22,5 МПа или на 28,6 %. Такой процент падения давления, значительно меньший отбора газа, указывает о разработке залежи при водонапорном режиме.

. Краткая характеристика системы сбора и подготовки к транспорту газа и конденсата

.1 Обвязка устья скважины

На устье скважины установлена фонтанная арматура типа

АФК - 65 - 210 ГОСТ 13846 - 84.

1 - буферная задвижка; 2 - струнная задвижка; 3 - угловой регулируемый дроссель; 4 - надкоренная задвижка; 5 - коренная задвижка; 6 - трубная головка; 7 - колонная головка; 8 - шлейфовая задвижка; 9 - межструнная задвижка; 10, 11 - задвижки на задавочной линии; 12 - задвижка на факельной линии

Рисунок 3.1 - Типичная обвязка газовой скважины

Обвязка скважин позволяет проводить:

поддержать режим работы скважин при заданных технологических параметрах;

- проводку скважин и шлейфа с последующим сжиганием газа и конденсата на факеле в амбаре;

комплекс исследовательских работ;

глушение скважины перед проведением ремонтных работ, или в случае возникновения аварии;

измерение температуры и давления на устье скважины;

отбор проб газа;

подача метанола в трубное, затрубное пространство и в шлейф скважины.

Из-за разновременности задавки и продувки скважин, продувочная и задавочная линии объединены в общий коллектор. Температура на устье скважины измеряется с помощью ртутных термометров, давление - техническим манометром.

.2 Схема сбора и подготовки продукции скважин принятая на месторождении

В соответствии с требованиями Мингазпром “Нормы технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станции подземного хранения газа” система газосбора принимается лучевая с транспортом газоконденсатной смеси от устьев скважин до УКПГ по индивидуальным шлейфам.

Для предотвращения гидратообразования в шлейфах предусматривается централизованная система подачи метанола в газовый поток на устье скважин. Метанолопроводы выполняются из труб 574 ГОСТ 8732 - 93.

Распределение метанола по скважинам осуществляется дозировочными насосами, установленными на УКПГ.

На рисунке 3.2 изображена принципиальная схема главных потоков газа и обводненного газового конденсата на УКПГ.

Газ со скважин поступает на блоккомплектные газораспределительные гребенки по проекту ГП 366.17.00.000.

С гребенки газ поступает в коллектор напрямую, либо через узел замера скважин.

Узел замера состоит из жалюзийного газосепаратора ГИ 10.0-1000-1, дифференциального газового расходомера и ротационного счётчика жидкости.

После раздельного замера потоки газовой и жидкой фаз соединяются и направляются в коллектор главного потока газожидкостной смеси.

Капельная жидкость, выделившаяся в газосборных шлейфах и представляющая смесь газового конденсата, пластовой воды и ингибиторов гидратообразования под давлением Р = 9 МПа и с температурой t 0 ⁰С поступает в сепаратор первой ступени.

Сепаратор С₁с оптимальной производительностью по газу 1,0 млн м ³/сут. принят в блоккомплектном исполнении по проекту ГП 430.12.00.000 м.

После сепаратора С₁ газ через теплообменник “труба в трубе” поступает на редуцирующий клапан. После редуцирующего клапана давление газа снижается до 5,5 МПа при соответствующем снижении температуры до минус 5 и минус 10 ⁰С (в зависимости от времени года) и поступает на сепаратор второй ступени С₂, в котором происходит более глубокая осушка газа от влаги и конденсата до параметров, требуемых ОСТ 51.40-93.

Сепаратор С₂принят в блоккомплектном исполнении по проекту ГП 365.13.00.000 м.

Рисунок 3.2 - Принципиальная схема потоков газа и конденсата на УКПГ месторождения имени Р. С. Мирзоев

Сепаратор С₃ принят в блоккомплектном исполнении по проекту ГП 505.06.00.000.

Узел учета товарного газа принят в блоккомплектном исполнении по проекту ГП 430.07.00.000.

До входа на узел учета в зависимости от требуемой глубины осушки, предусмотрен отвод газа на теплообменник ТТ.

Стабилизация давления в газовом потоке обеспечивается регулятором давления (до себя) на входе в гребенку магистрального газопровода.

На УКПГ предусмотрены 4 газовые линии с полным комплектом перечисленных аппаратов и устройств (из них 3 рабочие и 1 резервная).

Выделившаяся в сепараторах С₁, С₂, С₃ жидкая фаза направляется на линию разделения и выветривания конденсата.

В блоккомплектном газовом подогревателе типа ПП-1,6 жидкая фаза нагревается до температуры плюс 35 ⁰С и поступает в блок разделения и выветривания В-1, в котором при давлении 5,5 МПа из жидкости выделяется остаточный газ, захваченный в сепараторах.

Газ возвращается на сепаратор С₂, а жидкая фаза на блок выветривания второй ступени В-2.

Параметры В-1 и В-2 приняты в блоккомплектном исполнении по проекту ГП 430.17.00.000.

Выделившиеся на втором блоке выветривания конденсата тяжелые компоненты газа через регулятор давления направляются на прием эжектора. В эжекторе газ дожимается до давления 5,5 МПа и вновь направляется на сепаратор С₂.

Жидкость с температурой плюс 25 ⁰С поступает на атмосферный блок выветривания 3 ступени В-3.

Газ из блока В-3 через огневой предохранитель поступает на факел, а жидкость - в сырьевые резервуары Р₁ и Р₂, из которых насосами Н₁ и Н₂ откачивается в систему нефтесбора месторождения “ Даги ” и далее на установку подготовки нефти.

. Распределение давления и температуры в стволе скважины

При установлении технологических режимов эксплуатации скважин важно знать значения давлений и температур на забое и их распределения по стволу скважины.

Давление и температуру на забое скважины измеряют непосредственно на устье при помощи глубинных приборов или вычисляют по известным параметрам.

Для определения давления по стволу работающей газовой скважины используется выражение вида:

Рх = , (4.1)

Ру - устьевое давление в газовой скважине, МПа;

q - дебит газовой скважины, тыс.м³/сут.

S = , (4.2)

где Х - глубина от устья скважины, на которой требуется определить

давление, м.

Средняя по интервалу расчета температура определяется как

Тср = , (4.3)

где Ту - устьевая температура. К;

Тх - температура на глубине X, К.

Температура на заданной глубине Х рассчитывается по уравнению:

Тх = Ту + Г · Х, (4.4)

где Г - геотермический градиент, К/м;

= 1,325 · 10-12 · l · (е2S - 1), (4.5)

где d₁ - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;

l - коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий в общем случае от числа Re потока газа и шероховатости стенок труб е. В общем случае число Re представляет собой отношение сил инерции к силам вязкости:

Rе = , (4.6)

где V - скорость движения газа, м/с;

n - кинематическая вязкость, м²/с.

Таблица 4.1 - Исходные данные для определения числа Рейнольдса

Показатель	Внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, d₁·10^-2, м
	2,54	4,03	5,03	6,22	7,59	10,03
e	10^-2	7,5·10^-³	6,0·10^-³	4,8·10^-³	4,0·10^-³	3,0·10^-³
l	0,028	0,027	0,026	0,025	0,024	0,023
Q_min, 3,76,515,028,037,570,0

Расчеты по распределению давления по стволу газовой скважины производят в зоне турбулентной автомодельности, где l не зависит от числа Re и выбирается из таблицы 4.1.

Для определения распределения температуры газа по стволу работающей скважины используется уравнение вида:

Т_х = Т_пл - Г · Н - DТ · е^-^a^Н + . (4.7)

DТ = D_i_пл · (Р_пл - Р_з) . (4.8)

a = . (4.9)

f(t) = ln , (4.10)

где Р_пл, Р_з, Р_у - пластовое, забойное и устьевое давления, МПа;

Н - глубина скважины, м;

D_i - дифференциальный коэффициент Джоуля-Томпсона в трубе, К/МПа;

Г - геотермический градиент, К/м;

Ср - изобарная теплоёмкость газа при среднем давлении Рср и пластовой температуре Тпл, кДж/кг·м;

Di пл - дифференциальный коэффициент Джоуля-Томпсона в горной породе, К/МПа;

Rc - наружный радиус эксплуатационной колонны, м;

Rк - радиус контура питания, м;

G - массовый расход газа, кг/с;

Сп - объёмная теплоёмкость горных пород, кДж/м3·К;

t - суммарное время работы скважины, с;_пл - толщина перфорированной части продуктивного пласта, м;

lп - теплопроводность горных пород, кВт/(м·К);

Ам - термический эквивалент работы, кДж/кг·м (Ам = 1/102 кДж/кг·м).

После проведения расчетов производится построение графических зависимостей.

.1 Температурный режим промысловых и магистральных газопроводов

Этот режим определяется путем расчета распределения температуры по длине трубопровода на основе формулы Шухова В.Г. с учётом теплообмена движущегося природного газа с грунтом.

Обобщенная формула, учитывающая теплообмен с окружающей средой, эффект Джоуля - Томсона и влияние рельефа трассы имеет следующий вид:

t = t0 + (tn - t0) · e-xj - Di · . (4.11)

j = , (4.12)

где t, t⁰ - температура соответственно природного газа в газопроводе и окружающей среде;

tn - начальная температура природного газа;

х - расстояние от начала газопровода до заданной точки;

Di - коэффициент Джоуля - Томсона;

p₁, p₂ - давление в начале и конце газопровода;- длина рассматриваемого газопровода;

g - ускорение свободного падения;

Dz - разность отметок по высоте конечной и начальной точек;

Ср - теплоёмкость газа при постоянном давлении;

k - коэффициент теплопередачи в окружающую среду;- диаметр газопровода;

r- плотность природного газа;

Q - объёмный расход природного газа.

Для газопроводов горизонтального подземного расположения выражение упрощается и принимает следующий вид:

t = t0 + (tn - t0) · e-xj - Di · . (4.13)

Наблюдения и многочисленные расчёты показывают, что температура природного газа в процессе его движения в этом случае плавно приближается к температуре грунта.

Выравнивание температур газопровода и грунта определяется многообразием факторов. Расстояние, где различие в температурах природного газа и грунта становится не ощутимой, определяется по уравнению (4.6) при условии, что t = t0, x = x. Тогда

х₀ = . (4.14)

Следует отметить, что на указанном расстоянии от начала газопровода может прекратиться или прекращается выпадение влаги, при условии, что температура постоянна, а давление снижается.

