Правила техніки безпеки та протипожежні заходи

1. Техніка безпеки – сукупність заходів для запобігання нещасним випадкам, отруєнням і професійним захворюванням. Вона нерозривно пов’язана з технологією нафтогазопромислових процесів й обладнанням.

2. Проведення лабораторних робіт відбувається згідно з планом, із указівками персонально відповідального інженерно-педагогічного працівника. Дослідницька група студентів має бути навчена та проінструктована у питанні безпечного проведення робіт.

3. Прилади, що працюють під тиском, випробовують на тиск, який указаний в інструкції до експлуатації. Ці роботи оформляються актами. Лабораторні прилади повинні мати конструкцію, що забезпечує проведення постійного контролю за накопиченням вуглеводнів. В основному розгерметизація обладнання зумовлена негерметичністю різьбових з’єднань. Для запобігання цьому застосовують ущільнююче різьбове мастило, інгібітор корозії та проводять інші заходи.

4. Схема збирання відповідного обладнання чи приладу повинна бути узгоджена і затверджена керівництвом досліджень. Робочий тиск арматури має відповідати максимальному тиску, що очікується. Арматура попередньо має бути опресована в зібраному вигляді на відповідний тиск, який визначений у паспорті.

5. При збиранні обладнання та апаратури потрібно слідкувати за правильним розташуванням прокладок (чи кілець), надійно закріпити всі шпильки, перевірити відкривання і закривання всіх засувок.

6. До початку лабораторних робіт установлюють стаціонарну чи пересувну площадку з огорожею та перилами.

7. Установки і комунікації (ємності, амбри, шлейфи й ін.) повинні бути підготовлені до прийому продукції свердловини та проведення дослідів. Під обладнанням і викидними лініями, розташованими на висоті, мають бути надійно закріплені опори, які запобігають падінню.

8. Лабораторні прилади обладнують засувками, що мають надписи «Відкрито», «Закрито», а їх інтервал виводять у сторону від викидних ліній на певну відстань й огороджують щитом та навісом.

9. Лабораторні дослідження проводять за наявності достатнього освітлення, і воно має бути вибухозахищеним.

10. При дослідженні нафтопромислових рідин методами аерації, заміни, змішування, продавлювання газом нагнітальні лінії, повітропровід та газопровід повинні мати засувку, зворотний клапан і манометр.

11. При перервах і зупиненнях у процесі проведення дослідів центральна засувка й засувка на хрестовинах повинні бути закриті. При виклику притоку шляхом нагнітання стиснутого повітря та аерації перерви процесу не допускаються для запобігання утворенню вибухонебезпечної суміші. Перед відновленням робіт необхідно поступово через центральну засувку знизити тиск газу до атмосферного.

12. Нафта та вуглеводневий газ – вибухонебезпечні й легкозаймисті речовини. Вибух чи пожежа можуть виникнути при визначеному співвідношенні палива і повітря та появі джерела спалаху. Вибух можливий і при накопиченні газу у визначеній ділянці приміщення. Більшість нафтових газів важчі, ніж повітря, внаслідок чого вони стеляться по землі, заповнюючи заглиблення.

13. Температура спалаху нафт коливається від – 35 °С до 34 °С, а температура самоспалаху – від 260 °С до 375 °С. Вибух суміші вуглеводневого газу з повітрям відбувається при концентрації газу 4 – 13 % (для метану – 5 – 15 %), а з підвищенням тиску до 35 МПа нижня і верхня межі спалаху розширюються й становлять 2 та 65 %. Імовірними причинами спалаху можуть бути: відкрите полум’я, сильне нагрівання, іскри від електрообладнання, ударів, тертя, розрядів статичного та атмосферного струмів, самозаймання термофорів (відкладення сірчаного заліза, промаслена ганчірка й ін.).

