Создан 23 авг. 2016 г., 8:52
104
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Альметьевский государственный нефтяной институт
В административном отношении Островское месторождение расположено на территории Кинель-Черкасского района Самарской области, в 32 км к северо-западу от районного центра Кинель-Черкассы и в 60 км к северо-востоку от областного центра г. Самары. Осадочный чехол Островского месторождения представлен породами девонского, каменноугольного, пермского, неогенового и четвертичного возраста. Общая вскрытая толщина осадочного чехла изменяется от 2780 м (скв. 73) до 2903 м (скв. 65). Максимальная вскрытая часть пород кристаллического фундамента- 82м. На Островском поднятии нефтенасыщение по данным ГИС отмечается в пластах Д-I франского яруса (Д3f), ДI/ пашийского и СII, СIII радаевского горизонтов. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта Д1 Островского месторождения объёмным методом. Островского месторождения по состоянию на 01.01.2016г. разрабатывается без организации системы поддержания пластового давления (ППД). Для сбора продукции скважин на месторождении реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа. По состоянию на 01.01.2016 г. действующий фонд добывающих скважин Островского месторождения составляет 3 единицы - №№ 71,72,74, эксплуатирующие пласт Д-I франского яруса (Д3f). Месторождение находится на последних стадиях разработки с маленькими дебитами по нефти и с высокой обводненностью продукции. Продукция скважин №№ 71,72,74 Островского месторождения под давлением, развиваемым электроцентробежными насосами, по выкидным линиям диаметрами 105-114 мм, протяжённостью порядка 1,226 км поступает на замерную установку (АГЗУ-2), где осуществляется автоматический замер дебита скважин. После замера продукция скважин поступает непосредственно в систему сбора транспорта нефти Екатериновского месторождения в районе АГЗУ №1 Осиновского купола. Далее продукция скважин Островского месторождения и части скважин Екатериновского месторождения транспортируется до врезки АГЗУ-2 Екатериновского месторождения и затем на Екатериновскую УПСВ, которая предназначена для разгазирования и частичного обезвоживания пластовой жидкости Екатериновского, Островского и Южно-Орловского месторождений и последующей транспортировки ее по на Козловскую УПСВ. На Козловской УПСВ происходит обезвоживание и разгазирование пластовой продукции, добываемой из скважин Козловского, Казанского, Лагодского, Сургутского, Сидоровского, Лоховского месторождений (угленосный поток нефти) и обезвоженной девонской нефти с Екатериновской УПСВ. На Козловской УПСВ продукция Островского месторождения поступает на технологическую линию девонского потока и затем частично подготовленная девонская продукция с остаточным водосодержанием до 10% транспортируется на УКПН-1, где осуществляется подготовка нефти до товарной кондиции по ГОСТ Р 51858-2002. Добываемая продукция скважин совместима. Химические реагенты системе сбора Островского месторождения не применяются. Попутный нефтяной газ Островского месторождения, выделившийся в аппаратах Екатериновской УПСВ, подаётся на факел для сжигания. Фактический уровень использования газа Островского месторождения составляет 94,3 %. Система нефтегазосборных трубопроводов Островского месторождения состоит из: -выкидных трубопроводов от добывающих скважин до АГЗУ-2; -нефтесборного трубопровода для транспорта продукции скважин от АГЗУ-2 до Екатериновской УПСВ. 100% протяжённости выкидных линий и нефтегазосборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94), поэтому необходимо предусмотреть замены наиболее прокорродированных участков трубопроводов месторождения. А так же рекомендуется использовать в системе сбора и транспорта ингибиторы коррозии, как наиболее дешёвых методов борьбы с коррозией на последних стадиях разработки месторождения. Так как рекомендовать замены всех трубопроводов старше десяти лет экономически не выгодно. Екатериновская УПСВ (установка предварительного сброса пластовой воды) предназначена для первичной сепарации (разгазирования) пластовой жидкости поступающей со скважин Екатериновского, Осиновского, Островского, Богородского и Южно-Орловского месторождений, частичного сброса пластовой воды и последующей транспортировки продукции УПСВ «Козловская». Производительность установки по жидкости – до 3200 м3/сутки, фактическая производительность по пластовой жидкости – 2148,9 м3/сут. Установка загружена на 67,15%. Готовой продукцией УПСВ является разгазированная нефть с содержанием воды от 30 до 60 % вес. и соответствующая показателям пункта 1 табл. 2.4. Согласно «Концепции развития наземной инфраструктуры АО «Самаранефтегаз»» в 2017 г. планируется модернизация Екатериновской УПСВ, включающая установку дополнительного оборудования и расширение системы ППД. После реконструкции Екатериновской УПСВ обводненность на выходе с установки составит не более 5%. Сырьем для УПСВ «Козловская» является обводнённая нефть, добываемая механизированным способом на вышеперечисленных месторождениях из нефтеносных пластов «С» и «Д». Вместе с нефтью попутно добывается пластовая вода, которая закачивается в поглощающий горизонт и нефтяной газ, который используется на собственные нужды котельной, путевых подогревателях и частично транспортируется вместе с нефтью на НСП г. Отрадный. Вспомогательными материалами являются реагенты-деэмульгаторы. Проектная производительность УПСВ «Козловская» по угленосному потоку: - по пластовой жидкости до 13730 м3/сут.; - по выходу нефти (с остаточной водой) до 2000 - 2500 т/сут.; - по содержанию остаточной воды в нефти, откачиваемой на НСП г. Отрадный не более 10 %; - по пластовой воде, сбрасываемой в поглощение и на заводнение продуктивных пластов до 11680 м3/сут. Проектная производительность УПСВ «Козловская» по девонскому потоку: - по пластовой жидкости до 2000-2500 м3/сут.; - по выходу нефти (с остаточной водой) до 900 т/сут.; - по содержанию остаточной попутно добываемой воды в нефти, откачиваемой на НСП не более 10 %; - по пластовой воде, сбрасываемой в поглощение и на заводнение продуктивных пластов до 1300 м3/сут. Фактическая производительность УПСВ «Козловская» по угленосному потоку: - по пластовой жидкости до 13650 м3/сут. - по выходу нефти (с остаточной водой) до 800т/сут. - по содержанию остаточной попутно добываемой воды в нефти, откачиваемой на НСП не более 10 %; - по пластовой воде, сбрасываемой в поглощение и на заводнение продуктивных пластов до 11300 м3/сут. Фактическая производительность УПСВ «Козловская» по девонскому потоку: - по пластовой жидкости до 2500 м3/сут. - по выходу нефти (с остаточной водой) до 400т/сут. - по содержанию остаточной попутно добываемой воды в нефти, откачиваемой на НСП не более 10 %; - по пластовой воде, сбрасываемой в поглощение и на заводнение продуктивных пластов до 2000 м3/сут. Мощности действующей УПСВ обеспечивают нормальный технологический процесс сепарации и перекачки продукции на НСП г. Отрадного. На установке предварительной подготовки нефти № 3 производится разгазирование обводненной нефти, холодный отстой в резервуарах с отделением нефти и пластовой воды. Проектная производительность установки №3 по товарной нефти составляет 46000 т/сут. Проектная производительность установки улавливания легких фракций составляет 8,2 м3/мин. Проектная производительность установки системы измерения количества и показателей качества нефти (СИКН) составляет 800 м3/час. Проектная производительность насосной внешней перекачки нефти составляет 800 