Определение зоны конденсации паров воды в магистральных газопроводах зависит от того, с каким значением точки росы природный газ поступит в него, т.е. от начала конденсации паров. Если точка росы природного газа будет выше начальной температуры газа, то жидкость будет выделяться на начальном участке газопровода, в той зоне, где температура природного газа равна точке росы. Определение точки начала конденсации паров воды определяют при t = tтр:

x_тр = lnDi{(p₁- p₂) + (t_n - t⁰) · j_l) / (Di (p₁ - p₂) + (tтр - t⁰) · j_l)}, (4.15)

где t_т_p - точка росы природного газа, °С;

Х_тр - расстояние по трассе газопровода, t = t_т_p.

Температура газа в точке, равной температуре окружающей среды в конечной зоне газопровода, рассчитывается по выражению (4.13).

.2 Расчёт распределения давления и температуры по стволам работающих скважин на месторождении имени Р. С. Мирзоева

Для расчёта распределения равновесной температуры гидратообразования, давления и температуры, по стволам работающих и простаивающих скважин месторождения им. Р. С. Мирзоева, по методике, изложенной в пункте 4.1, была составлена программа в среде Turbo Pascal (см. приложение А), исходные данные, для которой приведены в таблице 4.2, а результаты расчётов приведены в таблицах 4.3 -4.16. На рисунках 4.1 - 4.6 показаны зависимости давлений и температур от глубины скважины.

Анализ факторов, влияющих на изменение температуры по стволу скважин, показывает, что тепловой режим в процессе разработки изменяется, и с уменьшением дебита для данного примера температура понижается (рисунок 4.1 - 4.6). Необходимо отметить, что значения величин теплоемкостей газа в пластовых условиях и скважине определяемые из графиков и по приближенным формулам не соответствуют справочным данным, а последние в свою очередь дают более приемлемые результаты с промысловой информацией и достаточно точно отражающие реальные цифры.

Таблица 4.2 - Исходные данные для расчёта Р и Т в стволе скважины

Показатели	Номер скважины
	57	63	12	8	5	18	21	13	60	48	43	28	50	73
Время работы скв.(сутки)	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4
Теплоемкость горной породы, кДж/м³К	290	291	304	293	305	289	282	291	290	291	295	292	290	303
Давление на устье скв., МПа	11,4	14,3	13,5	10,9	15,7	12,8	10,8	13,7	14,4	14,4	14,5	12,3	13,9	16,1
Дебит скв., тыс.м³/сут	130	210	135	180	140	310	200	185	325	90	235	143	170	110
Глубина скв., м	2800	3703	4500	3600	4048	4432	4487	3874	3659	3721	4300	4801	4027	3902
Толщина пласта, м	45	47	44	41	43	41	50	46	42	44	51	48	47	45
Радиус скв., м	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108	0,108
Радиус контура питания, м	250	250	250	250	250	250	250	250	250	250	250	250	250	250
Внутренний диаметр НКТ, м	0,062	0,062	0,062	0,062	0,062	0,062	0,062	0,062	0,062	0,062	0,062	0,062	0,062	0,062
Устьевая температура, К	290	291	304	293	305	289	289	291	290	291	295	292	290	303

Таблица 4.3 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 57

Расстояние от забоя, м	Простаивающая			Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	14,45	362,16	285,66	14,21	352,75	285,52
360	14,1	356,07	285,46	13,95	346,95	285,366
720	13,75	350,69	285,26	13,68	341,36	285,29
1080	13,4	344,16	285,05	13,41	334,84	285,06
1440	13,05	337,25	284,84	13,13	328,04	284,89
1800	12,7	330,18	284,62	12,86	321,14	284,72
2160	12,35	323,05	284,40	12,57	314,19	284,54
2520	11,99	315,87	284,16	12,29	307,21	284,36
2880	11,63	308,67	283,92	12	300,21	284,17
3240	11,27	301,45	283,66	11,7	393,22	283,96
3600	10,9	293	283,40	11,4	290	283,76

Таблица 4.4 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 63

Расстояние от забоя, м	Простаивающая			Работающая			Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	21,54	358,15	288,86	19,13	357,96	287,90
370,3	21,04	349,26	288,67	18,66	352,64	287,70
740,6	20,53	340,38	288,47	18,19	347,18	287,50
1110,9	20,01	331,49	288,26	17,71	340,94	287,28
1481,2	19,48	322,6	288,05	17,24	334,44	287,07
1851,5	18,94	313,71	287,82	16,76	327,83	286,84
2221,8	18,38	304,83	287,58	16,28	321,19	286,61
2592,1	17,81	295,94	287,33	15,79	314,52	286,36
2962,4	17,21	287,05	287,05	15,3	307,83	286,11
3332,7	16,6	278,17	286,77	14,81	301,13	285,85
3703	16	285	286,47	14,3	291	285,57

Таблица 4.5 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 12

Расстояние	Простаивающая			Работающая
от забоя, м	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	20,73	363,15	288,55	18,69	362,36	287,72
450	20,16	356,85	288,32	18,17	357,85	287,49
900	19,59	350,55	288,09	17,64	352,8	287,25
1350	19,03	344,25	287,86	17,12	347,33	287,01
1800	18,46	337,95	287,62	16,6	341,76	286,77
2250	17,88	331,65	287,36	16,08	336,16	286,51
2700	17,31	325,35	287,10	15,56	330,54	286,25
3150	16,74	319,05	286,83	15,04	324,9	285,97
3600	16,16	312,75	286,55	14,53	319,26	285,70
4050	15,58	306,45	286,26	14,02	313,61	285,41
4500	15	298	285,95	13,5	304	285,11

Таблица 4.6 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 8

Расстояние от забоя, м	Простаивающая			Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	16,96	363,15	286,94	14,45	362,16	285,65
360	16,59	355,95	286,76	14,1	356,07	285,46
720	16,21	348,75	286,579	13,75	350,69	285,25
1080	15,83	341,55	286,38	13,4	344,16	285,05
1440	15,44	334,35	286,18	13,05	337,25	284,84
1800	15,05	327,15	285,98	12,7	330,18	284,62
2160	14,65	319,95	285,76	12,35	323,05	284,39
2520	14,25	312,75	285,54	11,99	315,87	284,16
2880	13,84	305,55	285,31	11,36	308,67	283,91
3240	13,43	298,35	285,07	11,27	301,45	283,66
3600	13	288	284,80	10,9	293	283,39

Таблица 4.7 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 5

Расстояние от забоя, м	Простаивающая			Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	23,23	369,15	289,46	20,97	368,45	288,64
404,8	22,68	362,47	289,27	20,45	363,3	288,44
809,6	22,13	355,79	289,07	19,94	357,37	288,24
1214,4	21,57	349,11	288,87	19,42	350,9	288,02
1619,2	21	342,43	288,65	18,9	344,3	287,81
2024	20,43	335,75	288,43	18,37	337,65	287,58
2428,8	19,86	329,07	288,20	17,85	330,98	287,35
2833,6	19,28	322,4	287,97	17,32	324,3	287,11
3238,4	18,7	315,72	287,72	16,78	317,61	286,85
3643,2	18,11	309,04	287,46	16,24	310,91	286,59
4048	17,5	298	287,19	15,7	305	286,32

Таблица 4.8 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 18

Расстояние от забоя, м	Простаивающая			Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	20,96	364,15	288,64	18,71	363,57	287,25
443,2	20,4	356,17	288,42	18,12	357,62	287,47
886,4	19,83	348,19	288,19	17,53	351,5	287,20
1329,6	19,26	340,22	287,96	16,95	344,26	286,93
1772,8	18,68	332,24	287,71	16,37	336,57	286,65
2216	18,09	324,26	287,45	15,78	328,69	286,36
2659,2	17,49	316,28	287,18	15,19	320,72	286,05
3102,4	16,88	308,31	286,90	14,6	312,7	285,74
3545,6	16,27	300,33	286,60	14	304,66	285,40
3988,8	15,64	292,35	286,29	13,4	296,59	285,05
4432	15	283	285,95	12,8	289	284,68

Таблица 4.9 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 21

Расстояние от забоя, м	Простаивающая			Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	18,26	364,15	287,53	15,42	363,2	286,17
448,7	17,76	356,07	287,31	14,95	356,93	285,93
897,4	17,26	348	287,08	14,49	351,27	285,67
1346,1	16,75	339,92	286,84	14,03	344,61	285,42
1794,8	16,23	331,84	286,58	13,57	337,64	285,15
2243,5	15,71	323,77	286,32	13,11	330,55	284,87
2692,2	15,19	315,69	286,05	12,65	323,41	284,59
3140,9	14,65	307,61	285,76	12,19	316,23	284,29
3589,6	14,11	299,54	285,46	11,73	309,03	283,98
4038,3	13,56	291,46	285,14	11,27	301,81	283,66
4487	13	283	284,80	10,8	291	283,32

Таблица 4.10 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 13

Расстояние от забоя, м	Простаивающая			Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	20,76	363,15	288,56	18,43	362,67	287,60
387,4	20,27	355,4	288,37	17,97	357,69	287,40
774,8	19,77	347,65	288,17	17,51	351,7	287,19
1162,2	19,27	339,91	287,96	17,04	345,01	286,98
1549,6	18,76	332,16	287,75	16,58	338,13	286,76
1937	18,24	324,41	287,52	16,11	331,18	286,53
2324,4	17,72	316,66	287,29	15,64	324,21	286,29
2711,8	17,18	308,91	287,04	15,16	317,22	286,04
3099,2	16,63	301,17	286,78	14,68	310,22	285,78
3486,6	16,08	293,42	286,51	14,2	303,2	285,51
3874	15,5	283	286,22	13,7	291	285,23

Таблица 4.11 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 60

Расстояние от забоя, м	Простаивающая			Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	21,71	363,15	288,92	18,73	362,69	287,73
365,9	21,23	355,47	288,74	18,24	356,21	287,52
731,8	20,74	347,78	288,55	17,75	351,04	287,30
1097,7	20,24	340,1	288,36	17,25	344,56	287,07
1463,6	19,74	332,41	288,168	16,76	337,46	286,84
1829,5	19,22	324,73	287,94	16,26	330,06	286,60
2195,4	18,7	317,05	287,72	15,76	322,5	286,35
2561,3	18,17	309,36	287,49	15,25	314,86	286,08
2927,2	17,63	301,68	287,25	14,74	307,17	285,81
3293,1	17,07	293,99	286,99	14,22	299,44	285,52
3659	16,5	286	286,72	13,7	291	285,23