14. До протипожежних заходів відносять заземлення металевих частин, захист блискавковідводами, вчасне видалення та охолодження пірофорних речовин. У лабораторії має бути первинний інвентар для пожежогасіння: ящики з піском, лопати, совки, ломи, сокири, кошма, вогнегасники пінні й вуглекислотні. Лабораторія і робочі місця студентів повинні утримуватись у чистоті. Розлиті нафту та нафтопродукти необхідно прибирати, а забруднену площу – відмити, попередньо засипавши піском.

 

ЛІТЕРАТУРА

1. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта, государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы. – Москва, 1962.

2. Апельцин И.З. Подготовка воды для заводнения. – М.: Гостоптехиздат, 1960. – 299 с.

3. Быков К.Е., Максимов М.М., Фурсова А.Я. Справочник по нефтепромышленной геологии. – М.: Недра, 1961. – 343 с.

4. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра, 1971. – 309 с.

5. Гиматудинов Ш.К., Ширковский Н.И. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра, 1982. – 286 с.

6. Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. – М.: Недра, 1989. – 160 с.

7. Гуревич Г.Р., Соколов В.А., Шмыгля П.Т. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давлення. – М.: Недра, 1976. – 284 с.

8. ГОСТ 39-071-78. Система показателей качества продукции. Воды для заводнения нефтяных пластов, номенклатура показателей. – М., 1978. – 31 с.

9. ГОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коеффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. – М., 1986. – 19 с.

10. ГОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной фильтрации. – М., 1989. – 35 с.

11. Добрянский А.Ф. Химия нефти. – Л.: Гостоптехиздат, 1961. – 224 с.

12. Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения. – М.: Недра, 1979. – 335 с.

13. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатних месторождений. – М.: Недра, 1989. – 334 с.

14. Закс С. Повышение нефтеотдачи пласта нагнетанием газов. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – 126 с.

15. Исагулянц В.И., Егорова Г.М. Химия нефти. Руководство к лабораторным занятиям. – М.: Химия, 1965. – 506 с.

16. Каспарянц К.С. Промышленная подготовка нефти. – М.: Недра, 1966. – 363 с.

17. Кондрат Р.М. Газоконденсатоотдача пластов. – М.: Недра, 1992.– 255 с.

18. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. – М., 2003.

19. Ленченко Д.Н., Берегштейн И.В., Худякова А.Д. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. – М.: Химия, 1966. – 200 с.

20. Леворсен А. Геология нефти и газа. – Москва: Мир, 1970. – 640 с.

21. Логииов Б.В., Малышев Л.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин. – М.: Недра, 1966. – 219 с.

22. Маскат М. Физические основы технологии добычи нефти. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. – 608 с.

23. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. – М. –Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005.

24. Наметкин С.С. Химия нефти. – М.: Изд. Ан СССР, 1955. – 801 с.

25. Резинков А.А., Муликовская Е.П., Соколов И.Ю. Методы анализа природных вод. – М.: Недра,1970. – 488 с.

26. Рождерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей. – М.: Недра, 1967. – 392 с.

27. Сухарев Г.М. Гидрогеология нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1971. – 304 с.

28. Справочная книга по добыче нефти под редакцией доктора технических наук Ш.К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1974. – 704 с.

29. Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. Методы извлечения остаточной нефти. – М.: Недра, 1991. – 347 с.

ДОДАТКИ

Додаток АОсновні літерні позначення

 

т – пористість;

V_о і V_з – об’єми зразка і зерен;

Р₁ – маса запарафіненого зразка;

Р₂ – маса сухого зразка;

Р₃ – маса зразка без парафінової оболонки;

ρ_п та ρ_в – щільність води і парафіну;

Р₁ – маса сухих частинок;

Р" – маса пікнометра з водою і частинками;

Р' – маса пікнометра, заповненого водою (без породи);

т_а – абсолютна пористість;

R' і R ²– радіуси кривизни менісків глобул у звуженій і розширеній частинах каналу;

