Проект мероприятий по уменьшению теплоотдачи аппаратов воздушного охлаждения на теплоносители при положительных температурах окружающей среды

Введение 6
1 Геолого-физическая характеристика ВЧНГКМ 7
1.1 Общие сведения о месторождении 7
1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения 9
1.3 Физико – AгидродинамическаяE AAхарактеристикаE Aпродуктивных горизонтов 13
1.4 Физико-AхимическиеE AAсвойстваE Aнефти, AгазаE AAиE Aконденсата 21
1.5 AЗапасыE Aнефти, AгазаE AAиE Aконденсата 24
1.6 AФакторы,E Aосложняющие AгеологическоеE AAстроениеE Aместорождения 2
2 Система разработки месторождения 31
2.1 AСостав оборудования УПТГ 33
2.2 Описание технологического процесса подготовки газа 35
2.3 Описание конструкции аппарата воздушного охлаждения 37
2.4 Описание технических проблем АВО в летнее время на газокомпрессорной станции. 42
3 Мероприятия для повышения эффективности аппарата воздушного охла-ждения ………………………………………………………………………..45
3.1 Техническое предложение по модернизации АВО 45
3.2 AТеплотехнический расчет АВО 47
3.3 Расчет уровня снижения температуры теплоносителя 48
3.4 AОборудование необходимое для модернизации АВО 52
3.7 AПланE Aмонтажа AиспарительныхE Aпанелей. 47
3.8 AОписаниеE Aтехнологического процесса 48
4 Расчет экономической эффективности от внедрения предложенных мероприятий 54
5 Раздел мероприятий по безопасным условиям труда 58
5.1 Введение 58
5.2 Системный AанализE AAопасныхE Aи вредных AпроизводственныхE Aфакторов на планируемых Aработах.E A 59
5.3 Системный анализ проведения газоопасных работ 53
5.3 Основные виды коллективной защиты 61
5.4 Средства индивидуальной защиты 62
5.5 Микроклимат производственых помещений 63
5.6 Освещение производственных пмещений 65
5.7 Вредные вещества в воздухе рабочей зоныA 66
5.8 Безопасность производственных процессовA 67
5.9 AПожарная безопасность, электробезопасность и молнеезащита 69
5.10 Общие требования к электробезопасности 71
5.11 AОрганизация работ по охране труда на ВЧНГКМ 72
5.12 ЗЗащита от черезвычайных ситуаций 73
Заключение 75
Список AиспользованныхE Aисточников 76
Приложение А 77
Приложение Б 78
Приложение В 79
Приложение Г 80
Приложение Д 81
Приложение Е 82

Весь текст будет доступен после покупки

Компания «Верхнечонскнефтегаз» (входит в нефтегазодобывающий комплекс НК «Роснефть») произвела закачку в подземное газохранилище 2,5 млрд кубометров попутного нефтяного газа (ПНГ) с начала реализации про-граммы по его рациональному использованию. Газовое хранилище введено в эксплуатацию в 2019 году.
Технология по закачке ПНГ в хранилище впервые в Восточной Сибири была реализована на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторожде-нии. Ее уникальность заключается в накоплении попутного газа во времен-ном подземном хранилище для последующего рационального использова-ния, а не для поддержания пластового давления. Технология позволила до-вести уровень утилизации ПНГ на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении до 97%, что является одним из лучших показателей в отрас-ли.
Попутный газ, полученный в процессе добычи нефти на Верхнечон-ском месторождении, идет на технологические нужды промысла — для ра-боты газотурбинной электростанции, а также является топливом для печей нагрева нефти и котельных.
В рамках реализации проекта на Верхнечонском месторождении были построены газокомпрессорная станция мощностью более 1 млрд кубометров в год, нагнетательный газопровод протяженностью 41 км, а также шесть га-зонагнетательных скважины для закачки ПНГ. Площадь хранилища состав-ляет 330 кв. км или около четверти площади всего месторождения.