м3/час. Сырьем установок № 3/1 и № 3/2 является обводненная до 85 % объемных нефть девонских и угленосных горизонтов, которая поступает на данные установки раздельными потоками. Обработка девонской и угленосной нефтей на установках также осуществляется раздельно. Готовой продукцией на установке № 3 является полностью разгазированная и обезвоженная до 2 % нефть, которая далее подается на установки № 1 и № 2 НСП для подготовки ее до товарных кондиций. Отделившаяся пластовая вода в технологических резервуарах подается на установку № 4 НСП для ее подготовки и очистки. Выделившийся в результате сепарации попутный нефтяной газ на установке подается по газопроводу на ГКС и ОГПЗ. В качестве вспомогательных материалов на установке № 3 применяются химические реагенты, такие как метанол и деэмульгаторы. Комбинированная установка комплексной подготовки нефти № 1 предназначена для доведения показателей качества нефти, поступающей с установки № 3, до величин, указанных в ГОСТ Р 51858-2002. Проектная производительность установки № 1 по товарной нефти составляет 22000 т/сут. Сырьем установки № 1 является полностью разгазированная и обезвоженная до 2 % объемных нефть, проходящая с установки № 3. Готовой продукцией на установке № 1 является товарная нефть по ГОСТ Р 51858-2002, транспортируемая на установку № 3/1. При стабилизации нефти выделяется пентан-гексановая фракция по ТУ 0272-021-00151638-98. Выделившийся при стабилизации нефти газ направляется на Отрадненский газоперерабатывающий завод. В качестве вспомогательных материалов на установке № 1 используется пресная вода для осуществления процесса обессоливания, а также газ (сухой, попутный нефтяной), используемый в качестве топлива для печей. Комбинированная установка комплексной подготовки нефти № 2 предназначена для доведения показателей качества нефти, поступающей с установки № 3, до величин, указанных в ГОСТ Р 51858-2002. Проектная производительность установки № 2 по товарной нефти составляет 24000 т/сут. Готовой продукцией на установке № 2 является товарная нефть по ГОСТ Р 51858-2002, транспортируемая на установку № 3/2. При стабилизации нефти выделяется широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38101524-93. Выделившийся при стабилизации нефти газ направляется на газокомпрессорную станцию. В качестве вспомогательных материалов на установки № 2 используется пресная вода для осуществления процесса обессоливания, а также газ (сухой, попутный нефтяной), используемый в качестве топлива для печей. На установке № 2 имеется реагентное хозяйство, предназначенное для хранения реагента и подачи его в поток сырой нефти, приходящей на установку № 3/2. Степень подготовки нефти определяется показателями, приведенными в табл. 2.12. Таблица 2.12 Группы нефти Наименование показателя Норма для нефти группы Метод испытания 1 2 3 1. Массовая доля воды, %, не более 0,5 1,0 1,0 По ГОСТ 2477-65 2. Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 100 300 900 По ГОСТ 21534-76 3. Массовая доля механических примесей, %, не более 0,05 По ГОСТ 6370-59 4. Давление насыщенных паров, кПа 66,7 66,7 66,7 По ГОСТ 17556-52 5. Содержание хлорорганический соединений не нормируется. Определение обязательно. АСТМ Д 4929-99 6. Массовая доля сероводорода, ppm, 20 50 10 ГОСТ 50802-95, не более п.п.9.9 ГОСТ Р 51858-2002 7. Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, ppm, не более 40 60 100 ГОСТ 50802-95, п.п.9.9 ГОСТ Р 51858-2002 В качестве вспомогательных материалов на установке № 2 применяются газ, используемый в качестве топлива, пресная вода для осуществления процесса обессоливания, химические реагенты, такие как метанол и деэмульгаторы. Метанол используется для предотвращения образования кристаллогидратов и борьбы с ними. Для повышения эффективности разделения водонефтяных эмульсий на установку № 3/2 подаются следующие реагенты – деэмульгаторы с установки № 2: Прогалит-20/40, Диссолван-4411, Диссолван-4316, Диссолван-4490, Диссолван-2830, Реапон-4В, Реапон-СТХ-1, ДИН-4. Внесение изменений в существующий технологический процесс подготовки нефти не требуется. Проведённое экономическое обоснование и оценка результатов расчёта показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по использованию ингибиторов коррозии в системе сбора и транспорта Островского месторождения экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 7,58 тыс. руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ. В работе проведен: Литературно-патентный обзор на тему «Защитные покрытия для трубопроводов от коррозии» Специальный вопрос на тему «Комплекс мероприятий по усовершенствованию работы системы сбора и подготовки Островского месторождения» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Обзорная карта месторождений АО "Самаранефтегаз" 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Д1 пашийского горизонта 3. Геолого-литологический профиль по продуктивного пласта Д1 пашийского горизонта 4. Схема сбора нефти Островского месторождения 5. Технологическая схема УПСВ "Екатериновская" 6. Технологическая схемаь УПСВ "Козловская" 7. Технологическая схема установки №3/1 УКПН-1 ЦПНГ-3 8. Технологическая схема установки 1 УКПН-1 ЦПНГ-3 9. Технологическая схема установки 2 УКПН-2 ЦПНГ-3 10. Сепаратор нефтегазовый НГС-1,0-3400 тип II Сборочный чертеж 11. Сепаратор нефтегазовый НГС-1,0-3400 тип II Сборочный чертеж 12. Теплообменник 1400ТП-25-М1 25Г6Кч Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 23 авг. 2016 г., 9:01
105
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Адыгейский государственный университет (ГОУ ВПО "АГУ")
Голубевское месторождение в административном отношении расположено в пределах Нефтегорского района Самарской области, в 65 км к юго-востоку от г. Самары, 17 км к западу от г. Нефтегорск. Осадочный чехол на Голубевского месторождении представлен породами среднего и верхнего девона, каменноугольными, пермскими, мезозойскими и четвертичными отложениями и залегает на породах кристаллического фундамента архейского возраста. В региональном тектоническом отношении Голубевское месторождение приурочено к внешней прибортовой зоне Камско-Кинельского системы прогибов, юго-западной части Бузулукской впадины в пределах Кулешовско-Алексеевского выступа фундамента. По отложениям нижнего карбона рассматриваемое поднятие расположено в пределах юго-западного борта Мухановско-Ероховского прогиба. В разрезе месторождения выявлены три залежи нефти в отложениях нижнего карбона. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта В1 объёмном методом. На месторождении для сбора продукции скважин реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа. По состоянию на 01.01.2016 г. действующий фонд добывающих скважин Голубевского месторождения составляет 5 единиц (скважины №№ 10, 107, 103, 14, 106). После замера дебита каждой скважины продукция поступает на Утевскую УПСВ, где предусмотрено разгазирование, обезвоживание пластовой жидкости в среднем до 54 % остаточного водосодержания. Далее частично подготовленная продукция транспортируется на Нефтегорское НСП, где осуществляется подготовка нефти до товарных кондиций по ГОСТ Р 51858-2002. Попутный нефтяной газ Голубевского месторождения, выделившийся в сепараторах Утевской УПСВ, под собственным давлением по существующей сети газопроводов транспортируется на Нефтегорский газоперерабатывающий завод (НГПЗ). В случае необходимости газ может сбрасываться на свечу. Фактический уровень использования газа Голубевского месторождения составляет порядка 98,76%. Система внутрипромысловых трубопроводов Голубевского месторождения состоит из: - выкидных трубопроводов от добывающих скважин до СКЖ и АГЗУ; - нефтесборных трубопроводов для транспорта продукции скважин от АГЗУ и СКЖ до пункта предварительной подготовки нефти и газа – УПСВ. 40 % выкидных линии и 33,33 % нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Таким образом, рассматриваемая устаревшая трубопроводная система эксплуатации Голубевского месторождения требует усиленного контроля, диагностического обследования технического состояния трубопроводов, а также рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков трубопроводов, например, выкидные линии от скв. № 10 – гребенка, скв. № 14 – СКЖ-1, СКЖ-1 – врезка общей протяженностью 712 м. Для нового строительства нефтесборных трубопроводов необходимо применять трубы из стали с высокой коррозионной стойкостью. Такие трубы производит АО «Синарский трубный завод» по ТУ 14-161-148-94. Они отличаются от нефтегазопроводных труб обычного исполнения по ГОСТу 8731-78 и 8732-80 высокой стабильностью механических свойств, низкой температурой вязко-хрупкого перехода, повышенной стойкостью к общей язвенной коррозии, стойкостью к сульфидному образованию трещин. Другим производителем труб улучшенного качества (ТУ 14-162-14-96) является АО «Северский трубный завод». Стойкость труб к общей и язвенной коррозии увеличена в 4 раза по сравнению с трубами, изготовленными по ГОСТу 8731-78 из сталей 20; 17Г1С; 09Г2С. Выпуск труб высокого качества заводы наладили по техническому заданию ОАО «Нижневартовскнефтегаз». Оба завода находятся в Свердловской области (г. Каменск-Уральский и г. Полевской). Согласно действующего проекта разработки Голубевского месторождения в 2022 год фонд добывающих скважин достигнет восьми единиц. Для замера пробурённых скважин в районе гребёнки рекомендуется установить АГЗУ «Озна-Импульс». ДНС - УПСВ «Утевская» предназначена для сбора, первичной сепарации, предва-рительного (частичного) сброса пластовой воды нефтепродукции со скважин Утёвского, Голубевского месторождения. Частично разгазированная и обезвоженная нефть с ДНС - УПСВ транспортируется насосами по напорному нефтепроводу ДНС Утевская-в в н/н ДНС Бариновская – НСП на Нефтегорское НСП (УПН) для дальнейшей подготовки. Производительность УПСВ по пластовой жидкости до 2500 м3/сутки. Фактическая пропускная способность 3950 м3/сутки. Таким образом установка перегружена на 58%. Рекомендуется установить дополнительный сепаратор объемом 100 м3, который будет работать параллельно с С-1. Сырьем для данной установки служит нефтепродукция скважин Утёвского, Голубевского месторождения. Обводненность добываемой нефти достигает 60 % об., плотность 840 - 865 кг/м3, вязкость 8,8 – 17,5 сПз. Вместе с нефтью попутно добывается нефтяной газ и пластовая вода. Готовой продукцией является частично разгазированная, частично обезвоженная нефть и попутный нефтяной газ. Для разрушения водонефтяных эмульсий на установке применяются деэмульгаторы Реапон-4В и Decleave R-1573. Установки подготовки нефти № 1 и № 2 (УПН №1, УПН №2) предназначены для обезвоживания, обессоливания и стабилизации девонских и угленосных нефтей, поступающих со следующих месторождений: - угленосная нефть Кулешовского месторождения; - угленосная нефть Лебяжинско-Бариновского месторождения в смеси с нефтью с Горбатовской группы месторождений; - угленосная нефть Южной группы месторождений. Сырьем для УПН № 1, УПН № 2 является нефть, добываемая с девонских и угленосных пластов Кулешовского, Лебяжинско-Бариновской, Горбатовской и Южной группы месторождений. Готовой продукцией является нефть I-ой группы качества, согласно ГОСТ Р51858-2002 и этановая фракция, согласно ТУ 38.101524-83 В качестве вспомогательного материала используется деэмульгаторы, ингибитор гидратоотложений и нейтрализатор сероводорода и меркаптанов. На УКПН для осуществления процессов обезвоживанияи обессоливания применяются реагенты – деэмульгаторы: Реапон-4В, Диссолван -4490, Диссолван -4411, Дипроксамин-157-65-14, Прогалит НМ 20/40. Для предотвращения замерзания газа и нефти применяется в качестве ингибитора гидратоотложений метанол. Для нейтрализации сероводорода и меркаптанов применяется жидкий каустик. В настоящее время на Голубевском месторождении системы поддержания пластового давления не имеется, нагнетательные скважины отсутствуют. Проведённое экономическое обоснование и оценка результатов расчёта показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по замене старых трубопроводов Голубевского месторождения экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 52927,61 тыс.руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ. В работе проведен: Литературный обзор на тему «Современные методы борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования» Патентный обзор на тему "Ингибиторы коррозии" Специальный вопрос на тему «Комплекс мероприятий по усовершенствованию работы системы сбора» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Обзорная карта месторождений АО "Самаранефтегаз" 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта В1 турнейского яруса 3. Геолого-литологический профиль по продуктивны пластам Б2 бобриковского горизонта и пласта В1 турнейского яруса 4. Схема сбора скважинной продукции Голубевского месторождения 5. Технологическая схема установки ДНС-УПСВ "Утевская" 6. Технологическая схема установки подготовки нефти №1 7. Технологическая схема установки подготовки нефти №2 8. Сепаратор нефтегазовый НГС-2-П-1,0-3000-2-Т-И сборочный чертеж 9. Отстойник водыОГВ-Г-100-1,0-1-И Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 23 авг. 2016 г., 9:09
106
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Альметьевский институт Восточной экономико-юридической гуманитарной академии (филиал)
Давыдовское нефтяное месторождение в административном отношении расположено на территории Первомайского района Оренбургской области. Описание сводного литолого-стратиграфического разреза на Давыдовском месторождении приводится снизу вверх на основании данных глубокого, структурного и параметрического бурения, проведённого на Давыдовской и сопредельных с ней площадях. Вскрытый разрез представлен архейскими, девонскими, каменноугольными, пермскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Давыдовский лицензионный участок расположен на юго-восточной окраине Волго-Уральской антеклизы, в осевой зоне Бузулукской впадины, в пределах Камелик-Чаганской системы дислокаций. Вскрытый разрез представлен архейскими, девонскими, каменноугольными, пермскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями. В региональном тектоническом плане, Камелик-Чаганская система дислокаций представляет собой субширотную, приподнятую по отложениям эйфельско-раннефранского возраста зону, протягивающуюся на расстоянии более 300 км от Павловской седловины на востоке до Пугачевского свода на западе. К продуктивным пластам на Давыдовском месторождении относятся: пласты Б2 бобриковского, Д3-0, Д3-2 ардатовского, Д4 воробъевского и Д5 клинцовско-мосоловского горизонтов. Нефти Давыдовского месторождения характеризуются высокой газонасыщенностью, наличием кондиционных промышленных содержаний этана и гелия в растворённом газе, практическим отсутствии сероводорода и повышенным содержанием парафинов. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта Д5 Давыдовского месторождения объемным методом. На 01.01.2016г. в добывающем фонде: 16 действующих, из них одна –остановлена, пять в накоплении. На месторождении реализована герметизированная однотрубная напорная схема сбора. Продукция скважин под давлением энергии пласта или электроцентробежных насосов по выкидным трубопроводам направляется на групповые замерные установки БГ-1 и БГ-5, где поочередно замеряется дебит каждой скважины. После замерных установок нефтеводогазовая смесь поступает по нефтепроводу с наружным покрытием экструдированным полиэтиленом с водным переходом через р. Мартуха на УПН Росташинского месторождения, где осуществялется подготовка нефти до товарной кондиции. Газовая инфраструктура на Давыдовском месторождении отсутствует. Система трубопроводов Давыдовского месторождения состоит из: - выкидных трубопроводов от добывающих скважин до БГ; - нефтесборных трубопроводов для транспорта продукции скважин от БГ до пункта подготовки нефти – УПН «Росташинская». 5,56% протяженности выкидных линий и 100% нефтегазосборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94 [4]). Так как обводненность продукции некоторых скважин превышает 60% рекомендуется использовать в системе сбора и транспорта ингибиторы коррозии. Для контроля за коррозионным состоянием и эффективностью защиты от внутренней коррозии промысловых трубопроводов необходимо предусмотреть установку узлов контроля коррозии, например «Моникор-УКК-СТ» изготовления ГУП «ИПТЭР» г. Уфа, с датчиками для электрохимических коррозионных исследований при определении эффективности применяемых мер защиты. Установка подготовки нефти (УПН) предназначена для подготовки нефти Росташинского, Гаршинского, Конновского, Давыдовского, Зайкинского месторождений, входящих в состав Зайкинской группы, расположенных на территории Первомайского района Оренбургской области. Установка подготовки нефти введена в эксплуатацию в 1995 году. Производительность установки подготовки нефти с учетом расширения: - по товарной нефти – 3000 тыс.т/год, в том числе существующих сооружений – 2000 тыс.т/год, расширение – 1000 тыс.т/год; - по жидкости – 4000 тыс.т/год, в том числе существующих сооружений – 2600 тыс.т/год, расширение – 1400 тыс.т/год; - по подтоварной воде – 1250 тыс.т/ год, в том числе существующих сооружений – 180 тыс.т/год, расширение – 1070 тыс.т/год. Обводненность на выходе с установки составляет 0,48-0,52% (норма 0,5%), установка работает рационально. Сырьем для установки подготовки нефти «Росташинская» является газонасыщенная смесь нефтей Росташинского, Конновского и Давыдовского месторождений, поступающая на установку от замерных установок и частично дегазированная нефть от Зайкинской УКПНГ и Гаршинской ДНС, направляемая отдельными потоками. Поступающая нефтяная эмульсия имеет в своем составе пластовую воду (в эмульгированном состоянии), механические примеси, различные минеральные соли – хлористый натрий NaCl, хлористый кальций CaCl2, хлористый магний MgCl2 и т.д. В состав нефтяной эмульсии входят и различные газы органического и неорганического происхождения. Готовой продукцией УПН «Росташинская» является газонасыщенная обессоленная и обезвоженная нефть, транспортируемая на УСН «Нефтегорская». На УПН «Росташинская» осуществляется подготовка пластовой воды, отделившейся от нефти в аппаратах предварительного сброса воды и установки подготовки нефти. Подготовленная вода с УПН «Росташинская» направляется на БКНС-2, и далее в систему ППД для закачки в плат. Качество воды, закачиваемой в пласт, должно соответствовать требованиям ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству», а также стандартам предприятия. Для отделения пластовой воды от нефти используется химический метод обработки нефтяной эмульсии деэмульгаторами, которые ослабляют структурно-механическую прочность слоев, обволакивающих каплю воды, и способствуют более глубокому расслоению эмульсии. Для каждого деэмульгатора расход устанавливается на основании рекомендаций производителя и опыта применения реагента в промысловых условиях. Расход деэмульгатора, применяемого на УПН «Росташинская» при подготовке нефти, составляет 40-80 г/т. Для защиты технологического оборудования и трубопроводов от коррозии на УПН «Росташинская» осуществляется при необходимости дозированная подача ингибитора коррозии. УПН «Росташинская» полностью отвечает предъявленных к ней требованиям. Реконструкции не требует. Закачка воды в нагнетательные скважины должна производиться по насосно-компрессорным трубам с антикоррозионным покрытием и пакеровкой их на забое нагнетательной скважины для устранения воздействия давления нагнетания на эксплуатационную колонну. Рекомендуется регулярно проводить проверку технического состояния и герметичности эксплуатационных колонн, НКТ и пакеров всего фонда. На площадках нагнетательных скважин необходимо предусмотреть замер расхода и давления закачиваемой воды. Для учёта объёма закачки воды могут быть рекомендованы расходомеры типа СВУ.М. Счётчик состоит из датчика расхода воды ДРС.М (зарегистрирован в государственном реестре средств измерения - № 23469-02) и устройства микровычислительного Dymetic (зарегистрирован в государственном реестре средств измерения № 20363-00). Замер расхода на каждой нагнетательной скважине также может быть осуществлён и переносным ультразвуковым расходомером UFM-610P (KPOHNE). Для замера давления закачки воды может быть использован манометр электроконтактный взрывозащищённый – ДМ2005Ст1Ех. Систему заводнения необходимо оборудовать запорно-регулирующей и предохранительной арматурой. Для защиты от коррозии рекомендуется применение труб и оборудования в коррозионностойком исполнении. Утилизация воды в поглощающие горизонты Давыдовского месторождения не предполагается. Попутно добываемая вода транспортируется в смеси с нефтью и газом на УПН «Росташинскую» и после отделения используется в системах ППД рядом находящихся месторождений. На текущий момент Давыдовское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления в продуктивных пластах Д4-1, Д3-2. На 01.01.2016 фонд нагнетательных скважин составляют три скважины: №№2720, 2724, 2761. Закачка реализована по принципу «из скважины в скважину». Источником водоснабжения для нужд заводнения являются водозаборные скважины. Не считая трубопроводной обвязки вышеуказанных скважин между собой, водоводы системы ППД на Давыдовском месторождении отсутствуют. Закачка воды в нагнетательные скважины должна производиться по насосно-компрессорным трубам с антикоррозионным покрытием и пакеровкой их на забое нагнетательной скважины для устранения воздействия давления нагнетания на эксплуатационную колонну. Рекомендуется регулярно проводить проверку технического состояния и герметичности эксплуатационных колонн, НКТ и пакеров всего фонда. На площадках нагнетательных скважин необходимо предусмотреть замер расхода и давления закачиваемой воды. Для учёта объёма закачки воды могут быть рекомендованы расходомеры типа СВУ.М. Счётчик состоит из датчика расхода воды ДРС.М (зарегистрирован в государственном реестре средств измерения - № 23469-02) и устройства микровычислительного Dymetic (зарегистрирован в государственном реестре средств измерения № 20363-00). Замер расхода на каждой нагнетательной скважине также может быть осуществлён и переносным ультразвуковым расходомером UFM-610P (KPOHNE). Для замера давления закачки воды может быть использован манометр электроконтактный взрывозащищённый – ДМ2005Ст1Ех. Систему заводнения необходимо оборудовать запорно-регулирующей и предохранительной арматурой. Для защиты от коррозии рекомендуется применение труб и оборудования в коррозионностойком исполнении. Утилизация воды в поглощающие горизонты Давыдовского месторождения не предполагается. Попутно добываемая вода транспортируется в смеси с нефтью и газом на УПН «Росташинскую» и после отделения используется в системах ППД рядом находящихся месторождений. Проведён технологический расчёт теплообменника и сепаратора, гидравлический расчёт двухфазного и однофазного трубопровода. Проведенное экономическое обоснование и оценка результатов расчёта показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по использованию ингибитора коррозии на Давыдовском месторождении экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 45176,53 тыс.руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ В работе проведен: Литературно-патентный обзор на тему «Альтернативные комплексные технологии переработки попутных нефтяных газов» Специальный вопрос на тему «Утилизация попутного нефтяного газа» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Обзорная карта месторождений ПАО "Оренбургнефть" 2. Структурная карта по кровле коллектора пласта Д5 3. Геолого-литологический профиль продуктивных пластов по линии I-I 4. Схема сбора нефти и системы ППД Давыдовского месторождения 5. Технологическая схема УПН "Росташинская" 6. Теплообменник 1400ТП-25-М1 25Г6Кч Сборочный чертеж 7. Сепаратор нефтегазовый НГС-0,6-3000 тип II Сборочный чертеж 8. Сепаратор нефтегазовый НГС-0,6-3000 тип II Сборочный чертежСпецификации к техническим чертежам
Создан 23 авг. 2016 г., 9:21
107
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Адыгейский филиал Кубанского государственного медицинского университета в г. Майкопе
Долговское месторождение расположено на территории Курманаевского района Оренбургской области, в 16 км западнее от с. Курманаевка. Осадочная толща площади Долговского месторождения снизу вверх сложена породами каменноугольного, пермского, триасового и четвертичного возрастов. Породы кристаллического фундамента на Долговской площади не вскрыты. Отложения девона и кристаллического фундамента описываются по аналогии с соседними месторождениями. В региональном тектоническом отношении Долговское месторождение расположено в пределах Бузулукской впадины и приурочено к Бобровско-Покровскому валу, который является структурным осложнением южного борта Камско-Кинельской системы прогибов. Большинство поднятий этого вала относится к категории седиментационных структур, сформировавшихся в верхнедевонскую-нижнетурнейскую эпоху. Долговское месторождение нефти расположено в западной части Бузулукского нефтегазоносного района Волго-Уральской нефтегазоносной области. Долговское нефтяное месторождение – многопластовое, сложное по своему геологическому строению. Промышленная нефтеносность установлена в пластах О1 и О4а окского надгоризонта, Б2 бобриковского горизонта, Т1 и Т2 турнейского яруса нижнего карбона. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта Т2 Западного купола Долговского месторождения. Сбор продукции скважин Долговского месторождения производится в соответствии с «Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» (РД 39-0148311-605-86), за исключением нескольких скважин, продукция которых смешиваются до поступления на АГЗУ. Курсовым проектом рекомендуется строительство отдельных выкидных линий от следующих скважин: от скважины №3512 до АГЗУ -6а; от скважины №3513 до АГЗУ-6а; от скважины №1252 до АГЗУ-6; от скважины №1214 до АГЗУ-4; скважины №№ 1236, 1232 и 1233 необходимо подключить к АГЗУ-5. В качестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» (АМ-40-8-400). 55,0 % протяженности действующей системы выкидных линий и 86,96% нефтесборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Долговского месторождения требует контроля, диагностического обследования технического состояния трубопроводов, а также рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков трубопроводов. Нефти Долговского месторождения парафиновые и высокопарафиновые, смолистые, легкие и маловязкие. При добыче продукции скважин и транспорте может возникнуть проблема образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), образующихся в НКТ и трубопроводах. Снижение влияния АСПО на пропускную способность можно достичь различными методами: – подогрев трубопроводов; – ввод ингибиторов парафиноотложения; – устройство путевых подогревателей; – установка магнитоактиваторов; – применение труб с теплоизоляционным покрытием. Замерные установки «Спутник» и «Сатурн» (АМ-40-8-400, Сатурн 40-8-400) рекомендуется заменить на измерительные установки типа «ОЗНА ИМПУЛЬС, которые имеют дополнительные функции и ряд преимуществ. «ОЗНА ИМПУЛЬС» предназначена: - для измерения среднесуточного массового расхода жидкости; - измерения среднесуточного объемного расхода газа; - определения среднесуточного массового расхода нефти. Дополнительные функции: - измерение давления и температуры; - измерение плотности жидкости; - определение обводненности нефти; - приведение расхода газа к стандартным условиям и определение газового фактора нефти. Количество подключаемых скважин составляет 1-14 шт. Долговская установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) предназначена для получения: • предварительно обезвоженной нефти с целью ее дальнейшего транспорта на центральный пункт сбора – Бобровскую УПН; • очищенной и дегазированной пластовой сточной воды, используемой в качестве рабочего агента в системе заводнения Долговского месторождения; • нефтяного газа с давлением, необходимым для его бескомпрессорного транспорта на Бобровскую УПН. Проектная производительность установки по жидкости 3500 м3/сут. Текущая производительность установки составляет: • по жидкости 5600 мЗ/сут • по нефти 1700 мЗ/сут • по газу 104000 м3/сут • по пластовой воде 3900 м3/сут Превышение по жидкости составляет 60%. Сырьем для установки является газонасыщенная и обводненная нефть Долговского и Гаршинского месторождений. Готовой продукцией установки предварительного сброса пластовой воды являются:  газ с давлением 0,35 – 0,45 МПа;  смесь нестабильной нефти и нестабильного конденсата с давлением насыщения до 7,0 МПа;  пластовая сточная вода, дегазированная и очищенная до установленных норм, которая используется в качестве рабочего агента для заводнения Долговского месторождения. В настоящее время на Долговской УПСВ применяют реагент-деэмульгатор Сондем. Сырьем для Бобровской УПН являются обводненные газонасыщенные нефти Бобровской группы месторождений (Бобровского (Савельевский купол), Курманаевского, Долговского), а также нефть, транспортируемая с Гаршинского нефтяного месторождения. Бобровская установка подготовки нефти (УПН) предназначена для получения:  обезвоженной, обессоленной и стабильной нефти I группы качества по ГОСТ Р 51858-2002 с содержанием воды – до 0,5 %, солей – до 100 мг/л и упругостью насыщенных паров – до 500 мм рт. ст.;  газа I ступени сепарации с давлением до 0,6 МПа и последующего транспорта его на Нефтегорский ГПЗ;  газа II ступени сепарации и газа термической ступени сепарации с давлением до 0,02 МПа, направляемого на Бобровскую газокомпрессорную станцию (ГКС);  очищенной и дегазированной пластовой сточной воды, используемой в системе заводнения Бобровского месторождения. Производительность установки составляет:  по жидкости – 12 991 тыс. м3/год,  по нефти – 6044,4 тыс. м3/год,  по воде – 6947 тыс. м3/год,  по газу – 85,6 млн. м3/год. С учетом динамики добычи жидкости, потребуется увеличить пропускную способность УПН по жидкости. В связи увеличением добычи обводненной жидкости рекомендуется установить один дополнительный аппарат О-4 для предварительного сброса