Q_ж – витрата рідини через пористе середовище, см³/с;

µ_ж – динамічна в’язкість рідини, мПа·с;

F – площа фільтрації пористого середовища, см²;

l – довжина пористого середовища, см;

p₁ та p₂ – перепад тиску, МПа;

ρ_н і ρ_в – перепад тиску між зовнішньою і внутрішньою поверхнями кільцевого зразка, МПа;

r_н та r_в – зовнішній і внутрішній радіуси кільця, м;

h – висота циліндра, см;

Q _б – витрата газу, зміряна на виході із зразка при барометричному тиску р_б;

Δр – падіння тиску пласта, Па;

βп₁ – коефіцієнт стисливості пор, 1/Па

k – проникність;

σ – поверхневий натяг на межах фаз;

grad p │ – модуль градієнта тиску;

k´_н(S_н), k´_в(S_н) – відносна фазова проникність для нафти і води;

S_н – нафтонасиченість;

а, b, c, d, а₁, b₁, с₁, d₁ – коефіцієнти, які визначаються за даними розшифрування фактичних кривих фазової проникності;

Q – об’ємна витрата рідини, см³/с;

µ – в’язкість рідини в пуазах (пуаз дорівнює дина сек/см²);

L – довжина зразка, см;

F – площа поперечного перетину зразка (керна), см²;

Δр – різниця тиску, дина/см²;

Т – звивистість порових каналів;

Q – кіломолей повітря, протікаючих через 1 м² перетину пористого середовища завтовшки Δх (в м) за одиницю при перепаді тиску Δр, 1Па;

М – відносна молекулярна маса повітря, кг/кмоль;

– об’єм рідини, що міститься в порах;

– об’єм пор;

ρ – щільність СО₂ при температурі й барометричному тиску, г/см³;

Р – маса зразка, що брав участь у реакції, г;

S_в – коефіцієнт водонасиченості;

V_B – об’єм води в зразку породи;

S_н – коефіцієнт нафтонасиченості;

V_н – об’єм нафти в зразку породи;

V_i – об’єм пор зразка.

– гірський тиск;

р – тиск пласта;

, β_п і β_т – коефіцієнти стисливості породи, пор та твердої фази, Па^-1;

; V_п;V_т – об’єми зовнішнього скелета породи, пор і твердої фази;

с – питома теплоємність, Дж/кг.град;

Q – кількість тепла, необхідна для підвищення температури з t₁ до t, Дж;

Р_м – маса породи, кг;

Q – кількість тепла, що проходить через тіло за час Δτ,Дж;

l – довжина тіла, м;

S – площа торця тіла, м²;

Δt – різниця температур на кінцях тіла, °C;

а – температуропровідність, м²/с.

Алкани С₁ – С₄ – газоподібні; С₅ – С_1б – рідкі й вище C₁₆ – тверді (парафіни);

р_пл – початковий тиск пласта в певній точці покладу, aт;

Н – глибина свердловини або глибина залягання покладу, м;

Γ – питома вага рідини, що заповнює свердловину;

α – коефіцієнт, що враховує ступінь відхилення тиску в пласті від гідростатичного тиску;

р_у – тиск на гирлі в затрубному просторі, aт;

е – основа натуральних логарифмів (е приблизно дорівнює 2,718);

γ _r – відносна питома вага газу за повітрям (питома вага повітря дорівнює 1);

L – глибина підвіски труб (глибина свердловини), м;

γ_{с p} – середня питома вага стовпа рідини висотою ∆Н, г/см³;

Р_б – тиск на буфері (біля гирла) закритої водяної свердловини, aт;

γ _b – питома вага води;

р_в – тиск стовпа води, am;

р_н – тиск стовпа нафти, am;

*hB – наведений натиск за водою, м;

*h_n – наведений напір за нафтою, м;

а – невідомий стовп води, еквівалентний відомому стовпу нафти, решта величин відома;

t₁ – температура, заміряна на заданій глибині Н, м;

t₂ – середньорічна температура повітря в місці вимірювання;

f – сила поверхневого натягнення, динах;

l – довжина контура поверхні рідини;

р_кaп – додаткомвий капілярний тиск, дина/см²;

g – прискорення сили тяжіння (g = 9,81 см/с²);

h – висота капілярного підйому рідини, см;

Q – кількість теплоти, яка виділилась при згоранні (включаючи теплоту, котра витрачена на випаровування води), Дж.

