21

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Северо-Кавказский федеральный университет»

Институт нефти и газа

ОТЧЕТ

по преддипломной практике

Место практики г. Ставрополь, ЗАО «НИПИнефтегазохимия»

Выполнил студент гр.

Руководитель практики, доцент В. А. Васильев

Проверил В. А. Васильев

Защитил с оценкой

Ставрополь, 2013 г.

1. Структура предприятия по месту практики

Обособленное региональное подразделение в г. Ставрополе является одним из самых молодых и динамично развивающихся подразделений ЗАО «Научно-исследовательский проектный институт НефтеГазоХимии» (ЗАО «НИПИ НГХ») Решение о его создании было принято в связи с необходимостью в сфере развития топливно-энергетического комплекса страны, с целью расширения деятельности предприятий по комплексному обустройству нефтегазовых месторождений.

Подразделение было создано на базе ООО «Ставропольнефтегаз проект», в дальнейшем ООО «Русгазпроект».

Основным направлением работы подразделения являются проектирование следующих объектов:

- сооружений и технологических процессов обустройства систем сбора, промыслового транспорта нефти и газа;

- подготовка нефти и газа;

- магистрального транспорта нефти и газа.

Важнейшей задачей, стоящей перед Ставропольским подразделением ООО «РусГазПроект» при разработке проектов, является высокая степень экологической и производственной безопасности, технологичности разрабатываемых объектов.

Гарантию выполнения поставленных задач обеспечивает коллектив подразделения, в состав которого входят специалисты высокого профессионального уровня.

В состав подразделения входят:

- нефтегазопромысловый отдел;

- архитектурно-строительный отдел;

- отдел автоматизации, телемеханизации, связи и сигнализации;

- электротехнический отдел;

- сантехнический отдел;

- отдел водоснабжения и канализации;

- отдел смет, проектов организации строительства и технико-экономических обоснований;

- группа генпланов и дорог;

- группа спецразделов (ГО, ЧС);

- группа нормативно-технического обеспечения;

- группа выпуска проектов;

- группа контроля производственного процесса.

Виды проектных работ:

- проектирование объектов обустройства нефтяных и газовых промыслов

Разделы проекта:

- генеральный план и транспорт;

- технологические решения;

- организация и условия труда работников;

- управление производством и предприятием;

- архитектурно-строительные решения;

- инженерное оборудование, сети и системы, в т.ч. водоснабжение, канализация, теплоснабжение, газоснабжение, электроснабжение, отопление, вентиляция, связь и сигнализация;

- контроль и автоматизация производственных процессов;

- организация строительства;

- инженерно-технические мероприятия гражданской обороны, мероприятия по предотвращению чрезвычайных ситуаций;

- сметная документация.

2 Краткая характеристика проектируемого объекта

Бейсугское месторождение открыто в 1965 году, в опытно-промышленную эксплуатацию введено в 1971 году.

Система газоконденсатосбора относится к ООО "Кубаньгазпром" и эксплуатируется соответствующим подразделением организации.

Система предназначена для сбора и транспорта газоконденсатной смеси со скважин Бейсугского месторождения на групповые установки (ГУ) Бейсугского месторождения для разделения и очистки смеси, подготовки газа до требований ОСТ 51.40-93 и конденсата до требований ОСТ 51.65-80.

Трубопроводы системы газоконденсатосбора проходят в основном по дну Бейсугского лимана, в техническом коридоре с другими трубопроводами различного назначения и пересекают многочисленные естественные и искусственные преграды.

Месторождение расположено в Приморско-Ахтарском районе Краснодарского края, в 9 км к северо-востоку от г. Приморско-Ахтарска. Ближайшие населенные пункты - ст. Бородинская и Морозовка. Основная часть Бейсугского месторождения расположена под акваторией Бейсугского лимана. На юго-западе лиман отделен от Азовского моря полуостровом, сужающимся в северном направлении и переходящим в Ясенскую косу, омываемую с запада Азовским морем, а с востока - Бейсугским лиманом.

Схема района Бейсугского месторождения показана на рисунке 1.

Абсолютные отметки рельефа поверхности не превышают 5-7 м.