Таблица 4.12 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 48

Расстояние от забоя, м	Простаивающая			Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К
0	21,88	363,15	288,98	19,06	362,95	287,87
374,2	21,38	355,29	288,80	18,62	356,21	287,69
748,4	20,87	347,43	288,60	18,18	349,35	287,49
1122,6	20,36	339,58	288,40	17,73	342,05	287,29
1496,8	19,84	331,72	288,20	17,27	334,64	287,08
1871	19,31	323,86	287,98	16,81	327,2	286,87
2245,2	18,77	316	287,75	16,34	319,74	286,64
2619,4	18,22	308,14	287,51	15,87	312,26	286,40
2993,6	17,66	300,28	287,26	15,39	304,77	286,16
3367,8	17,09	292,43	287,00	14,9	297,28	285,90
3742	16,5	286	286,72	14,4	291	285,62

Таблица 4.13- Результаты расчёта давления и температуры в скважине 43

Расстояние от забоя, м	Простаивающая			Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	22,66	366,15	289,2666505	20,24	365,6	288,3607081
430	22,08	358,41	289,0586628	19,68	360	288,1356435
860	21,49	350,67	288,8414066	19,11	354,03	287,8998849
1290	20,9	342,93	288,6181019	18,55	347,17	287,6613121
1720	20,3	335,19	288,3844518	17,98	340,02	287,4109655
2150	19,69	327,45	288,1397184	17,41	332,77	287,1525533
2580	19,07	319,71	287,8830773	16,83	325,47	286,8807736
3010	18,45	311,97	287,617953	16,26	318,14	286,6043964
3440	17,81	304,23	287,3347626	15,68	310,8	286,3130417
3870	17,17	296,49	287,0412074	15,09	303,44	286,0053903
4300	16,5	286	286,7219284	14,5	295	285,685467

Таблица 4.14 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 28

Расстояние от забоя, м	Простаивающая			Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	20,8	366,15	288,57	17,63	365,55	287,25
480,1	20,2	357,99	288,34	17,1	359,05	287,01
960,2	19,6	349,83	288,10	16,57	352,76	286,75
1440,3	18,99	341,66	287,84	16,04	345,84	286,49
1920,4	18,37	333,5	287,58	15,51	338,75	286,22
2400,5	17,75	325,34	287,30	14,98	331,6	285,94
2880,6	17,12	317,18	287,01	14,44	324,42	285,65
3360,7	16,48	309,02	286,71	13,91	317,21	285,35
3840,8	15,83	300,86	286,38	13,38	310	285,04
4320,9	15,18	292,69	286,05	12,84	302,76	284,71
4801	14,5	282	285,685467	12,3	292	284,3655474

Таблица 4.15 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 50

Расстояние от забоя, м	Простаивающая			Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	20,39	363,15	288,4199362	19,02	362,79	287,8620182
402,7	19,89	355,1	288,2207844	18,53	357,2	287,652659
805,4	19,38	347,04	288,0124242	18,04	349,96	287,4376888
1208,1	18,86	338,99	287,794255	17,55	342,1	287,2167984
1610,8	18,34	330,93	287,5699856	17,05	334,1	286,9849494
2013,5	17,81	322,88	287,3347626	16,54	326,05	286,7413508
2416,2	17,27	314,83	287,0877895	16,03	317,98	286,4901222
2818,9	16,72	306,77	286,828174	15,51	309,9	286,2255999
3221,6	16,16	298,72	286,5549119	14,98	301,81	285,9467032
3624,3	15,59	290,66	286,2668677	14,44	293,72	285,6522061
4027	15	282	285,9574056	13,9	290	285,3464834

Таблица 4.16 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 73

Расстояние от забоя, м	Простаивающая			Работающая
	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К	Давление, МПа	Температура, К	Температура равнов-я, К
0	24	289,72	21,55	362,85	288,86
390,2	23,44	355,74	289,53	21,03	356,53	288,66
780,4	22,87	348,32	289,341	20,51	349,52	288,46
1170,6	22,29	340,91	289,13	19,98	342,07	288,25
1560,8	21,71	333,49	288,92	19,45	334,53	288,04
1951	21,12	326,08	288,70	18,91	326,95	287,81
2341,2	20,51	318,67	288,46	18,36	319,35	287,57
2731,4	19,9	311,25	288,22	17,8	311,74	287,33
3121,6	19,28	303,84	287,97	17,24	304,13	287,07
3511,8	18,65	296,43	287,70	16,66	296,5	286,79
3902	18	288	287,41	16,1	287	286,52

Рисунок 4.1 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования по стволу простаивающей скважины 57

Рисунок 4.2 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования по стволу работающей скважины 57

Рисунок 4.3 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования по стволу простаивающей скважины 12

Рисунок 4.4 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования по стволу работающей скважины 12

Рисунок 4.5 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования по стволу простаивающей скважины 8

Рисунок 4.6 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования по стволу работающей скважины 8

С помощью расчётов мы определили давление и температуру по стволу работающей и простаивающей скважин, а так же забойные и устьевые давления и температуры необходимые нам для исследования распределения давления и температуры в начале и конце шлейфа. При построении графиков распределения давления, температуры и температуры равновесия наглядно видно, что гидратов в скважинах не образуется. Аналогичную картину мы видим и с другими скважинами.

5 5. Расчет расхода метанола на УКПГ

Произведем расчет потребного количества метанола, как ингибитора гидратообразования, подаваемого на устья скважин. Так как система сбора скважинной продукции лучевая, то будем рассчитывать шлейфы каждой скважины.

5.1 Гидравлический и тепловой расчет шлейфа

) Определим псевдокритические параметры Рпк и Тпк.

Псевдокритическая температура:

Тпк= (5.1)

Псевдокритическое давление:

Рпк= (5.2)

) По известным данным Тпк и Рпк определим приведенные параметры газа при нормальных и рабочих условиях:

Тпр=; Рпр=, (5.3)

Тпр=;Рпр=. (5.4)

1) 1) По графикам Брауна-Катца приложение Б, рисунок Б.1 определяем значения коэффициентов сверхсжимаемости газа при нормальных Zn и рабочих Zp условиях.

2) Секундный расход газа:

q=. (5.5)

3) Рассчитываем фактическую скорость газа в шлейфе:

w=. (5.6)

4) Определим коэффициент теплообмена между газом и стенкой трубы:

=, (5.7)

где l -коэффициент теплопроводности грунта;

h- расстояние от поверхности земли до оси трубы.

5) Общий коэффициент теплопередачи для наземного трубопровода

К,

6) Плотность газа при нормальных условиях р, кг/м³

7) Плотность газа в рабочих условиях:

. (5.8)

) Зная компонентный состав газовой смеси, входящих в нее компонентов газовой смеси, определяем ее абсолютную вязкость

) По графикам приложение Б, рисунок Б.2, используя значение , определяем вязкость природного газа для рабочих условий.

) Определяем число Рейнольдса:

Re = . (5.9)

11) В зависимости от условий работы труб определяем коэффициент шероховатости Кш для труб.

12) Определим коэффициент гидравлического сопротивления:

=0,067Ì (5.10)

13) Рассчитываем удельную теплоемкость природного газа при атмосферном давлении и рабочей температуре.

14) Определяем поправку к теплоемкости при рабочем давлении из графика приложение Б, рисунок Б.3 - С, и прибавляем ее к величине теплоемкости при атмосферном давлении:

С=С+С. (5.11)

15) Определим параметр Шухова:

а=. (5.12)

16) Средняя температура газа на расчетном участке:

Т =Тгр +, (5.13)

где Т гр- температура грунта, К.

17) Определим давление газа на входе в УКПГ:

Р=, (5.14)

где -относительная плотность газа :

=, (5.15)

где ρ_в =1,29 кг/м - плотность воздуха при стандартных условиях.

18) Определим среднее давление в шлейфе:

Р=. (5.16)

) По графику приложение Б, рисунок Б.4 находим обобщенную функцию коэффициента Джоуля-Томпсона .

20) Вычислим коэффициент Джоуля-Томпсона

D=. (5.17)

21) Определим температуру газа на входе в УКПГ:

Т=Тгр+(Т-Тгр)e-D (5.18)

Рассчитаем конечные температуры и давления (температуры и давления на входе в УКПГ) в шлейфах каждой скважины. Расчет произведен на ЭВМ в программе Excel. Программа приведена в приложении В, результаты расчета сведены в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Результаты гидравлического и теплового расчета шлейфов

Номер скважины	Р_у, МПа	Т_у, К	Q, млн.м³/сут	L, км	Р_к, МПа	Т_к, К
						лето	зима
57	11,4	290	0,130	2,1	11,35	283,4	279,9
63	14,3	291	0,210	7,5	13,94	280,4	278,5
12	13,5	304	0,135	5,2	13,39	282	276,8
8	10,9	293	0,180	2,4	10,79	285,4	282,3
5	15,7	305	0,140	7,1	15,56	280,8	275,3
18	12,8	289	0,310	6,9	12,01	280,6	276,5
28	12,3	292	0,145	2,9	12,22	283,3	279,4
21	10,8	289	0,200	2,8	10,64	283,3	280,1
13	13,7	291	0,185	3,0	13,58	283	279,6
60	14,4	290	0,325	7,4	13,57	281	276,9
48	14,4	291	0,090	3,5	14,37	280,7	275,5
43	14,5	295	0,235	3,4	14,3	286,2	283,1
73	16,1	303	0,110	12,1	15,97	279	273
50	13,9	290	0,170	3,6	13,79	280,6	278,6

Рассмотрим шлейф скважины 73, образуются ли в нем гидраты, и найдем место их образования. Для этого найдем температуры газа по длине шлейфа и построим кривую ее распределения. Построим также кривую температуры гидратообразования. Ордината точки пересечения этих двух кривых и будет местом гидратообразования в шлейфе, рисунок 5.1.

Данные для построения кривых приведены в приложении Г.

Из графика видно, что уже на расстоянии 500-600 метров от скважины могут образовываться гидраты, и целесообразно подавать ингибитор гидратообразования на устье скважины. Положение с шлейфами остальных скважин аналогично.

Рассчитаем потребное количество ингибитора гидратообразования подаваемого на устья скважин.

.2 Расход ингибитора гидратообразования

Расчет расхода метанола при подготовке и транспорте природного газа производится по РД 39-3-636-81 "Методика расчета норм расхода метанола на подготовку, транспорт природного и нефтяного газа" при известных параметрах:

суточный объем газа Q, м³/сут.,

начальное и конечное давление в газопроводе Р₁ и Р₂, МПа;

относительная плотность газа (по воздуху) θ;

- начальная и конечная температура Т1 и Т2, ⁰С;

Рисунок 5.1 - Распределение температуры газа по шлейфу

конденсатный фактор GК, кг/1000м³ газа;

концентрация свежего метанола С₁, % вес.

Определяется влагосодержание газа в начале и конце участка:

, (5.19)

, (5.20)

где А₁ и А₂ - влагоемкость идеального газа при атмосферном давлении, г/м³;

В₁ и В₂ - коэффициент, показывающий разницу влагосодержания реального и идеального газов, г/м³ .