Р – абсолютний тиск газу, Н/м²;

V – об’єм газу, м³;

т – маса газу, кг;

R – газова постійна, дж/кг·град;

Т – абсолютна температура газу в градусах Кельвіна;

– щільність, г/см³;

°Ве – солоність у градусах Боме;

– коефіцієнт стисливості води з газонасиченістю;

– коефіцієнт стисливості чистої води;

і – мольні долі компонента в газовій та рідкій фазах;

а_і – коефіцієнт Сєченова, що характеризує вплив солі на розчинність і -того газового компонента;

n – концентрація розчиненої в воді солі, моль/л;

– мольна доля газового компонента, воді;

К_і – константа рівноваги в мінералізованій воді;

– молярна концентрація і -того компонента в газовій фазі;

N_і – концентрація і- того компонента в системі;

V – число кіломолів (у частках одиниці) вуглеводнів системи, що зна-ходяться в газовій фазі;

– константа рівноваги і -того компонента;

р_н – тиск насичення, МПа;

С_т – газовий чинник, м³/м³;

– уміст у газі азоту і метану, %;

– зміна об’єму нафти при зміні тиску й ін.;

ρ_нта ρ_сеп.н– щільність нафти пласта й сепарованої нафти, кг/м;

– об’ємний уміст розчиненого газу в нафті пласта, м³/м³;

ρ_г– відносна щільність газу;

b – об’ємнийкоефіцієнт;

γ – деформація (зрушення) шарів за час t;

τ – дотична напруга;

– динамічна напруга зсуву;

– пластична в’язкість, незалежна від швидкості зрушення і дорівнює кутовому коефіцієнту лінійної частини залежності ;

К – міра консистенції рідини (зі зростанням в’язкості величина К зростає);

, й – щільність води, нафти і породи;

, і – об’єми відігнаної води, нафти й об’єм зразка породи;

Р² і Р₂' –маси зразка до і після екстрагування у приладі ЛП-4 і після висушування;

т – пористість зразка.

– об’єм газу при тиску ;

– об’єм газу при тиску

К – показник адіабати;

с_р і с_у – питомі теплоємності газу при постійних тиску й об’ємі;

– початковий питомий об’єм газу при t = 0 °С;

– об’єм газу при температурі t;

– температурний коефіцієнт об’ємного розширення газу;

– температурний коефіцієнт підвищення тиску;

Т – термодинамічна температура газу;

і – час витікання рівних об’ємів газу;

– кількість і -го компонента, розчиненого в рідині;

N_i – концентрація і -го компонента врозчині;

р_і – парціальний тиск і -го компонента в газовій фазі;

α₁ – коефіцієнт розчинності і -го компонента;

р – тиск, Па;

n – кількість газу в кмолях;

R – універсальная газова постійна;

Т – термодинамічна температура;

d – молярна щільність;

параметри А₀, В₀,, а, b, c, α й γ – величини, постійні для індивідуальних речовин;

– коефіцієнт стисливості;

і – летючість при тиску р₁ та р₂.

p₁ – зовнішній тиск на контакті при радіусі кривизни;

р₂ – тиск усередині газової бульбашки;

р₃ – зовнішній тиск на контакті при радіусі кривизни;

∆р_кап – різниця при великих тисках великої кількості бульбашок.

s – сумарна поверхня двох фаз;

