Сероводород-это бесцветный, горючий газ, который при низких

концентрациях имеет запах тухлых яиц. Будучи тяжелее воздуха, он может скапливаться в низких местах. На некоторых нефтяных месторождениях сероводород, в опасных концентрациях, присутствует в сырой нефти Опасность подвергнуться вредному воздействию сероводорода существует при замерах уровня жидкости в резервуарах, устранении утечек, а также при работе по очистке и ремонту сосудов и резервуаров. Сероводород –горючий газ, при горении выделяющий токсичное соединение-диоксид серы. Для обнаружения сероводорода в атмосфере используются различные виды контрольно-измерительной аппаратуры: ручные насосы с газо -анализаторными трубками, портативные электронные детекторы, стационарные и портативные системы оповещения о газовой опасности. Проверка и калибровка контрольно-измерительного оборудования должна проводиться регулярно.

Диоксид серы –бесцветный газ или низкокипящая жидкость с сильным неприятным запахом. Растворим в воде и спиртах.

Если диоксид серы появился в атмосфере рабочих мест, необходимо немедленно эвакуировать людей. Лица, участвующие в устранении источника утечки или определения, на сколько безопасно работать там, должны соблюдать все указания. Диоксид серы не горюч.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Месторождение Тенгиз Республики Казахстан имеет исключительно сложное геолого-физическое строение. Тем не менее, результаты 12-летней опытно-промышленной эксплуатации месторождения и очень большой комплекс исследовательских работ, выполненный СП «ТШО», позволяют наметить в настоящее время пути наиболее эффективного освоения этого одного из крупнейших месторождений мира.

В 1993 году СП «ТШО» добыло 1,3 млн. тонн нефти. Путем увеличения объемов добычи нефти в среднем на 14% ежегодно в 2001 году СП «ТШО» добыло 11,5 млн. тонн нефти, а в 2002 году довело объемы добычи до 12,4 млн. тонн.

Анализ текущего состояния разработки показывает, что фонд добывающих скважин на месторождении составляет 59 скважин. Средний дебит нефти по одной скважине колеблется от 372 до 750,9 т/сут. Все скважины дают продукцию чистой нефти. Основным способом эксплуатации является фонтанный.

В данном проекте были рассмотрены основные требования к системе сбора, транспорта и подготовки нефти и газа до товарной кондиции на месторождении Тенгиз.

СП «ТШО» стремится к увеличению объёмов добычи продукции путём расширения мощностей производства. К 2005 году предполагается запуск завода второго поколения и внедрение проекта закачки сырого газа, что позволит обеспечить увеличение производительности до 16 млн.тонн в год.

В дипломном проекте было предложено мероприятие по замене вертикального гравитационного сепаратора на более усовершенствованный по технологии. Экономический анализ показал, что мероприятие считается эффективным в результате снижения себестоимости на единицу продукции, уменьшения удельных капитальных вложений и получения чистой прибыли в размере 1611,2 млрд.дол. Годовой экономический эффект от внедрения данного мероприятия составит 2891746 дол.

Деятельность СП «ТШО» определяется стратегическими направлениями, позволяющими стать наиболее эффективно работающим и высокорентабельным предприятием мировой нефтяной отрасли.

Охрана окружающей среды и соблюдение правил техники безопасности является принципами работы каждого сотрудника СП «ТШО» и подрядных компаний. Каждый сотрудник считает долгом быть верным задачам охраны здоровья человека и окружающей среды.

Достижение отличных производственных показателей - залог успеха компании. Главным приоритетом является обеспечение безопасности, надежности и эффективности всего коллектива.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Литолого-физическая характеристика каменноугольных отложений Тенгизского месторождения. Стратиграфия и литология подсолевых нефтегазоносных комплексов прикаспийской впадины. Тематический сборник. УДК 551.143:551.735(574) Саратов 1991, стр 56-88.