Определяется среднее давление на участке:

. (5.21)

По графику из приложения Д определяем равновесную температуру Т гидратообразования при среднем давлении Р_ср и плотности газа θ ⁰С.

Находим величину снижения равновесной температуры:

DТ=Т- Т2. (5.22)

Определяем концентрацию метанола в конце участка С₂, вес %. (концентрацию отработанного метанола), которая обеспечивает снижение равновесной температуры гидратообразования на величину DТ:

С₂=32 /(1220+32ÌDТ). (5.23)

По графику Д.2 приложения Д определяем коэффициент a для давления Р2 и Т2.

Определяем количество метанола, необходимое для насыщения газообразной среды:

. (5.24)

По таблице 5.2 определяем растворимость метанола в конденсате СК при концентрации С₂, % вес.

Определяем количество метанола, необходимое для насыщения конденсата:

. (5.25)

Определяем норму расхода на технологический процесс по формуле:

. (5.26)

Для предотвращения гидратообразования на Сахалинских промыслах в шлейфах скважин в место образования гидратов производят подачу метанола или применяют метод повышения температуры перекачиваемого газа. Шлейфы заглублены в грунт.

Таблица 5.2 - Растворимость метанола в углеводородном конденсате ( С_К ) в зависимости от содержания реагента в жидкой водной фазе ( С₂ ), % вес

С₂	С_К	С₂	С_К
10	0,10	56	0,82
12	0,12	58	0,86
14	0,14	60	0,90
16	0,16	62	0,94
18	0,18	64	0,98
20	0,22	66	1,00
22	0,24	68	1,06
24	0,16	70	1,12
26	0,30	72	1,16
28	0,32	74	1,22
30	0,36	76	1,26
32	0,40	78	1,30
34	80	1,36
36	0,44	82	1,40
38	0,48	84	1,42
40	0,52	86	1,48
42	0,56	88	1,54
44	0,60	90	1,62
46	0,64	92	1,68
48	0,66	94	1,76
50	0,70	96	1,82
52	0,72	98	1,86
54	0,78	100	1,90

Расчет произведен для шлейфов скважин месторождения имени Р. С. Мирзоева на ЭВМ в программе Excel. Программа приведена в приложении Е.

В программе произведен расчет потребного количества метанола для предотвращения гидратообразования в шлейфах на участке устье скважин - УКПГ. Расчет произведен для зимнего и летнего периодов. Данные расчета приведены в таблице 5.3.

Принимая, что на летний период приходится 100 дней в году, а остальные на зимний, при коэффициенте запаса равном 1,3 потребность УКПГ в метаноле в год составляет 836 тонн.

На практике расход метанола на УКПГ за 2000 г составил 1125 тонн.

Из разности значений, рассчитанного потребного и расходованного, можно утверждать, что метанол подается на устья скважин в избытке

Таблица 5.3 - Данные расчета расхода метанола

Номер скважины	Р_у, МПа	Т_у, К	Q_г, млн.м³/сут.	L, км	Суточный расход метанола, кг/сут.
					Зима	Лето
57	11,4	290	0,130	2,1	96,3	64,5
63	14,3	291	0,210	7,5	136,2	77,0
12	13,5	304	0,135	5,2	230,6	146,4
8	10,9	293	0,180	2,4	130,6	85,8
5	15,7	305	0,140	7,1	245,3	158,2
18	12,8	289	0,310	6,9	165,5	115,3
28	12,3	292	0,145	2,9	75,0	35,1
21	10,8	289	0,200	2,8	97,9	55,5
13	13,7	291	0,185	3,0	109,2	74,7
60	14,4	290	0,325	7,4	266,0	170,4
48	14,4	291	0,090	3,5	80,7	47,4
4	14,5	295	0,235	3,4	85,3	30,5
73	16,1	303	0,110	12,1	163,6	90,3
50	13,9	290	0,170	3,6	92	47,6
Σ					1974,2	1198,8

6. Анализ себестоимости добычи газа в НГДУ ”Катанглинефтегаз”

.1 Себестоимость товарной продукции - основной технико-экономический показатель

Себестоимость продукции - обобщающий показатель, в котором находят своё отражение все стороны производственно-хозяйственной деятельности предприятия. Он в значительной степени определяет уровень таких важнейших показателей деятельности газодобывающего предприятия, как прибыль и рентабельность.

Снижение себестоимости продукции имеет большое народнохозяйственное значение. Оно обеспечивает увеличение объёма национального дохода, уровня материального благосостояния трудящихся, создание условий для снижения розничных цен. Снижение себестоимости продукции является основным источником внутрипроизводственных накоплений, полученных в результате эффективного использования всех видов ресурсов и средств труда.

Пути и направления снижения себестоимости продукции определяют на основе детального анализа затрат на добычу газа. Экономический анализ имеет огромное значение при контроле за уровнем затрат на производство и динамикой себестоимости. Экономический анализ себестоимости продукции осуществляется по элементам затрат, статьям калькуляции. Кроме этого производится анализ влияния технико-экономических факторов на уровень себестоимости продукции, как на стадии разработки плана, так и по результатам его выполнения. Основной задачей экономического анализа является: выявление резервов снижения себестоимости продукции и определение путей их использования для целей перспективного планирования и получения дополнительной прибыли.

На основании выводов после анализа себестоимости, мы планируем затраты на будущие периоды с учётом выявленных резервов снижения.

Все производственно - хозяйственные операции предприятия связаны с осуществлением затрат: на рабочую силу, материальных, капитальных на поддержание и расширение применения основных средств, а так же накладных.

Затраты на рабочую силу и материалы носят регулярный характер; они практически всегда непосредственно связанны с основной деятельностью предприятия по производству продукции. Все эти затраты и составляют себестоимость продукции.

Себестоимость продукции представляет собой стоимостную оценку используемых в процессе производства продукции, природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии, основных фондов, трудовых ресурсов, а так же других затрат на её производство и реализацию. Сущность себестоимости как экономической категории состоит в стоимостном возмещении производственных затрат на средства производства и оплату труда работников.

В практической деятельности принято различать следующие виды себестоимости:

индивидуальная себестоимость - это затраты на производство продукции в конкретных условиях отдельно взятого предприятия;

цеховая себестоимость - это все затраты, производимые в цехах предприятия при изготовлении продукции;

производственная (фабрично-заводская) себестоимость - это не только все основные затраты на производство продукции, но и затраты по управлению и обслуживанию производства;

паяная себестоимость - это все затраты предприятия на производство продукции, его обслуживание и управление, а также по реализации продукции. Следовательно, в полную себестоимость все затраты.

Себестоимость бывает плановой и фактической (отчётной). Плановая себестоимость представляет собой устанавливаемые предприятием максимально допустимые затраты на изготовление продукции в плановом периоде. Фактическая, себестоимость характеризует размер действительно затраченных средств на выпущенную продукцию. Кроме выше перечисленных видов себестоимости, принято выделять фирменную себестоимость, себестоимость реализованной продукции и т.д.

Структура себестоимости характеризуется составом и соотношением отдельных элементов и статей расходов в общих затратах на производство продукции.

6.2 Методы планирования себестоимости

В качестве исходных данных для планирования себестоимости добычи газа используют показатели плановой добычи газа, научно обоснованные нормы затрат труда и материально - технических средств, показатели плана по труду и заработной плате, плана повышения эффективности производства.

При планировании себестоимости продукции газодобывающего предприятия определяют: себестоимость всей сравнимой и реализуемой товарной продукции, себестоимость единицы различных видов продукции.

На практике используются три метода планирования себестоимости.

) Нормативный - он предполагает наличия комплекса стоимостных и натуральных норм и нормативов, охватывающие все виды затрат и номенклатуру продукции по всем подразделениям предприятия.

В рыночной экономике этот метод планирования себестоимости должен стать основным, однако в настоящее время он применяется не столь широко из-за отсутствия соответствующей нормативной базы.

) Параметрический - он применяется лишь там, где можно установить непосредственную зависимость между производственными параметрами и затратами на производство. Такие зависимости устанавливаются на основе трудоемких корреляционных методов. Формулы недолговечны и с развитием техники, технологии, организации производства и с применением природных климатических условий - эти формулы должны корректироваться и это не менее трудоемкая задача. Поэтому параметрический метод в настоящее время также широко не используется.

) Пофакторный - требует значительно меньшего объема информации, обеспечивает удовлетворенность, точность результатов и позволяет оценить роль технико-экономических факторов, влияющих на уровень затрат. Этот метод широко используется во всех отраслях промышленности. При использовании этого метода поэтапно переходят от себестоимости единицы в базисном году С0 к плановой ее величине в планируемом году С1.

На первом этапе представляют общую сумму затрат на планируемый год в условиях базис:

З₁=Q₁ÌС₀, (6.1)

где Q₁ - объем производства продукции в плановом году;

С₀ - себестоимость одной продукции в базисном году.

На втором этапе рассчитывают влияние различных факторов согласно плану повышения эффективности производства и определяют величину изменения затрат ΔЗ - это самый трудоемкий и ответственный этап. На третьем этапе определяют общую сумму планируемых затрат:

З₁=З₁(+-)ΔЗ. (6.2)

На четвертом этапе рассчитывается планируемая себестоимость одной продукции, а также рассчитывают процесс снижения себестоимости.

С₁=З₁/Q₁; С=ΔС₁ /С0 Ì100 - 100. (6.3)

Если планируемая себестоимость единицы продукции С₁ выше, чем установленный сверху предельный уровень затрат на нее, то на предприятии ведется поиск дополнительных резервов по ее снижению.

.3 Классификация затрат

В зависимости от используемого признака группировки применяются две основные системы классификации затрат:

по экономическим элементам;

по статьям калькуляции.

Группировка затрат на производство по экономическим элементам дает возможность определить общую потребность предприятия в материальных ресурсах, общую сумму амортизации основных фондов, затраты на оплату труда и прочие денежные расходы. Поэтому эту группировку затрат применяют не только для определения затрат на весь объём производства продукции и услуг, но и для планирования и нормирования оборотных средств и увязки плана по себестоимости другими разделами плана социального и экономического развития.

Вместе с тем, используя группировку по элементам затрат нельзя определить себестоимость единицы продукции. Для этой цели служит группировка затрат по калькуляционным статьям расходов. В отличие от экономических элементов затрат калькуляционные статьи расходов формируются с учётом места их возникновения, назначения, особенности технологии и организации производства. Последнее существенно влияет на номенклатуру калькуляционных статьей расходов различных отраслей промышленности.

Добыча природного газа.

) Расходы на энергию по извлечению газа.

) Расходы по искусственному воздействию на пласт.