Ближайшее месторождение - Каневское ГКМ, к которому проложено ответвление магистрального газопровода и ветвь конденсатопровода.

Действующая лицензия КРД 0700 НЭ от 25.07.2000 принадлежит ООО «Кубаньгазпром», со сроком действия до 31.12.2012.

Рисунок 1 - Схема района Бейсугского месторождения

Бейсугское поднятие приурочено к западной части Каневско-Березанского вала, расположенного в пределах северной окраины Скифской платформы.

Месторождение по типу относится к многопластовым. Промышленная газоносность установлена в нижнемеловых, эоценовых (пласты I и II черкесской и тихорецкой свит), майкопских (III+III₁+III_α, II+II₂, I+I₁), караганских и сарматских отложениях. Продуктивные пласты залегают на глубинах от 575 до 1500 м и имеют сложное геологическое строение.

Литологически продуктивные пласты представлены песчаниками и алевролитами с прослоями глин.

Всего на месторождении пробурено 42 эксплуатационные скважины, 5 разведочных переведены в эксплуатационные. Ликвидировано за период разработки 12 скважин, девять скважин находятся в ожидании ликвидации, одна скважина переведена в наблюдательный фонд.

Газ Бейсугского месторождения состоит в основном из метана: содержание метана от 94 % (залежь нижнего мела) до 99 % (залежь караганских отложений). Наличие агрессивных компонентов (углекислый газ) незначительно. Сероводород отсутствует. Относительная плотность газа находится в пределах от 0,56 (газ караганскпх отложений) до 0,59 (газ нижнемеловых отложений). Подробный компонентный состав газа представлен в таблице 1.

Таблица 1 - Компонентный состав газа существующих и новых пластов

Компонентный состав газа (% объемные)
Отложения	черкесские	тихорецкие	майкопские		караганские	нижний мел	черкесские
Интервал перфорации, м	1108-1347	1112-1130	пласт ΙΙ2	пласт ΙΙΙ		1378-1369	1108-1347
Метан	96,85	98,35	97,67	97,944	98,89	93,96	96,85
Этан	0,83	0,54	1,83	1,38	0,19	2,97	0,83
Пропан	0,04	0,24	0,175	0,04	0.01	0,38	0,04
Бутан	0,01	0,09	0,08	0,003	-	0,06	0,01
Пентан	-	0,03	-	-	-	0,03	-
Углекислый газ	0,3	0,42	0,1	0,1	0,09	-	0,3
Азот + редкие	1,94	0,3	0,135	0,53	0,84	1,91	1,94
гелий	0,02	0,02	0,01	0,003	0,01	0,02	0,02
аргон	-	0,01	-	-	-	-	-
Относительный удельный вес газа по составу	0,5706	0,5672	0,557 - 0,562		0,556 - 0,561	0,5896	0,5706
Удельный вес газа по пиктрометру	-	-	0,564 - 0,568		0,554 - 0,559	0,5964	-

3 Климатические условия

Климат данного района умеренно-континентальный, смягчающее влияние на него оказывает Азовское море.

Рассматриваемая территория относится к III климатическому району, подрайон III Б. Климатическая характеристика принята по ближайшей метеостанции г.Ейска. Средняя годовая температура воздуха - +9 - +11 ºС. Температура воздуха в июле достигает +35 - +40 ºС, в зимний период 0 - +5 ºС, иногда опускается до -20 ºС.

Данный район относится к зоне достаточного увлажнения. Годовое количество осадков – 300-450 мм, годовая относительная влажность воздуха составляет 75-85 %.

Годовой ход скорости ветра значителен. Среднегодовая скорость ветра равна 6,2 м/с. Преобладающее направление ветров в течение года – западное и северо-западное.

В геолого-литологическом строении района работ принимают участие грунты средне и верхнечетвертичного возраста, аллювиального происхождения, представленные песками влажными и водонасыщенными, супесью текучей и современного возраста техногенного происхождения, представленные техногенными насыпями.

Гидрогеологические условия месторождения характеризуются наличием грунтовых вод, приуроченных к пескам мелким.

Гидрографическая сеть представлена Бейсугским лиманом и Азовским морем.