воды типа БУОН-П или ОН-100, чтобы отделять воду, отслоившуюся при транспорте по промысловому нефтесбору от ЗУ до УПН, и снизить нагрузку на печи. Рекомендуется установить дополнительный отстойник БУОН-3 после печей, поскольку основное количество воды будет отделяться только после нагрева. В настоящее время Долговское месторождение работает с поддержанием пластового давления, общий фонд нагнетательных скважин составляет 30 скв. Закачка рабочего агента производится подтоварной водой с установки предварительного сброса воды Долговского месторождения и пресной водой с реки Самара и Бузулук. В будущем закачку следует производить по существующей схеме. По действующей классификации допустимых сроков эксплуатации принято считать, что трубопроводы, эксплуатируемые: - до трех лет – новые; - до десяти лет – средней продолжительности; - более десяти лет – старые. Нормативный срок эксплуатации продолжительностью, установленной для нефтедобывающей промышленности данного района - 10 лет, достигнут и необходима замена старых труб. Следуя данной классификации, из табл.2.12 видно, что на Долговском месторождении 85,71 % протяженности действующей системы водоводов низкого давления и 44,68 % водоводов высокого давления отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Таким образом, рассматриваемая система ППД Долговского месторождения требует контроля, диагностического обследования технического состояния водоводов, а также рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков труб. Конструкция нагнетательных скважин должна обеспечивать заданные объёмы закачки при проектном давлении нагнетания воды в течение всего расчётного срока разработки месторождения. Закачка воды в нагнетательные скважины должна производиться через насосно-компрессорные трубы с пакером. Проведён технологический расчёт отстойника и сепаратора, гидравлический расчёт двухфазного и однофазного трубопровода. Проведённое экономическое обоснование и оценка результатов расчёта показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по вводу в строй пяти добывающих скважинах на ЭО Долговского месторождения экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 72543,56 тыс.руб.). В работе проведен: Литературно-патентный обзор на тему «Датчики температуры» Специальный вопрос на тему «Комплекс мероприятий по реконструкции систем сбора в связи с вводом пяти новых скважин» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Обзорная карта месторождений ПАО "Оренбургнефть" 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Т2 3. Геолого-литологический профиль продуктивных пластов Б2, Т1, Т2 4. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин плата Т2 5. Схема сбора нефти Долговского месторождения 6. Схема системы ППД Долговского месторождения 7. Принципиальная схема УПСВ "Долговская" 8. Технологическая схема УПН "Бобровская" 9. Отстойник нефтяной Сборочный чертеж 10. Сепаратор нефтегазовый НГС-2-П-1,0-3000-2-Т-И Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 23 авг. 2016 г., 9:40
108
Тип: Курсовая работа
Стоимость: 1463
Самарский институт - высшая школа приватизации и предпринимательства (СИ ВШПП)
Курсовая работа защищена на 5. Теоретические аспекты межбанковских расчетов. Основы организации корреспондентских отношений. Характеристика основных видов межбанковских расчетов. Реализация системы платежей на базе сети SWIFT.
Бесплатные файлы: Содержание.odt
Создан 23 авг. 2016 г., 9:40
109
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Саврухинское нефтяное месторождение расположено в 100 км к востоку - северо-востоку от г. Самары в пределах Похвистневского административного района в непосредственной близости от сел Савруха и Сарбай, в 15 км от железнодорожной станции Подбельск железной дороги Уфа – Самара. Месторождение введено в промышленную эксплуатацию в 1972 году. Геологический разрез месторождения изучен достаточно полно, так как все упомянутые выше разведочные скважины вскрыли всю осадочную толщу, включая терригенные отложения живетского яруса и нижнефранского подъяруса среднего и верхнего девона, а также карбонатные породы верхнефранского подъяруса и фаменского яруса верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона. В региональном тектоническом отношении Саврухинское месторождение приурочено к Сидоровскому выступу кристаллического фундамента, являющемуся осложнением северо-восточного окончания более крупного тектонического элемента Заволжья – Бузулукской впадины. Значения фильтрационных характеристик продуктивных пластов Саврухинского месторождения приняты по керновым данным. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта А3 Восточного купола (основная залежь) Саврухинского месторождения. Для сбора продукции скважин в соответствии с «Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» (РД 39-0148311-605-86) реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа. Продукция каждой скважины поступает на автоматизированные групповые замерные установки типа «Спутник» (АГЗУ № 1, 60, 73). После замера продукция скважин от АГЗУ поступает непосредственно на установку предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) Мочалеевского месторождения, на Мочалеевскую УПСВ, где осуществляется сепарация пластовой эмульсии при давлении 0,41 МПа, предварительный сброс пластовой воды до 3-7% массовых остаточного водосодержания. Часть газа используется в качестве топлива в путевом подогревателе, остальной газ сжигается на факеле. Отделившаяся пластовая вода утилизируется в поглощающий горизонт. Далее частично обезвоженная нефть насосным транспортом по нефтепроводу перекачивается для окончательной подготовки до товарных кондиций по ГОСТ 9965-76 на Похвистневскую УКОН (установку комплексной обработки нефти). Фактический уровень утилизации Саврухинского месторождения составляет 59,42%. В системе сбора и транспортировки нефти Саврухинского месторождения реагенты не применяются. Добываемая пластовая жидкость совместима. Система внутрипромысловых трубопроводов Саврухинского месторождения состоит из: -выкидных трубопроводов от добывающих скважин до АГЗУ; -нефтесборного трубопровода для транспорта продукции скважин от АГЗУ до пункта предварительной подготовки нефти и газа – УПСВ. 62,5% выкидных линии и 25% нефтегазосборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94 []). На месторождении рекомендуется осуществлять постоянный контроль за состоянием промысловых трубопроводов, срок службы которых составляет более 10 лет. При этом, проверяется техническое состояние трубопроводов методами неразрушающего контроля в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа, нагруженных сечений и т.