КОМПЛЕКС МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ ЯРАКТИНСКОГО НЕФТЕ-ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Введение 6
1 Геологический раздел 8
1.1 Общие сведения об Ярактинском нефтегазоконденсатном месторождении 8
1.2 Геолого-геофизическая характеристика Ярактинского месторождения 10
1.2.1 Стратиграфия и литология Ярактинского месторождения 11
1.2.2 Тектоника Ярактинского месторождения 14
1.3 Физико-гидродинамические характеристики продуктовых горизонтов Ярактинского месторождения 16
1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и воды Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения 18
1.5 Запасы нефти, газа и газового конденсата по Ярактинскому нефтегазоконденсатному месторождению 20
1.6 Факторы, осложняющие геологическое строение Ярактинского месторождения 21
2. Характеристика текущего состояния процесса подготовки нефти и газа на месторождении 23
2.1 Общие сведения по процессу подготовки нефти на ЯНГКМ 23
2.2 Производственные объекты Ярактинского месторождения 25
2.3 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, полуфабрикатов, обращающихся в технологическом процессе 26
2.4 Технологический расчет сепаратора…………………………………….
2.5 Характеристика технологической проблемы объекта подготовки нефти и газа на месторождении 31
2.5.1 Технология подготовки установки заглушек с рассматриваемой технической проблемой 31
2.5.2 Опыт зарубежных компаний 36
3. Предлагаемое решение проблемы и его обоснование 40
3.1 Описание предлагаемого решения технической проблемы 40
3.2 47
4. Экономическая часть 51
5. Раздел мероприятий по безопасным условиям труда 52
5.1. Опасные и вредные производственные факторы 52
5.2 Пожарная безопасность УПН ЯНГКМ. Системы и средства пожаротушения 57
5.3 Организация и проведение огневых работ 59
5.4 Организация и проведение газоопасных работ 64
5.5 Оценка условий труда 66
5.6 Исследование шума на рабочем месте 68
5.7 Производственное освещение 71
5.8 Расчет искусственного освещения санитарно-бытового помещения 71
Заключение 72
Список использованных источников 73

Весь текст будет доступен после покупки

Очевиден факт, что экономика современной России в силу направления развития страны является сырьевой. А значит, вопросы энергетической безопасности в системе экономической безопасности занимают приоритетное положение.Тяжелейшим вызовом для нефтегазовой отрасли и для всей экономики мира оказался 2022 год. Рассчитывать на быструю стабилизацию цен на углеводородное сырье, а так же достижение оптимального баланса спроса и предложения на рынке нефти и газа не приходится, это исходит из прогнозов на дальнейшее состояние дел в нефтегазовой отрасли.
Для нефтяных компаний в современных реалиях рынка углеводородного сырья приходится бороться за снижение себестоимости добычи и подготовки нефти и газа.Начиная с 1966 г. происходит постоянное увеличение себестоимости добычи нефти и газа. Это связано с тем, что, во-первых, многие крупные месторождения перешли на завершающую стадию разработки, сопровождающуюся значительным увеличением отбора жидкости и объемов работ по сдерживанию темпов снижения добычи нефти. Во-вторых, удорожание вызвано перемещением нефтегазодобывающих предприятий в удаленные от центра страны, необжитые районы со сложными природно-климатическими условиями. В-третьих, рост себестоимости добычи нефти и газа во многом обусловлен удорожанием буровых работ. Изыскание путей снижения себестоимости продукции какв отдельных районах, так и в отрасли в целом – важнейшая задача всей производственно-хозяйственной деятельности отрасли.
Нам известны факторы, влияющие на себестоимость подготовки добытых нефти и газа, к ним относятся: повышение технического уровня производства - механизация и автоматизация производственных процессов, внедрение прогрессивных технологий, автоматизированной системы управления, применение новых, более эффективных материалов, реагентов, видов энергии; за счет реализации продукции улучшенного качества по повышенным ценам увеличивается объем реализованной товарной продукции, что может привести к снижению затрат на 1 руб. товарной продукции; совершенствование организации производства - улучшение организации труда, совершенствование управления производством, улучшение материально-технического снабжения, ликвидация непроизводительных расходов; изменение объема и структуры производимой продукции - изменение себестоимости в зависимости от объема производства продукции происходит за счет условно-постоянных расходов - при увеличении объема производства общая сумма условно-постоянных расходов почти не изменяется; изменение природных условий и способов подготовки и переработки нефти и газа.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Геологический раздел