2. И.Б. Дальян Особенности формирования Каратон-Тенгзского блока в связи с нефтегазоносносностью. Нефть и газ Казахстана. Алматы 1998

3. Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан. Постановление Правительства Республики Казахстана от 18.06.96. №745

4. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. – М..: Недра, 1986

5. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1983

6. Джиембаева К.И., Лалазарян Н.В. Сбор и подготовка скважинной продукции на нефтяных месторождениях. Алматы, 2000

7. Сыромятников Е.С., Победоносцева Н.Н. Организация, планирование и управление нефтегазодобывающими предприятиями.М.: Недра, 1987

8. Карпеев Ю.С. Безопасность труда в нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производствах. Правила и нормы. – М.: Недра, 1989

9. Панов Г.Е. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра, 1986

10. Оценка уровня загрязнения компонентов окружающей среды токсичными веществами отходов производства и расчёт лимитов их размещения на 2000 г. для СП Тенгизшевройл». Экопроект. Алматы, 1999

Приложение А

ПРОГРАММА РАСЧЕТА МИНИМАЛЬНОГО ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ ПРЕДЕЛЬНОЙ ОБВОДНЕННОСТИ И ДИАМЕТРОВ ПОДЪЕМНИКА ПРИ ФОНТАННЫХ РЕЖИМАХ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

НАЧАЛО ПРОГРАММЫ

'DEFDBLA-Z:FALSE =0:TRUE= NOT FALSE CONTINUE = TRUE

ESCAPE$=CHR$ (27) GLS:GOSUB 11000:CLS WHILE CONTINUE: CLS

REM НАЧАЛО ВВОДА ДАННЫХ

GOSUB 12000: IF CH$ =ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ G GOSUB 12500: IF CHS=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Ронпл GOSUB 13000: IF CH$=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ ROнд GOSUB 13500: IF CH$=ESCAPE1 THEN 8000 ВВЕСТИ РОв GOSUB 14000: IF CH$=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Рнас GOSUB 14500: IF CH$=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Ру GOSUB 15000: IF CH$=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Ps GOSUB 15500: IF CH$=ESCAFE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Qmax GOSUB 16000: IF CH$=ESCAFE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Qoпт GOSUB 16500: IF CH$=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ R GOSUB 17000: IF CH$=ESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ L GOSUB 17500: IF CH$^AESCAPE$ THEN 8000 ВВЕСТИ Lc

REM КОНЕЦ ВВОДА ДАННЫХ

REM НАЧАЛО ИЗМЕНЕНИЯ ДАННЫХ

CORRECT = FALSE

WHILE NOT CORRECT

LOCATE 23.20 PRINT ВЫ УВЕРЕНЫ В ПРАВИЛЬНОСТИ ДАННЫХ (Y/N)*:

I=CSRLIN:J=POS(0)

LOCATE 1.J COLOR 23:PRINT?

CORRECT$=""

WHILE CORRECTS:— ' OR INSTR (УуПпДдНн", CORRECT$) =0

CORRECT$=INPUT${ 1}

WEND

LOCATE 23.20: COLOR 7:PR1NTTAB(80) ОЧИСТКА СООБЩЕНИЯ

CORRECT=(INSTR<""УуДд»' CORRECT$) >0)

Х0= =0

WHILE NOT CORRECT AND XO=O:XO=1

Продолжение приложения А

REM НАЧАЛО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИСПРАВЛЯЕМОГО ПОЛЯ LOCATE 23,20: PRINT «КАКОЕ ПОЛЕ БУДЕМ ИСПРАВЛЯТЬ»; I=CSKRL1M: J=POS(0) LOCATE L,J: INPUT, FIELDNO$;

WHILE NOT (INT(VAL(FIELDNO$)) >0 AND INT (VAL (FIELDNO$) < =18) LOCATE LJ:PRINTTAB (80): LOCATE=1 J; INPUT. FIELDNO$ WEND

LOCATE 23 20; PRINT TAB(80): ОЧИСТКА СООБЩЕНИЯ

ON VAL(FIELDNO$)) GOSUB 12000,12500,13000,13500,14000.14500

ON VAL(FIELDNO$)-6)GOSUB 15000, 15500, 16000, 16500, 170000. 17500

IF CH$=ESCAPE$ THEN CORRECT=TRUE НАЖАТАESC

REM КОНЕЦ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИСПРАВЛЯЕМОГО ПОЛЯ WEND

В ПРОГРАММЕ ПРИНИМАЮТСЯ СЛЕДУЮЩИЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ:

1>ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ Р_З

2>УСТЬЕВОЕ ДАВЛЕНИЕ Р_У

3>ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ Р_нас

4>ПЛОТНОСТЬ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ РО_нпп

5>ПЛОТНОСТЬ ДЕГАЗИРОВАННОЙ НЕФТИ R0нд

6>ПЛОТНОСТЬ ВОДЫ ROB

7>ОБВОДНЁННОСТЬ ПРОДУКЦИИ В

8>ГАЗОВЫЙ ФАКТОР G

9>ДЕБИТ ЖИДКОСТИ НА МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ Q_max

10>ДЕБИТ ЖИДКОСТИ НА ОПТИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ Q_oiit