) Расходы на оплату труда производственных рабочих.

) Отчисления в социальные фонды.

) Амортизация скважин.

) Расходы по сбору и транспортировке газа.

) Расходы по технологической подготовке природного газа.

) Расходы на содержание и эксплуатацию скважин и оборудования.

) Отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы.

) Платежи за право пользования недрами.

) Цеховые расходы.

) Общепромысловые расходы.

) Прочие производственные расходы.

) Коммерческие расходы.

Большинство калькуляционных статей расходов, связанных либо с непосредственным осуществлением определенного производственного процесса, либо с организацией и управлением производством и реализацией продукции. Подобная группировка дает возможность проводить технико-экономический анализ факторов, влияющих на уровень себестоимости продукции, по конкретным участкам производства, а на основе этого анализа выявляются резервы снижения себестоимости.

Следует отметить, что для выявления природы затрат и путей снижения себестоимости продукции, еще статьи расходов группируют по следующим признакам:

по способу отнесения их на себестоимость продукции (прямые и косвенные);

- в зависимости от характера их изменения при изменении объема участию в производственном процессе (основные и накладные);

по составу (одноэлементные и комплексные).

По каждой статье отражаем экономию или перерасход, а так же по каждой статье находим причины экономии или перерасхода.

.4 Анализ себестоимости добываемого газа

В целом по отраслям снижение себестоимости может быть обеспечено различными структурными изменениями. Предприятия вырабатывают один и тот же вид продукции с разной себестоимостью. Это зависит и от состава сырья, и от структуры предприятия, и от показателей его работы.

Для определения наиболее существенных и рациональных путей снижения себестоимости продукции в каждом конкретном случае необходим постоянный детальный анализ структуры себестоимости и ее динамика.

Анализ структуры себестоимости продукции позволяет правильно определить пути ее снижения. Так, если в себестоимости продукции большую долю составляют затраты на сырьё, то и наибольшее её снижение может быть достигнуто в результате увеличения выхода продукции и сокращение потерь. Практически все мероприятия для этой цели будут экономически оправданы. При большей доле условно-постоянных расходов основной фактор снижения себестоимости - увеличение объёма переработки сырья

Расчет себестоимости газа произведен в табличном процессоре Excel и приведен в таблице 6.1.

Из таблицы 6.1 видно, что наибольшие затраты на добычу газа приходятся на расходы по содержанию и эксплуатации оборудования - 25,3 %, расходы по сбору и транспортировке газа - 24,7 %, общепромысловые расходы - 20,1 %. Исходя из этого, необходимо предусматривать мероприятия по обеспечению более эффективной работы предприятия с целью снижения затрат по данным статьям, и, следовательно, себестоимости продукции.

Таблица 6.1 - Калькуляция себестоимости добычи газа по НГДУ “Катанглинефтегаз”

Параметр	2000 год		Структура затрат, %
	газ природный		2000 г.
	всего	на ед.
Расходы на оплату труда производственных рабочих	3201	5,27	2,8
Отчисления на соц. Нужды	1250	2,06	1,1
Амортизация скважин	9437	15,55	8,2
Расходы по сбору и транспортировке газа	28453	46,87	24,7
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	29108	47,95	25,3
Плата за недра	13528	22,28	11,8
Цеховые расходы	6500	10,71	5,6
Общепромысловые расходы	23192	38,20	20,1
Прочие производственные расходы	347	0,57	0,3
Производственная себестоимость А) валовой продукции	115016	189,47	-
Б) товарной продукции	87613	189,12	-
Внутрипроизводственный оборот	27403	-	-
Добыча газа, тыс. м³	607053	-	-
Товарный газа, тыс. м³	463273,7	-	-
Собственные нужды, тыс. м³	143779,3	-	-

7. Безопасность и экологичность проекта

.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности при подготовке газа к транспорту в НГДУ “Катанглинефтегаз”

Инженерно-технические решения предлагаемые в дипломном проекте будут использоваться в НГДУ “Катанглинефтегаз”, поэтому их безопасность и экологичность будет оцениваться по уровню безопасности достигаемому в НГДУ.

Опасности, возникающие в процессе эксплуатации газопромыслового оборудования в НГДУ “КНГ”

При эксплуатации промыслового оборудования и технологических установок обслуживающий персонал подвергается следующим опасностям:

отравление токсичными парами сероводорода, сернистого ангидрида, метана, выбросами в окружающую среду химических веществ;

пожаро-взрывоопасность веществ (углеводородов, метана, сероводород с соединением воздуха очень взрывоопасен);

электроопасность (из-за неисправности линий электропередач);

переохлождение и обморожение в результате пониженной температуры воздуха рабочей зоны;

- травмируемость из-за недостаточного освещения рабочих мест;

- ЧС и их последствия.

К опасным производственным факторам, встречающимися на промыслах ГКМ, можно отнести наличие в воздухе вредных газов и паров. Вредные вещества, встречающиеся на УКПГ - это метанол, диэтиленгликоль а также природный газ, основную часть которого составляет метан. Действие вредных веществ, применяемых на производстве, на организм человека зависит от токсичных свойств самого вещества, его концентрации и продолжительности воздействия.

Отравление возможно при вдыхании газа с воздухом. Отравление можно установить по следующим признакам: учащение пульса, ослабление внимания, увеличение объёма вдыхания.

Для предотвращения отравления и удушения парами различных токсичных газов предусмотрены средства индивидуальной защиты рабочих и служащих.

.2 Мероприятий по обеспечению производственной безопасности

.2.1 Обеспечение пожарной безопасности

Пожарная безопасность УКПГ соблюдаться в соответствии с требованиями "Правил пожарной безопасности в газовой промышленности" (ППБВ-85), утвержденных приказом Мингазпрома от 12 сентября 1984 г. № 192.

Наружное пожаротушение на УКПГ им. Р.С. Мирзоева осуществляется от кольцевой сети водопровода Ду150 через незамерзающие пожарные гидранты. Необходимый подпор и расход воды в сети создаются стационарными насосами насосной оборотного водоснабжения.

Внутреннее пожаротушение осуществляется с помощью автоматической установки локального комбинированного пожаротушения и пожарной сигнализации, а также от кранов внутреннего пожарного водовода

Автоматическая локальная комбинированная установка пожаротушения (КУП) предназначена для обнаружения очага пожара, выдачи сигнала о пожаре, подачи и распределения огнетушащих веществ на защищаемое оборудование (насосы и емкости) и тушения пожара. В качестве огнетушащих веществ приняты порошок и распыленная вода.

Ниже приводятся отличительные особенности технологических решений, характеризующие специфику производства и местные климатические условия.

С учетом отдаленности района строительства в проектах зданий и сооружений применены стальные конструкции рам с заполнением стен алюминиевыми панелями типа ЗБК Миннефтегазстроя.

Наружные ограждающие конструкции зданий с производствами категории А предусмотрены легкосбрасывающимися при воздействии взрывной волны.

Ответственность за обеспечение пожарной безопасности на газодобывающем предприятии несет в соответствии с действующим законодательством руководитель объекта (начальник установки).

Ответственность за пожарную безопасность отдельных цехов, участков, складов и других производственных подразделений несут ИТР установки.

Инструкции о мерах пожарной безопасности разрабатываются начальниками подразделений, согласовываются с местной пожарной охраной и утверждаются главным инженером предприятия «КНГ». Утвержденные инструкции вывешиваются на видных местах для изучения.

Производственные и подсобные помещения установки, сооружения и склады должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения и пожарным инвентарем в соответствии с действующими нормами.

7.2.2 Обеспечение электробезопасности

В целях обеспечения электробезопасности выбор электрооборудования, приборов контроля и кабелей произведен в зависимости от категории производства. Так же повышению безопасности способствует оборудование молниезащитой зданий и сооружений промысла, заземление объектов, способных накапливать статическое электричество. Заземление электрооборудования предусмотрено в соответствии с ”Указаниями по проектированию силового электрооборудования промышленных предприятий”.

Эксплуатация и ремонт электрооборудования УКПГ должны вестись при соблюдении действующих Правил устройства электроустановок (ПУЭ-98), Правил технической эксплуатации (ПТЭ) электроустановок и Правил техники безопасности при обслуживании электроустановок (ПТБ-86).

Выполнение типичных видов работ по эксплуатации электроустановок (оперативное обслуживание, осмотры, ремонт, монтаж, испытание, профилактическая наладка и др.) регламентируются в зависимости от величины рабочего напряжения (I класс до 1000 В, II класс более 1000В).

.2.3 Обеспечение безопасности эксплуатации герметичных систем, находящихся под давлением

Сепараторы, аппараты очистки и осушки газа, работающим под давлением 0,07 МПа и выше, эксплуатируются в соответствии с “Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением“. Запрещается подключать скважину к установке подготовки газа если система не находится под давлением равном давлению в газовом сепараторе. Для предупреждения фонтанирования газовой скважины в процессе бурения обвязка устья включает противовыбросовое оборудование - превентор. Для обслуживания верхней части фонтанной арматуры (осмотр, смена штуцеров, исследование скважины) сооружается металлическая площадка с рифленым полом, лестницей с перилами, обеспечивая удобное и безопасное ведение работ в любом месте фонтанной арматуры. При появлении первых признаков газопроявления, при проведении электрических или перфорационных работ, в скважине необходимо прекратить ведение работ. Поднять оборудование на поверхность. В случае необходимости обрубить кабель. Закрыть противовыбросовую задвижку. Установить непрерывное наблюдение за давлением в межтрубном и трубном пространстве.

При фонтанировании газом или газоконденсатом, при отсутствии технических возможностей по закрытию устья скважины, немедленно прекратить все работы в загазованной зоне. Остановить двигатель внутреннего сгорания, потушить свет. Запретить пользоваться стальным инструментом, курение и другие действия, ведущие к возникновению искр. Удалить людей в безопасное место, выставить посты и запретить движение транспорта и людей на прилегающих к фонтану дорогах. Для предотвращения загорания фонтана вводить в фонтанную струю и на металлоконструкции максимально-возможное количество водяных струй.

При эксплуатации промыслового оборудования опасность для обслуживающего персонала обусловлена необходимостью обслуживания оборудования и установок в любых метеоусловиях, на открытых площадках, в ночное время суток. Большое влияние на здоровье и работоспособность человека оказывает шум, который возникает при движении газа в оборудовании, в насосных, в цехах УКПГ, при исследованиях и продувке скважин. При ежедневном воздействии на человека шум может привести к нарушению нормальной деятельности нервной и сердечно-сосудистой систем. Уровень звука не должен превышать нормируемого по ГОСТ 12.1.003-76 - для рабочих мест не более 90 дб.