Весь текст будет доступен после покупки

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Верхнечонское месторождение распо-ложено в Катангском районе Иркутской области. Районный центр-поселок Ербогачен находится в 100 км северо-западнее месторождения, и 250 км се-веро – восточнее разведанного Ярактинского месторождения. Наиболее крупные населенные пункты расположены: г. Киренск в 250 км юго-восточнее, г. Усть-Кут в 420 км юго-западнее от Верхнечонского месторож-дения (рис. 1.1).
К юго-западу от Верхнечонского месторождения расположены Ду-лисьминское (190 км), Ярактинское (250 км) и Марковское (310 км) нефтега-зоконденсатные месторождения.
Район слабо заселен и освоен, местность покрыта труднопроходимой тайгой, сейсмически неактивен, по карте сейсмического районирования СССР (1983г.) сейсмичность на площади месторождения равна 5 баллам.
Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и жарким коротким летом, с годовым максимально-экстремальными колебаниями температур от +36 ?С до –58 ?С. Среднегодовая температура - 5,5?С. В зимний период господствует мощный антициклон с солнечной безветренной погодой. В это время происходит сильное выхолаживание приземного воздуха, что обуславливает сезонное промерзание грунтов на 1,5…2 м и островное развитие многолетней мерзлоты.
В тектоническом отношении месторождение приурочено к большой флексуре, осложняющей западный склон Пеледуйского куполовидного поднятия Непско-Ботуобинской антеклизы. Размеры флексуры 55?50 км, высота складки 80 м [4].
Разрез месторождения представлен породами кембрийской, каменноугольной и юрской систем.
Промышленные скопления углеводородов приурочены к подсолевым терригенно-карбонатным отложениям нижнего кембрия.
Промышленные притоки нефти достигают: из терригенных отложений до 230 м3/сут, газа 270 тыс. м3/сут; из преображенского горизонта – нефти до 43,2 м3/сут, газа –21,4 тыс. м3/сут и осинского – нефти 14,7 м3/сут, газа до 109,9 тыс. м3/сут. Потенциальное содержание конденсата для залежей в терригенных отложениях составляет 43,56 г/м3.
Наиболее изучены в геологическом отношении и подготовлены к про-мышленному освоению залежи углеводородов в отложениях верхнечонского и преображенского горизонтов [3].


1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения

В геологическом строении месторождения принимают участие отложения рифея, нижнего, среднего и верхнего кембрия, каменноугольной и юрской систем, которые со стратиграфическим и угловым несогласием залегают на породах фундамента архейпротерозойского возраста.
Общая толщина осадочных отложений изменяется от 1176,0 до 1729 м, не считая толщины залегающих среди них траппов. (Рис 1.2)
В нижней части усольской и в кровле мотской свит встречаются интрузии долеритов, кроме этого, пластовые интрузии долеритов встречаются в ангарской, верхоленской, тушамской и литвинцевой свитах.
В тектоническом отношении месторождение приурочено к большой флексуре, осложняющей западный склон Пеледуйской куполовидного поднятия Непско-Ботуобинской антеклизы. По кровле терригенного комплекса флексура имеет размеры 55х50 км (по изогипсе – 1200 м), высота - 80 м.
В осадочном чехле выделяются три структурных комплекса пород: подсолевой, солевой и надсолевой.
Совпадение структурных планов отмечается по поверхностям фундамента подсолевых отложений и осинского горизонта. Всё вышележащие отложения дислоцированы более сложно. Это обусловлено проявлениями соляной тектоники, внедрением пластовой интрузии долеритов и, возможно, гипергенным выщелачиванием каменных солей ангарской свиты.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. Учебное пособие для вузов, 2-е изд. , перераб. и доп. – М.: Недра, 1981. – 453
2. с. Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник/ под ред. И.П. Чоловского. – М.: Недра, 1989. – 376 с. : ил.
3. Технологическая схема разработки Верхнечонского нефтегазокон-денсатного месторождения в Иркутской области. // ОАО «ТатНИПИнефть» –
4. Бугульма. Дияшев Р. Н. и др. Технологическая схема разработки Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения в Иркутской обла-сти. Бугульма, 1998 г. 267-303 с.
5. Неустpоев В.Л. и дp. Отчет по подсчету нефти и газа Веpхнечонско-го нефтегазоконденсатного месторождения. Иркутская область, Катангский район (по состоянию на 01.06.94 г.) Отчет / Фонды ОАО «РУСИА Петpоле-ум» – Иркутск, 1994.
6. И.А. Мутугуллина. Устройство и расчет аппаратов воздушного охлаждения (АВО): учебное пособие – Бугульма:, 2017. – 80 с.
7. Браткова В. Г. , Мирошниченко А. В. и др. Дополнение к техноло-гической схеме разработки Верхнечонского нефтегазоконденсатного место-рождения: Отчет о НИР / ООО «Тюменский нефтяной научный центр» – Тю-мень, 2009.
8. СанПин 2.2.1/2.1.1.1200-03 “Санитарно-защитные зоны и санитар-ная классификация предприятий, сооружений и иных объектов”.
9. «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Утверждены Приказом Ростехнадзора от 15.12.2020 № 534 (ред. от 19.01.2022).
10. ГОСТ 12.4.011-89 "Оборудование производственное. Общие требо-вания безопасности".

Весь текст будет доступен после покупки