11>ГЛУБИНА СКВАЖИНЫ Lc

11>ВНУТРЕННИЙ ДИАМЕТР НКТ D_HKT

13>ПРЕДЕЛЬНАЯОБВОДНЕННОСТЪ Впр

14>ГЛУБИНА СПУСКА НКТ Нспуск

15>ДИАМЕТР ПОДЪЕМНИКА НА ОПТИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ Dопт

16>ДИАМЕТР ПОДЬЕНИКА НА МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ Dmax

17>МИНИМАЛЬНОЕ ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ Pzmin

18>МАКСИМАЛЬНАЯ ГЛУБИНА СПУСКА НКТ Hmах

ДЛЯ ПРОДОЛЖЕНИЯ НАЖМИТЕ ЛЮБУЮ КЛАВИШУ

ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ВЕЛИЧИНЫ ИМЕЮТ СЛЕДУЮЩИЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

1> КОЭФФИЦИЕНТ РАСТВОРИМОСТИ ГАЗА ALFA

2> ЭФФЕКТИВНЫЙ ДЕЙСТВУЮЩИЙ ГАЗОВЫЙ ФАКТОР Gэф

3>СРЕДНЯЯ ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ ROж

4> ЖИДКОСТИ В ИНТЕРВАЛЕ ОТ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ ДО БАШМАКА

НКТ ROж

Продолжение приложения А

ПРИ ВВОДЕ ДАННЫХ ОБОЗНАЧЕНИЯ В КВАДРАТНЫХ СКОБКАХ ВВОДЯТСЯ ПО УМОЛЧАНИЮ

(Т.Е ПО НАЖАТИЮ КЛАВИШИ ENTER)

ДЛЯ ПРОДОЛЖЕНИЯ НАЖМИТЕ ЛЮБУЮ КЛАВИШУ

1>ВВЕДИТЕ ГАЗОВЫЙ ФАКТОР G (Куб.м/тон) [593]:593
2>ВВЕДИТЕ R0нпл (кг/куб, м) [624]:624

3>ВВЕДИТЕ Нонд (кг/м:Куб.м) [8 0 5]: 8 0 5

4>ВВЕДИТЕ ПЛОТНОСТЬ ВОДЫ Rob (кг/куб. М) [1000]:1000

5>ВВЕДИТЕ ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ Рнас (МПа) [26,3]:26,3

6>ВВЕДИТЕ УСТЬЕВОЕ ДАВЛЕНИЕ Ру (МПа) [23]:23

7>ВВЕДИТЕ ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ Рз(МПа) [70]:70

8>ВВЕДИТЕ Омах (тон/сух) [561]:561

9>ВВЕДИТЕ Оопт (тон/сут) [370]:370

10>ВВЕДИТЕ ВНУТРЕННИЙ ДИАМЕТР НКТ Dнкт [89]:89

11>ВВЕДИТЕ ОБВОДНЁННОСТЬ ПРОДУКЦИИ в (%) [8,5]:8,5

12>ВВЕДИТЕ ГЛУБИНУ СКВАЖИНЫ LC (м) [4800]:4800

ВЫ УВЕРЕНЫ В ПРАВИЛЬНОСТИ ДАННЫЕ (Y/H)?

БУДЕМ ПРОДОЛЖАТЬ (Y/N)?

Приложение Б

ПРОГРАММА ОПРЕДЕЛЕНИЯ МИНИМАЛЬНОГО ЗАБОЙНОГО

ДАВЛЕНИЯ

Введите данные задачи!

Глубина скважины (м) 4800

Внутренний диаметр НKT (мм) 89

Противодавление на устье (МПа) 1,5

Давление насыщения (МПа) 26.3

Газовый фактор (м³/т) 393

Плотность пластовой нефти (kг/m³) 710

Плотность дегазированной нефти (кг/м³) 820

Обводненность продукции (%) 0

Плотность пластовой воды (кг/м³ ) 1000

Коэффициент растворимости АLPНА = 8,99Е - 06

Эффективный газовый фактор Gef = % 199,9999923706055

Максимальная длина газожидкостного подъемника Нmах = 4447,79

Минимальное забойное давление Pzmin = 11,22