На случай превышения давления сверх предусмотренного технологическим режимом оборудование оснащено предохранительными клапанами. Вся принятая запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах, транспортирующих газ, конденсат, метанол, ДЭГ, соответствует 1 классу герметичности затвора, а предохранительная аппаратура по 1 классу по ГОСТ 12532-88.

.2.4 Производственная санитария

Основным нормативным документом, определяющим санитарно - гигиенические требования являются "Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий".

На каждого работающего предусмотрен объем производственных помещений не менее 15 м³, а площадь не менее 4,5 м², высота производственных помещений не менее 3,2 м. Полы в помещениях ровные и нескользкие.

Оборудование и площади санитарно - бытовых помещений (гардеробные, умывальные, помещения для сушки спецодежды, туалеты, помещения для отдыха, приема пищи) соответствуют санитарным нормам. Помещения бытового назначения оборудованы водопроводом, канализацией, электрическим освещением, вентиляцией, отоплением.

Все производственные помещения категории А оборудованы приточно-вытяжными вентиляционными установками, а также системами аварийной вентиляции, предусмотрена естественная вентиляция.

Общеобменная приточно-вытяжная вентиляция предусмотрена для создания воздухообмена внутри производственных помещений во время ведения технологического процесса. Забор воздуха вентиляционными установками производится через воздухозаборную камеру.

На случай массового выделения в технологических цехах паров и газов, способных образовывать взрывоопасные концентрации в смеси с воздухом, предусмотрена аварийная вентиляция.

На рабочих местах установлена достаточная освещенность, равномерное распределение яркости, отсутствие резких теней, постоянство освещенности во времени.

Работники газодобывающих предприятий снабжаются спецодеждой и спецобувью общего назначения: костюм (комбинезон) хлопчатобумажный, плащ непромокаемый, сапоги (ботинки) кирзовые или резиновые, рукавицы брезентовые, костюм утепленный для метеоусловий - со сроками носки в месяцах согласно Норм. В особом климатическом поясе, к которому относится и Сахалинская область, дополнительно к теплой спецодежде выдаются: шапка-ушанка, рукавицы меховые, валенки. Для работающих на открытом воздухе в летнее время предусматривается дополнительная выдача костюмов защитных от гнуса, обладающих репелентными (отпугивающими) свойствами.

Кроме спецодежды и спецобуви общего назначения работникам для выполнения определенных видов работ выдаются дополнительно: защитные очки различных типов, защитные щитки и маски для одновременной защиты глаз и лица, средства защиты органов дыхания (респираторы, противогазы), средства защиты органов слуха (вкладыши, наушники, шлемы), предохранительные пояса ВР и ВМ, защитные каски, электрозащитные средства (диэлектрические перчатки, галоши, боты), защитные пасты и мази.

При монтаже и эксплуатации приборов с радиоактивными изотопами необходимо руководствоваться «Санитарными правилами работы с радиоактивными веществами с источниками ионизирующих излучений».

7.3 Защита рабочих, служащих и инженерно-технического комплекса предприятия в ЧС

.3.1 Комплекс профилактических мероприятий

На хозяйственных объектах, не отнесенных к категории потенциально опасных, заблаговременно создают, оснащают и обучают необходимые формирования. Основными задачами органов контроля за обстановкой на хозяйственных объектах является:

) своевременное обнаружение химического, радиоактивного, биологического и других видов заражения, опасности возникновения пожаров, взрывов и затоплений;

) оповещение руководящих органов РСЧС, рабочих, служащих и .населения об опасных природных явлениях, авариях и катастрофах;

) постоянный контроль за развитием чрезвычайной ситуации и получение необходимых данных для определения размеров очагов поражения, зон заражения или затопления.

Для оповещения об опасности возникновения чрезвычайной ситуации могут быть использованы:

средства связи для должностных лиц;

технические средства массовой информации (радио, телевидение, радиотрансляционные сети, почта и т.д.);

электрические сирены, световые табло и указатели;

вспомогательные средства (колокола, сигнальные ракеты и флажки, гудки транспортных средств, удары в рельсы и др.).

На каждом предприятии, в учреждении или организации составляют следующую документации для планирования действий по предупреждению и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций:

) план работы комиссии по чрезвычайным ситуациям, а при ее отсутствии, план работы отделало дедам ГО и ЧС;

) план действий по предупреждению и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций природного и производственного характера;

) комплект документов планирования и учета обучения работников объекта по вопросам ГО и ЧС;

) приказ председателя комиссии по чрезвычайным ситуациям (руководителя предприятия или учреждения) о финансовом и материальном обеспечении мероприятий, заложенных в планах.

Порядок обучения действиям в чрезвычайных ситуациях определен постановлением Правительства Российской Федерации № 738 от 24 июля 1995 года.

Основной задачей подготовки является практическое усвоение всеми категориями обучаемых их обязанностей в чрезвычайных ситуациях. Каждая категория обучаемых имеет свою программу обучения, которая реализуется с помощью наиболее эффективных форм и методов подготовки.

Подготовка населения, занятого в сферах производства и обслуживания и не входящего в состав сил РСЧС, осуществляется путем проведения занятий по месту работы и самостоятельного изучения действий в чрезвычайных ситуациях согласно рекомендуемым программам с последующим закреплением полученных знаний и навыков на учениях и тренировках

Подготовка учащихся общеобразовательных учреждений и учреждений начального, среднего и высшего профессионального образования осуществляется в учебное время по образовательным программам в области защиты от чрезвычайных ситуаций.

.3.2 Способы защиты рабочих и служащих в ЧС

Одним из основных способов защиты является использование коллективных защитных сооружений. Руководящие органы РСЧС заблаговременно организуют накопление необходимого фонда защитных сооружений и содержание их в исправности. Защитные сооружения, предназначенные для укрытия рабочих и служащих хозяйственных объектов и населения, строятся на территории предприятия, учреждения и в жилых районах населенных пунктов одновременно с возведением новых зданий или при переоборудовании подходящих помещений, в ранее построенных зданиях, сооружениях. Приемку защитного сооружения осуществляет специальная комиссия, в которую обязательно включаются представители органов ГСЧС данного района. Большинство защитных сооружений используется для хозяйственных нужд или для обучения населения действиям в чрезвычайных ситуациях. За каждым защитным сооружением закрепляется звено или группа обслуживания, назначается комендант, который организует периодическую проверку работоспособности оборудования и состояния помещений.

Накопление средств индивидуальной защиты и медицинских средств также необходимо осуществлять до возникновения чрезвычайных ситуаций. Поэтому городские и районные органы ГСЧС выявляют потребность в средствах индивидуальной защиты и медицинских препаратов, составляют и отсылают заявки на них, организуют их приобретение хозяйственными объектами, учебными заведениями другими учреждениями и неработающим населением.

Противогазы накапливаются в количестве, равном числу жителей населенного пункта или численности работников хозяйственного объекта, формирования сил РСЧС обеспечиваются противогазами на 110% (10% - резерв на случай неисправности противогаза).Для больных, находящихся в лечебных учреждениях, закладывается на хранение количество противогазов, составляющее 60% от койко-мест медицинского учреждения.

На хозяйственных объектах и в учреждениях средства индивидуальной защиты и медицинские средства хранятся на складах, причем место хранения выбирается с таким расчетом, чтобы обеспечить выдачу средств защиты в кратчайшие сроки.

При организации защиты населения в- чрезвычайных ситуациях (ЧС) используют три способа: эвакуация населения, укрытие в защитных сооружениях и применение средств индивидуальной защиты. В планах действий по предупреждению и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций эти способы защиты используют как по от дельности,так и в различных сочетаниях в зависимости от конкретных условий.

.3.3 Обеспечение защиты инженерно-технического комплекса в ЧС

Хозяйственные объекты в чрезвычайных ситуациях природного или техногенного. военно-политического характера могут получить разрушения, на их территории могут возникнуть пожары, зоны химического, радиоактивного или биологического заражения. При этом возможны поражение и гибель людей, животных и растений. Поэтому обеспечение устойчивости работы хозяйственных объектов в чрезвычайных ситуациях является одной из важных задач российской системы предупреждения и действий в чрезвычайных ситуациях.

Устойчивость работы хозяйственного объекта - это способность его в чрезвычайных ситуациях выполнять свои функции или производить продукции в объёмах, достаточных для обеспечения жизнедеятельности населения. Устойчивость работы хозяйственного объекта в чрезвычайных ситуациях определяется следующими факторами:

1) надежность защиты работников от поражающих факторов, действующих при возникновении и развитии чрезвычайной ситуации;

) физической устойчивостью инженерно-технического комплекса объекта к воздействий поражающих факторов;

) надёжностью снабжения хозяйственного объекта электроэнергией, сырьём, водой, газом;

4) готовностью хозяйственного объекта к проведению аварийно-спасательных и других неотложных работ,

Единая государственная система предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций (РСЧС обеспечивает устойчивую работу хозяйственных объектов по двум направлениям:

использование специальных стандартов и норм на стадии проектирования и строительства новых хозяйственных объектов .населенных пунктов;

внедрение комплекса мероприятий по повышению устойчивости работы функционирующих объектов.

.3.4 Подготовка к проведению аварийно-спасательных и других неотложных работ при ликвидации последствий ЧС

Успешное проведение АСДНР достигается:

1) грамотной организацией работ;

) непрерывным ведением разведки и добыванием ею достоверных данных в установленные сроки;

) быстрым вводом сил и средств в очаги поражения и зоны заражения ,затопления;

4) высокой выучкой, сознательностью и психологической стойкостью сил РСЧС;

) непрерывным управлением, четкой организацией и взаимодействием сил и средств, привлекаемых к работам, а также всесторонним их обеспечением.

7.4 Мероприятий по охране окружающей природной среды

.4.1 Контроль состояния и охрана атмосферного воздуха

Атмосферный воздух в районе газовых месторождений НГДУ “КНГ” загрязняется главным образом такими вредными веществами как окись углерода и окислы азота, содержащимися в продуктах сгорания природного газа, используемого для собственных нужд с целью получения тепловой и электрической энергии, энергии для работы газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций; для подогрева продукции скважин в путевых подогревателях.

Окись углерода и окислы азота выбрасываются в атмосферу также с продуктами сжигания природного газа при продувке шлейфов, отработке скважин.

Следующим по значимости источником загрязнения атмосферного воздуха являются выбросы автотранспорта, отработанные выхлопные газы которых содержат в своем составе окись углерода, окислы азота, углеводороды и другие вредные вещества.

В целях обеспечения содержания вредных веществ в приземном слое атмосферы в количествах не превышающих их предельно-допустимую концентрацию в воздухе, по каждому стационарному источнику выбросов расчетным путем (с учетом рассеивания) определены максимальные величины предельно допустимых выбросов (ПДВ ).