п., и при необходимости, наружным осмотром. Для защиты трубопроводов и оборудования систем сбора от коррозионного воздействия транспортируемой среды необходимо предусмотреть ввод ингибитора коррозии марки Коррексит или КорМастер. Ингибиторы коррозии рекомендуется применять по технологии постоянного или периодического дозирования с использованием специальных дозировочных установок. Установка предварительного сброса пластовой воды УПСВ на Мочалеевском месторождении нефти предназначена для сепарации газа I и II ступеней и предварительного сброса пластовой воды с получением газа и нестабильной нефти. Расчетная производительность УПСВ «Мочалеевская» по нефти составляет до 1300 т/сут.; по газу – до 6500 м3/сут.; по пластовой воде – до 2000 м3/сут. Фактическая производительность составляет до 1500 м3/сут. по обводненной жидкости жидкости. Обводненность продукции после УПСВ до 8%. Для разрушения водонефтяных эмульсий на установке применяются химические реагенты деэмульгатор Decleave V1446, ДИН-4. Попутный нефтяной газ используется в качестве топлива в подогревателе ПП-1,6, остальной газ сжигается на факеле. Вода используется для поддержания пластового давления на месторождении. Установка работает в штатном режиме, вносить изменения в технологический процесс не требуется. Установка комплексной обработки (подготовки) нефти (УКОН) предназначена для сепарации газа, обезвоживания и обессоливания, подготовки сырой обводненной нефти, поступающей с нефтепромыслов до товарных кондиций согласно ГОСТ Р 51858-2002. Производительность установки: - по сырой нефти до 250 т /час; - по газу до 125 м3/час; - по сточной (пластовой) воде до 30 м3/час. Сырьем для УКОН является обводненная нефть, добываемая с девонских и угленосных пластов Сосновского, Яблоневского, Чеховского, Ново-Аманакского, Боголюбовского, Дерюжевского, Сологаевского, Сарбайско-Мочалеевского, Саврухинского, Кротково-Алешкинского, Уваровского, Городецкого, Н-Городецкого, Жуковского, Садового месторождений. Вместе с нефтью попутно добывается нефтяной газ и пластовая вода. В процессе подготовки нефти н аустановке используют химические реагенты Диссолван-2830, Дин-4, Sulfanox. Реконструкция установки проводилась в 2011 году. Существующая технологическая схема установки полностью соответствует современным требованиям подготовки нефти. В специальном вопросе дипломной работы разработан комплекс мероприятий по очистке резервуаров на УКОН. Проведён технологический расчёт отстойника и сепаратора, гидравлический расчёт двухфазного трубопровода. Проведенное экономическое обоснование и оценка результатов расчета показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по использованию ингибитора коррозии, марки Коррексит или КорМастер на ЭО Саврухинского месторождения экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 52636,76 тыс. руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ. В работе проведен: Литературно-патентный обзор на тему «Утилизация нефтяных шламов» Специальный вопрос на тему «Комплекс мероприятий по очистке резервуаров на УКОН» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Обзорная карта месторождений нефти и газа на территории Самарской области 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта А3 верейского горизонта 3. Геолого-литологический профиль по продуктивным пластам А3 верейского горизонта и А4, А5 башкирского яруса 4. Схема сбора скважинной продукции Саврухинского месторождения 5. Технологическая схема УПСВ "Мочалеевская" 6. Технологическая схема установки комплексной обработки (подготовки) нефти "Похвистнево" 7. Отстойник ОН-200-1,0-2-2 Сборочный чертеж 8. Сепаратор нефтегазовый НГС-2-П-1,0-3400-2-Т-И Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 23 авг. 2016 г., 10:08
110
Тип: Контрольная работа
Стоимость: 532
Самарский институт - высшая школа приватизации и предпринимательства (СИ ВШПП)
Контрольная работа по курсу "Международные экономические отношения" сдана на 4. Структура: Понятие международной торговли. Место и роль России в международной торговле. Россия в международной торговле (Железнодорожный транспорт РФ. Воздушный транспорт РФ. Морской транспорт РФ. Трубопроводный транспорт РФ. Энергетическая отрасль РФ в мире. Потенциал и препятствия внедрения РФ в мировую экономику. Способы интеграции РФ в мировую экономику, как активной и преуспевающей страны.).
Бесплатные файлы: Содержание.doc
Создан 23 авг. 2016 г., 10:21
111
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Ухтинский государственный технический университет (УГТУ)
В административном отношении Покровское газонефтяное месторождение расположено на территории Грачевского и Красногвардейского районов Оренбургской области РФ. Литолого-стратиграфический разрез Покровского месторождения сложен породами кристаллического фундамента и осадочными отложениями девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возраста. Ниже дается краткая геолого-стратиграфическая характеристика вскрытого комплекса пород, включая те, к которым приурочены залежи нефти и газа. В тектоническом отношении Покровское месторождение располагается в пределах Бузулукской впадины и приурочено к Бобровско-Покровскому валу, являющемуся структурным осложнением южного борта Камско-Кинельской системы прогибов. Большинство поднятий этого вала относится к категории седиментационных (биогемных) структур, сформировавшихся в нижнетурнейскую-верхнедевонскую эпоху в пределах упомянутого выше борта. Промышленная нефтеносность установлена в отложениях: такатинского горизонта эмского яруса нижнего девона (пласт ДVll), пашийского горизонта франского яруса верхнего девона (пласты Д0 и Д1), карбонатным отложениям фаменского яруса верхнего девона (пласт ДфII-I), в отложениях турнейского яруса нижнего карбона (пласт Т1). В пределах месторождения выделено 20 залежей нефти: ДVll -2, Д0 -6, Д1-6, ДфII-I-3, Т1-3. Пласты Д0 и Д1 литологически однотипны, и разделены между собой пачкой глинистых пород толщиной от 1,0 до 11,8 м. Пласты имеют единый ВНК, поэтому оба пласта являются единым объектом разработки - основным. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объекта Д0+Д1 Пономаревского месторождения объёмным методом. Месторождение в промышленной разработке с 1963 года. Обустройство месторождения начато в 1965 году. Добывающий фонд скважин по состоянию на 01.01.2016 г. Пономаревского месторождения составляет 14 нефтяных скважин. Сбор обводненной газонасыщенной нефти со скважин Пономаревского месторождения осуществляется по напорной герметизированной схеме. Обводненная газонасыщенная нефть со скважин поступает на замерные установки, где осуществляется замер дебита каждой скважины на АГЗУ типа «Спутник» и далее по сборным нефтепроводам подается на установку подготовки нефти (УПН) «Пономаревская». На УПН нефтяная эмульсия походит сепарацию, предварительный и окончательный сброс подтоварной воды, обессоливание, подготовку нефти и далее насосами перекачивается по напорному нефтепроводу на ПСП «Шкапово» АК «Транснефть». Попутный газ с УПН используется на собственные нужды. Процент использования попутного газа составляет 95,1%. Подтоварная вода закачивается в систему ППД. Реагентов системе сбора не используются. Система внутрипромысловых трубопроводов Пономаревского месторождения состоит из: - выкидных трубопроводов от добывающих скважин до АГЗУ; - нефтесборного трубопровода для транспорта продукции скважин от АГЗУ до УПН «Пономаревская». 