1.1Общие сведения об Ярактинском нефтегазоконденсатном месторож-дении

Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение (ЯНГКМ) откры-то в 1969 году, когда при испытании поисковой скважины № 5-СМ, из интервала 2160-2150 м был получен приток нефти дебитом 1,5 м3/сут, при динамическом уровне 2019 м. месторождение находится в 140 километрах северо-восточнее города Усть-Кут, в северной части Усть-Кутского и южной части Катангского районов Иркутской области. Месторождение находится в верхнем течении реки Нижняя Тунгуска, в бассейнах ее левых притоков Яракты (название пошло именно от этого) и реки Гульмок (см. рисунок 1.1).



Рисунок 1.1 – Ярактинское месторождение на обзорной карте лицензионных участков группы компаний ИНК

Недалеко от ЯНГКМ южнее на 80 км находится Марковское нефтегазоконденсатное месторождение, которое в свою очередь располагается рядом с судоходной рекой Лена, на 150 км ниже по течению от города Усть-Кут. Река Лена является важной артерией снабжения северных районов области и республики Саха (Якутия).
Так же рядом с ЯНГКМ, в 60 км, но уже на северо-востоке находится Дулисьминское месторождение, которое было открыто позже Ярактинскогов 1983 г, и в 40 км на восток расположено Аянское месторождение.
Транспортировка добываемой нефти осуществляется по трубопроводу, соединяющему месторождение с ВСТО (трубопровод Восточная Сибирь – Тихий Океан), в районе нефтеперекачивающей станции (НПС) № 7, эта транспортировка начата в 2011 году. Строительство этого трубопровода было завершено в октябре 2010года, а длина его линейной части равна 61 км. Трубопровод заканчивается на приемо-сдаточном пункте.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Альбом типовых конструкций АТК 26-18-5-93. Заглушки поворотные стальные для фланцев арматуры. Конструкция, размеры и технические тре-бования, разработан Центральным конструкторским бюро нефтеаппаратуры (ЦКБН) 01.07.1993 г.
2. Альбом чертежей внутреннего типажа. Нестандартизированные детали и узлы трубопроводов из углеродистой и легированной стали на Ру до 10 Мпа, разработан ОАО «НижегородНИИНефтепроект», Т-ММ-25-01.
3. ГОСТ 22042 – 76.Шпильки для деталей с гладкими отверстиями. Класса точности В. Конструкция и размеры, с измен. от 12.09.2008.
4. Стандарт ANSI / ASME B 16.48. Американский национальный стандарт Американского общества инженеро-механиков.
5. Межгосударственный стандарт ГОСТ 24856 – 2014. «Арматура трубопроводная. Термины и определения».
6. ГОСТ 4666 – 2015. Межгосударственный стандарт Арматура трубопроводная. Требования к маркировке от 01.03.2017 г.
7. ГОСТ 3706 – 93. Межгосударственный стандарт. Задвижки. Строи-тельные длины от 01.01.1995 г.
8. Стандарт ООО «ИНК» «Организация и проведение работ повышенной опасности» СТ.08.10, редакция 9 от 20.02.2021.
9. Технологический регламент. Установка подготовки нефти Ярактинского НГКМ, ТР.05.23 редакция 5 от 21.12.2022.
10. Стандарт ООО «ИНК» Знаки безопасности. Требования к проектированию, применению и размещению. СТ.10.10 ред.1 от 10.04.2019.
11. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила промышленной безопасности при использовании оборудования, работающего под избыточным давлением", утверждены приказом N 536 Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15 декабря 2020 года.

Весь текст будет доступен после покупки