Основные мероприятия, проводимые в НГДУ “КНГ” по охране атмосферного воздуха включают в себя:

контроль выхлопных газов автотранспорта на дымность, содержание окиси углерода с целью последующей регулировки двигателей для снижения концентрации вредных веществ в выбросах до нормативных величин ;

- контроль дымовых газов котельных, технологических печей и других стационарных источников выбросов на содержание окиси углерода, окислов азота для установления оптимальных режимов сжигания природного газа и уменьшения концентрации указанных вредных веществ;

утилизацию промстоков путем закачки их в поглощающие горизонты вместо сжигания с природным газом.

7.4.2 Контроль состояния и мероприятия по охране водных объектов

К основным источникам загрязнения водоемов относятся неочищенные хозяйственно-бытовые стоки, промстоки, образующиеся при добыче и подготовке природного газа, содержащие метанол, диэтиленгликоль, нефтепродукты, компоненты пластовой воды, а также ливневые стоки загрязненные вредными веществами, находящимися в атмосферном воздухе и почве.

Промышленные стоки, содержащие значительные количества загрязняющих веществ, не поддающихся эффективной очистке, утилизируются закачкой в пласт, а в аварийных случаях сжигаются .

Эффективность очистки сточной воды постоянно контролируется работниками технологической лаборатории охраны окружающей среды.

Регулярному контролю подвергается вода близлежащих рек, являющихся местом нереста лосося.

.4.3 Мероприятия по охране почв, рекультивации земель

Почвы Севера Сахалина способны в значительной степени аккумулировать загрязняющие вещества, что ведет к загрязнению поверхностных вод и представляет серьезную угрозу загрязнения природных водоемов. Так, например, углеводородные загрязнители (нефтепродукты )- стойкие химические соединения, способные длительное время сохраняться в различных природных средах. Восстановление растительного покрова (биоценоза) на нарушенных при обустройстве месторождений землях, естественным путем происходит длительное время - в течение 90-100 лет.

С целью охраны почв и предотвращения их загрязнения осуществляются следующие мероприятия:

захоронение твердых бытовых отходов, утилизация строительных отходов производится на специальных полигонах ; складирование металлолома - на отдельно отведенных площадках ;

хранение горюче-смазочных материалов, метанола, диэтиленгликоля производится в емкостях, установленных на бетонированных площадках с надежной гидроизоляцией и обваловкой;

передвижение по тундре тяжелой техники разрешается только в зимний период; ведомственной лабораторией предприятия планомерно производится контроль экологического состояния территории промыслов, промзоны, жилых поселков.

7.4.4 Методы борьбы с выбросами в атмосферу

Основными источниками выбросов в атмосферу оксида углерода и диоксида, серы являются печи технологических установок, свечи газомоторных компрессоров, факельные системы. Сероводород выбрасывается в атмосферу в основном через эжекторы барометрических конденсаторов, на градирнях, очистных сооружениях и из резервуаров. Необходимое условие предотвращения загрязнения атмосферы аварийными газовыми выбросами - строгое соблюдение параметров определенных регламентами технологических процессов. Кроме того, вследствие высокой коррозионной активности серосоединений оборудование и трубопроводы выполняются из специальных сероводородостойких конструкционных материалов и эксплуатируемых при строго ограниченном уровне напряжений этих материалов опыт эксплуатации ГКМ показал что применение специальных сталей и эксплуатация их при напряжениях на уровне 30 - 40 % предела текучести позволяет избежать разрушения оборудования при его длительной эксплуатации а агрессивных средах. Наряду с секционированием газопровода и обустройством оборудования автоматических отсекающей арматурой безопасности ограничение рабочих нагрузок позволяет достигнуть высокой степени надежности оборудования и предотвращает загрязнение атмосферы аварийными газовыми выбросами.

На территории производственного объекта предусматривается наличие, как газоопасного оборудования, так и сооружений, которые могут быть источниками выбросов в атмосферу вредных веществ. В соответствии с нормативами технологического проектирования для предотвращения попадания углеводородных газов в производственные помещения и атмосферу на УКПГ проектом предусмотрена полная герметизация всего оборудования, аппаратов и трубопроводов. В связи с этим отсутствуют систематические выбросы в атмосферу газов и жидкости. Возможны лишь периодические выбросы из аппаратов в атмосферу перед остановкой их на ремонт или в аварийных случаях. При этом количество сбросных газов незначительно и практически атмосфера не засоряется.

В процессе эксплуатации установки находящиеся под давлением в аппаратах и трубопроводах газообразные продукты могут поступать в атмосферу за счет:

- периодических сбросов в атмосферу перед остановкой оборудования на ремонт;

сброса газа, предусмотренного технологическим режимом.

Основными мероприятиями по борьбе с загрязнением атмосферного воздуха промышленными выбросами является:

применение герметичного внутризаводского транспорта пылящих и выделяющих газы материалов;

отказ от применения складов и резервуаров открытого типа для складирования отходов производства и продуктов (огарка, извести, золы, кислоты и др.);

повышение обшей культуры производства: внедрение механизации и автоматизации производственных процессов, своевременный и качественный ремонт оборудования, его герметизация и др.

Из всего вышесказанного можно сделать вывод, что в НГДУ “Катанглинефтегаз” поддерживается достаточно высокий уровень обеспечения производственной безопасности, защиты в ЧС и экологичности производства. Поэтому при внедрении в работу НГДУ инженерно - технических решений, предлагаемых в данном дипломном проекте, будет обеспечен достаточно высокий уровень безопасности и экологичности.

Список использованных источников

месторождение шлейф скважина газ

1. Бекиров Т. М., Шаталов А. Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986 - 261 с.

2 Коротаев Ю. П., Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Сарисян Л.М. Подготовка газа к транспорту. - М.: Недра, 1976 - 368с.

1. Требин Ф. А., Макогон Ю. Ф., Басниев К. С. Добыча природного газа. - М.: Недра, 1976 - 368с.

2. Золотов Г. А., Аниев З. С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. - М.: Недра, 1980.

3. Коротаев Ю.П., Маргулов Р. Д.Добача, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х томах. - М.: Недра, 1984 - 360с.

4. Николин В. И., Майлак Е. С.Охрана окружающей среды в горной промышленности, Киев - “Вица школа”, 1987.

5. Отчёт по производственной деятельности НГДУ “КНГ” - Ноглики., СахалинНИПИморнефть, 2000 - 64с.

6. Технологический регламент работы УКПГ имени Р. С. Мирзоева - Ноглики.: СахалинНИПИморнефть, 2000-60с.

7. Проект опытно - промышленной эксплуатации месторождения имени Р. С. Мирзоема - Ноглики.: СахалинНИПИморнефть, 1997 - 119с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(обязательное)

Программа для расчёта давления и температуры по стволу работающей скважины

Uses Crt;{ Скважина 32}

Const Rc=0.108; {радиус

скваж,м}0=0.0133{К/м};Ьр=0.002;Сп=2590;Ат=0.01;Нр1=6{м};Нс=1350{m}

а=0,12{МПа/(тыс.мЗ/сут)} ;b=0.001502 {(МПа/тыс.м3/сут)2};tau=1 ;Ppl=9.07 {М

Пa};Tpl⁼273+26.5{K};Rk=200{м).;

Pst=0.1033;Tst=273+5.3;=10;l⁼0.005{м};Dvn==0.062;{м}q=94.5;{тыc.м3}

Type Vect = Array [ 1.. 10] of real;=array[0..numpomt] of real;=Array[ 1. .9] of string,t,bl,bO,del,Pgrl,pgr2,det, Pp,Pz,tu,pu,AO,Alfa ,c0,f0,al,bl,rl,tux : Real;:vectst;Pxs,Pxd,hx,pud,pus,pzs,pzd,xl,tl,pl,Tr : vecti; и : vect;,kk,err: integer;1,2;

{$I a:\zzll.pas}

{$I a:\cpm.pas}

{$I a:\Ror.pas}

{$I a:\tempr.pas}

{$I a:\temptz.pas}

{$I a:\dpi.pas}

{$I a:\mye.pas}Davlenie(Q:Real;st:vectst;u:vect;kk,numpoint:integer; var,Pl,tl:vectl;eir:integer);

Продолжение приложения Аfl, pz,tz,Pxl, Px21,px22, PSR,x, TSR, z, S,,Txl,tx21,tx22,epsil,lam,Re,my : Real;,dp,ro,dps:real; i : Integer; err 1: boolean;1,2,3;:=sqrt(Pp\*Pp\-a*q-b*q*q);:=Cpm((ppl+pz)/2,Tpl,st,u,kk),:=Dpi((ppl+pz)/2,Tpl,st,u,kk);:=Ror(0.1013,293,st,u,kk);:=TempTz(tau,pz,ppl,tpl,Q,cp,dp,Ro);:=Cpm((ppl+pz)/2,(Tpl+Tz)/2,st,u,kk);:=Dpi((ppl+pz)/2,(Tpl+Tz)/2,st,u,kk);:=Ror(0.1013,293 ,st,u,kk);:=TempTz(tau,pz,ppl,tpl,Q,cp,dp,Ro);:=Cpm((ppl+pz)/2,(tz+Tpl)/2,st,u,kk);:==Dpi((ppl+pz)/2,(tz+Tpl)/2,st,u,kk);:=Ror(0.1013,293,st,u,kk);[0]:=Pz;Xl [0]:=0;tl [0]:=tz;x:=hc/numpoint;:=pz;txl:=tz;i:=l to numpoint do1 [i] :=Hc/numpoint*i;:=:pxl;tx21:=txl;

: TSR:-(Txl+Tx21)/2;Psr:-(px21+pxl)/2;:=2*L/Dvn;my:=mu(pst,tst,st,u,kk);Re:=l 777*Q*ro/(l .205*Dvn*my/l 0);:=ln(10)*0.25/sqr(ln(6.81/(exp(0.9*ln(re)))+7.41/epsil));:=kz(psr,tsr,st,u,kk);:=(0.03415*Ro*x)/(z*TSR);