4 История разработки залежи

К настоящему времени на Бейсугском месторождении не ведется разработка следующих залежей:

- с 1976 года - Южное поднятие I пласта черкесской свиты: накопленный отбор составил 10,2 млн. м³ или 35,2 % от начальных балансовых запасов;

- с 1980 года - II пласта черкесской свиты, накопленный отбор газа составил 565,7 млн. м³ или 65,9 % от начальных балансовых запасов;

- с 1993 года - I пласта майкопских отложений, накопленный отбор газа составил 321,33 млн. м³ или 79,1 % от начальных балансовых запасов;

- с 1999 года - тихорецкой свиты, накопленный отбор газа составил 3816 млн. м³ или 79 % от начальных балансовых запасов.

Состояние разработки на 01.01.2009:

- в эксплуатационном фонде находится 21 скважина, в том числе 16 - действующих;

- накопленный отбор газа (в том числе в процентах от НБЗ) из месторождения составил 9342,4 млн. м³ (56,4%);

- накопленный отбор газа (в том числе в процентах от НБЗ) из разрабатываемых объектов составляет:

- залежь караганского горизонта - 76,2 млн. м³ (58,5 %);

- залежи пластов II + II₂ майкопских

отложений - 2097,5 млн. м³ (72,1%);

- залежь пласта III майкопских отложений - 709,3 млн. м³ (75,7 %);

- залежь пласта I черкесской свиты -1751,8 млн. м³ (22,1 %);

- пластовое давление (в том числе снижение в процентах от начального) по каждому разрабатываемому объекту составляет:

- караганский горизонт - 6,47 МПа (8,9 %);

- пласт II майкопских отложений - 2,35 МПа (74,6 %);

- пласт II₃ майкопских отложений - 6,4 МПа (39,0 %);

- пласт III майкопских отложений - 4,2 МПа (62,8 %);

- пласт I черкесской свиты - 6,76 МПа (51,0 %).

В настоящее время скважины Бейсугского месторождения работают с дебитами газа в пределах от 3 тыс. м³/сут. (III пласт Майкопа) до 60 тыс. м³/сут (I пласт черкесской свиты).

Запасы газа утверждены ГКЗ МПР РФ (протоколом № 1815 от 19.12.2008) и поставлены на Госбаланс РФ в объеме 19191 млн. м³ газа.

На основании проведенного уточнения геологической модели и по данным анализа разработки на Бейсугском месторождении для проектирования выделено шесть эксплуатационных объектов:

- залежь караганского горизонта;

- залежь пластов II + II₂ майкопских отложений;

- залежь тихорецкой свиты;

- залежь пласта I черкесской свиты, в том числе разрабатываемая (западная) и неразрабатываемая (восточная) зоны.

5 Состав системы газоконденсатосбора

Принципиальная технологическая схема добычи и сбора газа и конденсата по Бейсугскому месторождению представлена на рисунке 2.

Газоконденсатная смесь со скважин Бейсугского месторождения подается по газоконденсатопроводам различной протяженности до групповых установок ГУ-2 и ГУ-3 в блоки сепарации, где происходит её разделение на газовую составляющую и жидкую фазу. После разделения газ по газопроводам поступает на групповую установку ГУ-1, где проходит вторую ступень сепарации и затем отправляется непосредственно потребителю. Нестабильный конденсат, выделенный на разных участках технологического цикла, поступает на установку стабилизации конденсата, затем в резервуарный парк, откуда насосами закачивается обратно в пласт.

Прокладка трубопроводов осуществляется в основном по дну Бейсугского лимана, в существующем общем коридоре коммуникаций.

Рисунок 2 - Принципиальная технологическая схема добычи и сбора газа и конденсата по Бейсугскому месторождению

Контроль и управление технологическим процессом транспорта газоконденсатной смеси осуществляется из единой операторной на ГУ-1.