Додаток Б

Формули для перерахунку в’язкості в умовних одиницях у в’язкість кінематичну

Умовна одиниця в’язкості	Позначення	Формула для перерахунку в кінематичну в’язкість, виражену в стоксах
Градуси Енглера	°Еt	nt = 0,07319×Et - 0,0631/ Et
Секунди Сейболта універсального	¢SUt	nt = 0,0022× SUt - 1,8/ SUt
Секунди Сейболта смоляного (Фурол)	¢SFt	nt = 0,022× SFt - 2,03/ SFt
Секунди Редвуда торговостандартного	¢Rt	nt = 0,00260× Rt - 1.71/ Rt
Секунди Редвуда адміралтейського	¢RAt	nt = 0,0239× RAt - 0,403/ RAt

Формули для перерахунку в’язкості в умовних одиницях у кінематичну і динамічну в’язкість.

Динамічна в’язкість визначається за формулою m = n × r,

де r – щільність нафти, n – кінематична в’язкість.

 

В’язкість і щільність прісної води при різних температурах

 

°С	m	°С	m	°С	m	°С	m	°С	m
	1,792		1,271		0,958		0,752		0,469
	1,731		1,236		0,936		0,737		0,436
	1,673		1,203		0,914		0,722		0,406
	1,619		1,171		0,894		0,709		0,379
	1,568		1,140		0,874		0,693		0,357
	1,519		1,111		0,855		0,681		0,336
	1,473		1,083		0,836		0,668		0,317
	1,428		1,056		0,818		0,656
	1,386		1,029		0,801		0,599
	1,346		1,005		0,784		0,549
	1,307		0,981		0,768		0,507

Щільність прісної води при різних температурах

Температура,°С	Щільність,кг/м^3	Температура,°С	Щільність,кг/м^3
	999,84		996,78
	999,94		996,23
	999,73		995,65
	999,94		995,02
	999,85		994,37
	999,71		993,68
	999,49		992,96
	999,24		992,21
	998,94		991,44
	998,59		990,63
	998,21		989,79
	997,77		988,93
	997,29		988,04

Розрахунок водневого показника (рН) води

рН = рК + S + a + V,

де рК – характерна константа (для m – нітрофенолу = 8,33);

S – поправка на солоність (для прісної води S = 0, для морської води S = - 0,16);

a – температурна поправка (температуру заміряють безпосередньо в пробірці);

V = lg. ; F – міра колірності.

Значення температурної поправки (а)

°С	а	°С	а
	+0,10		-0,06
	+0,06		-0,11
	+0,02		-0,15
17,5			-0,18
	-0,02

 

 

Значення V = lg

F	V	F	V	F	V	F	V
0,05	-1,28	0,18	-0,65	0,31	-0,35	0,44	-0,11
0,06	-1,20	0,19	-0,62	0,32	-0,33	0,45	-0,09
0,07	-1,12	0,20	-0,59	0,33	-0,31	0,46	-0,07
0,08	-1,06	0,21	-0,57	0,34	-0,29	0,47	-0,05
0,09	-1,00	0,22	-0,55	0,35	-0,27	0,48	-0,03
0,10	-0,95	0,23	-0,52	0,36	-0,25	0,49	-0,02
0,11	-0,90	0,24	-0,50	0,37	-0,23	0,50
0,12	-0,85	0,25	-0,48	0,38	-0,22	0,51	+0,02
0,13	-0,82	0,26	-0,46	0,39	-0,20	0,52	+0,04
0,14	-0,79	0,27	-0,44	0,40	-0,18	0,53	+0,05
0,15	-0,75	0,28	-0,41	0,41	-0,16	0,54	+0,07
0,16	-0,71	0,29	-0,39	0,42	-0,14	0,55	+0,09
0,17	-0,68	0,30	-0,37	0,43	-0,13	0,56	+0,11

 

Мангура Андрій Миколайович