85,71% выкидных линии и 63,33% нефтегазосборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94 [3]). Сбор продукции скважин Пономаревского месторождения в соответствии с «Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» (РД 39-0148311-605-86 [5]) рекомендуется и дальше осуществлять по сложившейся на промысле напорной герметизированной системе сбора нефти и газа с учётом максимально возможного использования существующих мощностей. Учитывая длительный срок эксплуатации системы сбора (с 1965г.) потребуется провести реконструкцию системы сбора, которая включает в себя замену труб, отработавших десятилетний срок эксплуатации. Дальнейшая добыча продукции будет сопровождаться высокой ее обводненностью (74-98%). Соответственно, эксплуатация системы нефтесбора осложнена коррозионной активности пластовой воды в составе продукции. Коррозионному воздействию будет подвергаться внутренняя поверхность труб нефтесбора и нефтепромысловое оборудование. Поэтому для нового строительства нефтесборных трубопроводов, выкидных линий оборудования необходимо применять трубы в коррозионностойком исполнении. Трубы с повышенными коррозионными свойствами из ст. 20С, 20К, 20А, 09ГСФ и др., выпуск которых освоен многими заводами, гарантирует устойчивость труб к локальной и общей коррозии не выше 0,5 мм/год. Если скорость коррозии превышает 1 мм/год, то такие трубы при прокладке внутриплощадочных сетей могут быть рекомендованы только для транспорта безводной нефти и газопроводов. Для трубопроводов, транспортирующих коррозионноактивные жидкости (обводненная продукция скважин, пластовые воды) необходимый срок службы трубопроводов можно обеспечить применением этих труб с антикоррозионными покрытиями. Для защиты трубопроводов от почвенной коррозии, при отсутствии наружного антикоррозионного покрытия, должны предусматриваться изоляционное покрытие и электрохимическая защита. Тип и толщина покрытия определяются с учетом требований ГОСТ Р 51164-98. Минимальный условный диаметр выкидного трубопровода от нефтяной скважины следует принимать не менее 80 мм. При использовании труб некоррозионностойких или без антикоррозионной покрытия, систему нефтесбора рекомендуется защищать применением ингибиторов коррозии. Ингибиторы коррозии рекомендуется применять по технологии постоянного или периодического дозирования с использованием специальных дозировочных установок. Ингибитор и технология защиты в каждом конкретном случае подбирается индивидуально с учетом специфики транспорта и физико-химических свойств продукта. Для проведения замеров дебитов рекомендуется применять АГЗУ в коррозионностойком исполнении, с массовым измерением составляющих продукции: (нефти+воды) и газа. Наиболее полно отвечают данным требованиям установки, производимые заводом ОАО «ОЗНА», в технологическом блоке которых находится насос-дозатор ингибиторов коррозии, парафиновых и солеотложений. Для автоматического определения дебита продукции, добываемой из 1-2 скважин, рекомендуется установка на устье скважины счетчика количества жидкости (СКЖ). Установка СКЖ позволяет подключить несколько скважин к одному нефтесборному трубопроводу, исключить из цикла дорогостоящее замерное устройство «Импульс», счетчик ТОР1-50, значительно снизить себестоимость изделия и затраты на обслуживание по сравнению с дорогостоящими групповыми установками типа «Спутник» различных модификаций. Замеры дебита жидкости, газа и нефти в составе продукции рекомендуется осуществлять с мобильных замерных установок типа «АСМА-Т» (производства ОАО «ОЗНА», г. Октябрьский) или применять установку измерительную транспортабельную «Спутник ОЗНА-Квант», которая может быть смонтирована как на автоприцепе, так и на шасси высокопроходимого автомобиля. УПН «Пономаревская» предназначена для подготовки нефти Романовского, Березовского, Родниковского и Пономаревского месторождений до товарного качества первой группы, соответствующего требованиям ГОСТ Р 51858-2002, учёта и транспортировки товарной нефти на ПСП «Шкапово», налива нефти в автоцистерны. Пропускной способность оборудования существующей УПН позволит подготовить добываемый уровень жидкости, нефти, газа и воды. Технологической схемой предусмотрено поступление нефтяной эмульсии на УПН «Пономаревская» двумя потоками: - I поток – газонасыщенная нефтяная эмульсия Пономаревского месторождения обводненностью 45-55% (до 560 тыс. т/год); - II поток – частично разгазированная нефтяная эмульсия Романовского, Врезовского, Родниковского месторождений обводненностью 10-15%. Для улучшения процесса разрушения нефтяной эмульсии, защиты технологического оборудования и трубопроводов от коррозии, уменьшения количества отложений АСПО в напорном трубопроводе, а также – нейтрализации сероводорода в товарной нефти на УПН «Пономаревская» используют различные вспомогательные реагенты. Готовой продукцией УПН «Пономаревская» является товарная нефть I группы качества по ГОСТ Р51858-2002. В настоящее время Пономаревское нефтяное месторождение обустроено и разрабатывается с поддержанием пластового давления, путем закачки подтоварной воды в пласты Т1, Д0+Д1. Источником водоснабжения для нужд заводнения является УПН «Пономаревская». Закачка воды в продуктивные горизонты осуществляется подземной кустовой насосной станцией. 100% высоконапорных и низконапорных водоводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94 [3]). Для трубопроводов, транспортирующих коррозионноактивные жидкости (обводненная продукция скважин, пластовые воды) необходимый срок службы трубопроводов можно обеспечить применением ингибиторов коррозии. Попутный нефтяной газ отделяется при подготовке нефти и используется для собственных нужд УПН. Попутный нефтяной газ проходит подготовку и подается, в качестве топливного, на печи. Для решения вопроса утилизации газа низкой ступени сепарации, в 2012 году выполнено строительство ГКС концевой ступени, которая позволит использовать на печах весь газ с УПН. Предусматривается алтернативная схема утилизации газа путем направления его по газопроводу на УПСВ Самодуровского месторождения и использования для целей ППД. Подготовленный газ используется для водогазового воздействия на Самодуровском месторождении. Водогазовое воздействие (ВГВ) является в настоящее время одним из эффективных методов увеличения нефтеотдачи. Выполнение данных мероприятий позволило достичь уровня утилизации ПНГ 95%. Проведенное экономическое обоснование и оценка результатов расчета показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по использованию газа с УПН «Пономаревская» в системе ППД Самодуровского месторождения экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 118371,01 тыс.руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ. В работе проведен: Литературно-патентный обзор на тему «Современные эжекторы» Специальный вопрос на тему «Варианты мероприятий по использованию и утилизации попутного нефтяного газа с УПН, в том числе для целей повышения нефтеотдачи» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Обзорная карта месторождений ПАО "Оренбургнефть" 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Д0 франского яруса 3. Геолого-литологический профиль по продуктивных пластов Д0, Д1 фраснкого яруса 4. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Д0 франского яруса 5. Схема сбора скважинной продукции Пономаревского месторождения 6. Схема системы ППД Пономаревского месторождения 7. Технологическая схема УПН "Пономаревская" 8. Сепаратор нефтегазовый НГС-2-П-1,0-2400-2-Т-И Сборочный чертеж 9. Отстойник ОН-100-1,0-2-2Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 23 авг. 2016 г., 10:21
112
Тип: Контрольная работа
Стоимость: 532
Самарский институт - высшая школа приватизации и предпринимательства (СИ ВШПП)
Контрольная работа по курсу "Политология" сдана на 5. Структура: Понятие политической власти. Структура власти. Политический режим в современной России.
Бесплатные файлы: Содержание.doc
Создан 23 авг. 2016 г., 11:05
113
Тип: Курсовая работа
Стоимость: 1463
Восточная экономико-юридическая гуманитарная академия (Академия ВЭГУ)
Курсовая работа защищена на 5. Структура: Логопедия как наука о нарушениях речи. (Предмет и задачи логопедии. Логопедическое воздействие. теоретические основы логопедии. Принципы и методы логопедии.). Инновационные технологии в логопедии. (Инновационные технологии в логопедической практике. Использование инновационных технологий в работе учителя-логопеда. Использование инновации в коррекционно-развивающей работе ДОУ).
Бесплатные файлы: Содержание.docx