Продолжение приложения А

Teta:=0.01413e-10*lam*z*z*tsr*tsr*(exp(2*s)-l)/(Dvn*Dvn*Dvn*Dvn*Dvn);(Pxl *Pxl-teta*q*q)<0 then begin err:=l ;goto 3;enderr:=0;:=sqrt(Pxl*Pxl-teta*q*q)/exp(s);:=Cpm((px 1+px22)/2,(tx 1+Tx21 )/2,st,u,kk);:=Dpi((pxl+px22)/2,(txl+Tx21)/2,st,u,kk);:=Tempr(tau,px22,Pz,ppl,x*i,tpl,hc,Q,cp,dp,dps,Ro);abs(Px22-Px21)>le-5thentx21 :=Tx22;Px21 :=Px22;goto 1 ;end[i]:=Px22;:=^:Cpm((pxl+px22)/2,(txl+Tx22)/2,st,u,kk);:=Dpi((pxl +px22)/2,(tx 1 +Tx22)/2,st,u,kk);:=Tempr(tau,px22,Pz,ppl,x*i,tpl,hc,Q,cp,dp,dps,Ro);

Т1[i]:=ТХ22;:=Tx22;Pxl :=px22;end;;

:end;Tgid(p,t,b,bl :real):real;(t-273)>0 then Tgid:=18.47*(ln(p)/ln(10))-B+18.65+273;(t-273)<=0 then Tgid:=58.5*(ln(p)/ln(10))+Bl-59.32+273;;

{Основная программа}

BEGIN

CIrScr;

st[l]:='мeтaн'; u[l]:=0.9959;

Продолжение приложения А[2]:='этан'; u[2]:=0.0019

{st[3]:="; u[3]:=0;}

st[3] :='изобутан' ;u[3] :=0.0001;[4]:='углекислый газ'; u[4]:=0.0014;

{st[5]:='бутан'; u[5]:=0.00003;}

st[5J:='aзот' ;u[5]:=0.0007;:=5;q<(9-a+sqrt(a*a-4*b*( 1 -ppl*ppl)))/(2*b) then(Q,st,u,kk,numpoint,X 1 ,P 1 ,t 1 ,err);err=l then goto 2;;:=Ror(0.1013,293 ,st,u,kk);(0.55<=del)and(del<0.6)then:=2507.1*del*del-3072.6*del+958.65;:=6357.1*del*del-7907.3 *del+2511.9;;(0.6<=del)and(del<0.71) then:=255.24*del*del-368.45*del+146.78;:=797.7*del*del-1150.55*del+458.62;;(del>0.71)then:=8.3054*del*del-24.823*del+27.275;:=36.771*del*del-100.16*del+96.455;:i:=0 to numpoint do:=pl[i];t:-tl[i];[i]:=Tgid(p,t,bO,bl);;i:=0 to numpoint do(' x=',xl[i]:7:2,' p=',pl[i]:7:2,' t=^l,tl[i]:7:2,'.Tг=^l,Tr[i]:6:2);('q=',q,'=',tl [numpoint] :6:2,'tz=',tl [0]:6:2,'tru=',tr[numpoint]:6:2,'trz=',tr[0]:6:2);;

: Readin;

END.

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

(обязательное)

Рисунок Б.1 - Зависимость коэффициента сжимаемости газа от псевдоприведенных параметров

Рисунок Б.2 - Зависимость вязкости газа от приведенных параметров

Рисунок Б.3 - Зависимость удельной теплоемкости от приведенных параметров.

Рисунок Б.4 - Зависимость функции коэффициента Джоуля - Томсона от приведённых давления и температуры

ПРИЛОЖЕНИЕ В

(обязательное)

Таблица В.1 - Тепловой и гидравлический расчёт шлейфа скважины 57

Наименование	Обозначение	Единицы измерения	Значение
1	2	3	4
Исходные данные
Расход газа	Q	Млн.м³/сут.	0,13
Длина газопровода	L	кг	2,1
Температура газа в начале участка	Tн	К	290
Температура грунта	То	К	273
Давление в начале газопровода	Рн	МПа	11,4
Внутренний диаметр газопровода	dвн	мм	98
Толщина стенки	δст	мм	8
Наружный диаметр газопровода	dн	Мм	114
К-т теплоотдачи от трубопровода в грунт	αт	Вт/(м²град.С)	8,63
Глубина заложения оси газопровода от пов-ти грунта	h	Мм	1500
Шероховатость	Кш	Мкм	100
К-т теплопроводности металла труб	λм	Вт/(м град.С)	50
Решение
Объёмная доля смеси	yi	%
СН₄			94,29
С₂Н₆			2,65
С3Н8			0,77
i-С4Н10			0,16
n-С4Н10			0,2
i- С5Р12			0,1
n-С5Н12			0,03
С6Н14			0
СО2			1,53
N2			0,3
Критическое давление смеси	Рк.см	МПа	4,74
Критическая температура смеси	Ткр.см	К	192,95
Приведённое давление смеси в нормальных условиях	Рпр.(норм)		0,021
Приведённая температура смеси в норм. условиях	Рпр(норм)		1,519
Приведённое давление смеси в рабочих условиях	Рпр.(раб)		2,41
Приведённая температура смеси в рабочих условиях	Тпр.(раб)		1,50
Динамическая вязкость	μ	МПа с	0,0137
Ацентрический фактор смеси газов	ω		0,095
Температура кипения при нормальных условиях	Ткип	К	116,5
К-т сверхсжимаемости в рабочих условиях	Zp		0,827
К-т сверхсжимаемости в нормальных условиях	Zн		0,997
Приведённый к-т сверхсжимаемости	Zпр		2,86
Критический к-т сверхсжимаемости	Zкр		0,289
Приведённая плотность смеси	pпp	кг/куб.м	0,561
Молекулярная масса смеси	Мсм		17,32
К-т динамической вязкости при атм.	μ0	МПа с	0,0099
Плотность газа в стационарных условиях	p	Кг/куб.м	0,773
Плотность газа при рабочих температуре и давлении	p	Кг/куб.м	106,024
Относительная плотность газа по воздуху	0,597
Удельная теплоёмкость газа при рабочем давлении и температуреγδ	Ср	кДж/(кг град.С)	3,14
Среднее значение к-та Джоуля - Томсона	Di	Град. С/МПа	3,4
Секундный расход газа	q	М³/с	0,0112
Скорость газа в шлейфе	V	М/с	1,48
К-т теплообмена между газом и стенкой труб	αвн	Вт/(м² град.С)	6,640
К-т теплопередачи	Кср	Вт/(м² град.С)	3,434
Число Рейнольдса	Re		1118581
К-т гидравлического сопротивления	λ		0,020
Параметр Шухова	α		0,4218
Средняя температура газа	Тсαр	К	284,3
Давление газа в конце шлейфа	Рк	МПа	11,35
Среднее значение давления в шлейфе	Рср	МПа	11,38
Температура газа в конце шлейфа	Тк	К	279,9

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

Таблица Г.1 - Данные для построения кривых распределения температуры газа по длине шлейфа и равновесной температуры гидратообразования

L, км	0	0,1	0,2	0,3	0,4	0,5	0,8	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Р, МПа	16,1	16,10	16,10	16,10	16,10	16,10	16,10	16,09	16,09	16,08	16,08	16,07	16,07	16,06	16,05	16,04	16,04
Т, К	303	301,7	300,4	299,2	298,0	296,9	293,8	292,0	285,0	280,6	277,8	276,0	274,9	274,2	273,7	273,4	273,2	273,1
Т_го, К	293,88	293,88	293,88	293,878	293,87	293,868	293,86	293,85	293,84	293,83	293,816	293,81	293,8	293,79	293,78	293,77	293,76	293,75

Рисунок Д.2 - Зависимость давления от значения а.

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

(обязательное)

Таблица Е.1 - Расчёт норм расхода метанола на скважине 57 зима

Наименование	Обозначение	Единицы измерения	Значение
Давление в начале газопровода	Р1	МПа	11,4
Давление в конце газопровода	Р2	МПа	11,35
Температура начальная	Т1	⁰С	17
Температура конечная	Т2	⁰С	6,9
Конденсатный фактор	Gк	кг/куб.м	0,068
Суточный объём газа	Q	тыс.куб.м/сут.	130
Среднее давление	Рср	кгс/кв.см	11,38
Влагосодержание газа (в начале участка)	W1	кг/1000куб.м	1,396
Влагосодержание газа (в конце участка)	W2	кг/1000куб.м	0,719
Равновесная температура гидратообразования	T	⁰С	20,0
Величина снижения равновесной температуры	Т⁰С13,1
Концентрация метанола в конце участка	С2	%	25,57
Отношение содержания метанола, необходимое для насыщения конденсата	16,5
Количество метанола необходимое для насыщения жидкой фазы	qжкг/1000куб.м0,318
Концентрация свежего (вводимого метанола)	С1	%	80
Количество метанола, необходимое для насыщения газообразной среды	qг	кг/1000куб.м	0,422
Растворимость метанола в конденсате	Ск	%	1,360
Количество метанола, необходимое для насыщения конденсата	qк	кг/1000куб.м	0,001
Норма расхода на технологический процесс	Н	кг/1000куб.м	0,741
Суточный расход метанола	Нсут	кг	96,31

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

(обязательное)

Рисунок Д.1 - Равновесные условия гидратообразования для газов различной плотности (по Катцу)

Гидравлический и тепловой расчет работы шлейфов на месторождении имени Р.С. Мирзоева

Гидравлический и тепловой расчет работы шлейфов на месторождении имени Р.С. Мирзоева

Перечень сокращений, условных обозначений, символов, единиц и терминов

1. Краткая геологическая характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о районе

1.3 Тектоника

1.5 Физико-химические свойства и состав пластового газа и конденсата

При составлении проекта опытно - промышленной эксплуатации в основу положены запасы, подсчитанные тематической партией ПО

“ Сахалинбургазразведка ”.

По категории С1 нефти - 1731,1 тыс. т;

свободного газа - 6613 млн. м3;

конденсата - 496 тыс. т.

По категории С2 нефти - 5502 тыс. т;

свободного газа - 4025 млн. м3;

конденсата - 324 тыс. т.

На устье скважины установлена фонтанная арматура типа

АФК - 65 - 210 ГОСТ 13846 - 84.

Обвязка скважин позволяет проводить:

поддержать режим работы скважин при заданных технологических параметрах;

Таблица 5.2 - Растворимость метанола в углеводородном конденсате ( СК ) в зависимости от содержания реагента в жидкой водной фазе ( С2 ), % вес

Таблица 6.1 - Калькуляция себестоимости добычи газа по НГДУ “Катанглинефтегаз”

7.2.2 Обеспечение электробезопасности

Похожие работы на - Гидравлический и тепловой расчет работы шлейфов на месторождении имени Р.С. Мирзоева

По категории С₁ нефти - 1731,1 тыс. т;

свободного газа - 6613 млн. м₃;

По категории С₂ нефти - 5502 тыс. т;

свободного газа - 4025 млн. м³;

Таблица 5.2 - Растворимость метанола в углеводородном конденсате ( С_К ) в зависимости от содержания реагента в жидкой водной фазе ( С₂ ), % вес