Состав основных сооружений газоконденсатосбора приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав основных сооружений газоконденсатосбора

№	Наименование	Диаметр трубопровода, мм	Протяженность, м
1	Газоконденсатопроводы от скважин до ГУ-2	114×10	668÷3078
2	Газоконденсатопроводы от скважин до ГУ-3	114×10	400÷1820
3	Газопровод от ГУ-2 до ГУ-1	114×8	3500
4	Конденсатопровод от ГУ-2 до ГУ-1	375×10	3600
5	Газопровод от ГУ-3 до ГУ-1	168×8	1960
6	Конденсатопровод от ГУ-2 до ГУ-1	278×10	1734

6 Вспомогательные материалы

Для предотвращения гидратообразования в систему газоконденсатосбора осуществляется подача метанола. Впрыск метанола осуществляется в пределах технологических площадок скважин Бесугского месторождения. Подача на скважины осуществляется с ГУ-1 Бесугского месторождения по индивидуальным метанолопроводам. Подача метанола в метанолопроводы осуществляется согласно регламенту эксплуатации ГУ установками дозирования метанола УВИ 250-ТМ-6, УВИ 250-ТМ-8. Установки дозирования расположены в блоке метанольной насосной. Хранение метанола осуществляется в наружных емкостях, расположенных на территории метанольного хозяйства в отдельном ограждении. Метанол для закачки в расходные емкости доставляется автотранспортом с соблюдением соответствующей рабочей инструкции. Для перевозки должны использоваться специально оборудованные автомобили или автоцистерны. Бочки и автоцистерны должны иметь маркировку в соответствии с ГОСТ 2222-95.

На площадке метанольного хозяйства, имеющей ограждение и охранную сигнализацию, расположена площадка для слива и налива метанола. Для сбора проливов и промывочной воды выполнен поддон со сбором стоков с последующим удалением в дренажную ёмкость.

Для заправки метанолом расходных емкостей, автоцистерны подсоединяются шлангами или сборно-разборными коммуникациями к устройству слива-налива. После присоединения и проверки на герметичность открывается сливная задвижка на автоцистерне. Заполнение расходной емкости производится без остатка насосом ГХ 50/12,5.0362, расположенным в помещении насосной.

К работе по сливу и закачке метанола допускается персонал, прошедший инструктаж и имеющий допуск к работе с метанолом, в присутствии, назначенного приказом руководителя предприятия, ответственного лица по использованию метанола. Работы по сливу производятся персоналом, одетым в спецодежду, резиновые перчатки, сапоги, фартуки и противогазы марки «А» или «М».

Порожняя тара из-под метанола, а также шланги, по которым осуществляется слив и закачка метанола, должны быть немедленно промыты водой в количестве не менее двух объемов. Если промывка производится при температуре окружающего воздуха ниже 0С, должны быть приняты меры против замерзания воды и обеспечено полное опорожнение промываемых емкостей и коммуникаций.

Промыв следует вести в присутствии ответственного за перевозку и ответственного за использование метанола. Закачка и промывка оформляется актом, учет ведется в журнале. Использование трубопроводов, насосов и шлангов, применяемых для слива-налива метанола, для перекачки других продуктов не допускается.

Для продувок участков трубопровода системы газоконденсатосбора перед ремонтом используется азот. Подача азота осуществляется передвижными установками. Продувка участков газоконденсатосбора после ремонта осуществляется природным газом.

Характеристика вспомогательных материалов и реагентов, используемых в системе газоконденсатосбора, приведена в таблице 3.

Таблица 3 - Характеристика вспомогательных материалов и реагентов, используемых в системе газоконденсатосбора

Наименование	Показатели	Значения
метанол	Внешний вид	Бесцветная прозрачная жидкость без механических примесей
	Плотность при Т=20 0С и Р=0,1013 МПа, кг/м3	792 ÷ 805
	Температурные пределы кипения, 0С	64,0 ÷ 65,5
	Температура вспышки, 0С	6
	Температура самовоспламенения, 0С	440
	Массовая доля воды, не более	0,08
	Массовая доля метанола	не нормируется
азот	объемная доля азота, %, не менее	99,996 ÷ 99,999
	объемная доля кислорода, %, не более	0,001÷ 0,0005
	объемная доля водяного пара в газообразном азоте, %, не более	0,0007
	содержание масла	недопустимо
	объемная доля водорода, %, не более	0,001÷ 0,0002
	объемная доля суммы углеводородсодержащих соединений - в пересчете на СН4, %, не более	0,001÷ 0,0003