Создан 15 авг. 2016 г., 15:03
64
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 9309
Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В административном отношении Герасимовское нефтяное месторождение расположено в пределах Курманаевского района Оренбургской области на границе с Самарской областью, в 225 км северо-западнее областного центра г. Оренбурга. В 60 км к востоку от месторождения расположен ближайший промышленный центр г. Бузулук. С населёнными пунктами месторождение связано шоссейными и грунтовыми дорогами. К северу от месторождения проходит железная дорога Оренбург-Самара, ближайшая станция Неприк находится в 45 км. В геологическом строении изучаемой территории принимают участие породы архейско-ранне-среднепротерозойского возраста, слагающие кристаллический фундамент, и отложения осадочного чехла палеозойско-мезозойского возраста. Выделяемый в пределах Оренбургской области промежуточный (доплитный) комплекс, представленный верхнепротерозойскими (рифейскими и вендскими), а также ордовикскими, силурийскими и нижнедевонскими образованиями палеозоя, на исследуемой территории практически не развит. Рассматриваемый район принадлежит внешней бортовой зоне Муханово-Ероховского прогиба (МЕП), который является внутриформационной структурой и в современном структурном плане наиболее четко выражен по кровле турнейского и фаменского ярусов. По поверхности кристаллического фундамента Мухано-Ероховскому прогибу (МЕП) соответствует Жигулевско-Оренбургский свод. На Герасимовском месторождении промышленная нефтеносность установлена на разных структурных этажах (средний, нижний карбон). Промышленные залежи нефти установлены в отложениях турнейского яруса (Т1), бобриковского горизонта (Б2), тульского горизонта (Б0) и окского надгоризонта (О1, О2, О6) нижнего карбона. По среднему карбону открыты залежи нефти в башкирских (А4), верейских и каширских отложениях (А1, А0). Физико-химические свойства нефти и растворенного газа изучались по данным исследования поверхностных и глубинных проб нефти специализированными лабораториями НГДУ «Бугурусланнефть», «Бузулукнефть» и научно-исследовательского института «Гипровостокнефть». Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объемным методом. Герасимовское месторождение открыто в 1969 году. Продукция скважин от устья скважин поступает по выкидным трубопроводам на прием автоматизированных групповых замерных установок «Спутник» и далее без разделения фаз газожидкостная смесь направляется по сборным коллекторам на технологическую площадку установки предварительного сброса воды (далее УПСВ). На УПСВ осуществляется двухступенчатая сепарация газа и сброс попутной воды. Излишки газа направляются на газокомпрессорную станцию и далее в существующий газопровод «Бобровка-Нефтегорск» на Нефтегорский ГПЗ. Попутная вода после дополнительной подготовки, заключающейся в очистке от мехпримесей и капельной нефти, используется для целей ППД. В целом, существующая система сбора продукции скважин на месторождении отвечает требованиям работы промысла и контроля за процессом разработки. Надежная и безаварийная эксплуатация действующей системы сбора в дальнейшем будет осложнена тем, что значительная часть трубопроводов отработала свой нормативный срок, рекомендуется замена аварийных участков трубопроводов. При использовании труб некоррозионно-стойких или без антикоррозионного 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. В качестве замерной установки рекомендуется установить ЗУ типа «ОЗНА ИМПУЛЬС», которая 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. В дальнейшем при вводе новых скважин из бурения, для замера дебита скважины можно направить на «ОЗНА ИМПУЛЬС». В результате анализа существующей схемы подготовки продукции скважин, и с учетом динамики добычи [1] рекомендуется провести расширение существующей УПСВ. Единичная производительность существующих входных трехфазных сепараторов ТФСК-Л-100 V = 100 м3 составляет Q = 5500 м3/сут. Для обеспечения качественной подготовки растущих объемов поступающей жидкости, необходимо установить следующее дополнительное оборудование: 1. Входной трехфазный сепаратор ТФСК-Л-100 V=100 м3, либо аналогичное оборудование производительностью не менее Q=5000 м3/сут; 2. Линию ввода деэмульгатора от блока реагентов БР во входной коллектор в новый коллектор перед КУ-3, С-1/3, с регулируемыми клапанами, для пропорционального распределения деэмульгатора. Готовой продукцией УПН является обезвоженная и обессоленная нефть 1 группы качества согласно ГОСТ Р 51858-2002 с содержанием воды до 0,5 % и солей до 100 мг/л. Реконструкции не требуется. В целом, существующая система ППД на месторождении отвечает требованиям работы промысла и контроля за процессом разработки. Надежная и безаварийная эксплуатация действующей системы ППД в дальнейшем будет осложнена тем, что значительная часть трубопроводов отработала свой нормативный срок, рекомендуется замена аварийных участков трубопровода, а так же применение ингибиторов коррозии. Проведенное экономическое обоснование и оценка результатов расчета показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по интенсификации процесса разработки ЭО Саврухинского месторождения экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 84605,19 тыс.руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ. В процессе разработки месторождения предусматривается безопасное ведение работ, а также соблюдение утвержденных в установленном порядке стандартов (норм, правил) по технологии ведения работ, связанных с пользованием недрами. С этой целью рекомендовано: организация и осуществление производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации N 263 от 10.03.1999 г. (в ред. от 01.02.2005 г.) «Об организации и осуществлении производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах». Эксплуатация нефтепромысловых объектов осуществляется в соответствии с требованиями промышленной безопасности, установленными Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 г., N 116-ФЗ. В данном разделе приведен перечень мероприятий по снижению негативного воздействия объекта на окружающую среду, проанализировав который можно сделать вывод, что: при соблюдении всех предусмотренных природоохранных мероприятий, в процессе разработки месторождения существенного и необратимого вреда окружающей среде нанесено не будет; негативное воздействие нефтегазодобычи на атмосферный воздух, поверхностные и грунтовые воды, недра, почву, животный и растительный мир и местное население в целом незначительно и не приводит к нарушению сложившегося природно-антропогенного равновесия; рекомендуемая система подхода к охране окружающей среды и недр в процессе строительства и эксплуатации объектов и сооружений нефтегазодобычи позволяет надежно контролировать, прогнозировать и своевременно устранять техногенные последствия разработки месторождения. В работе проведен Литературный обзор на тему: Современные способы обезвоживания нефтей и представлен Патентный обзор на тему: Современные деэмульгаторы Графический материал в дипломной работе представлен: 1. Обзорная карта Герасимовского месторождения 2. Карта Нефте-насышщенных толщины пласта Б2 Герасимовского местоорождения 3. Геолого -Литологический профиль пласта Б 2 Герасимовского месторождения 4. Схема сбора продукции Герасимовского месторождения 5.Схема системы поддержания пластового давления Герасимовского месторождения 6. Схема установки предварительного сброса воды Герасимовского месторождения 7. Схема установки подготовки нефти Тананыкского месторождения 8. Схема Печи ПТБ -10А 9. Остойник ОН-200 Спецификации к техническим чертежам
Создан 16 авг. 2016 г., 17:20
65
Тип: Отчёт по практике
Стоимость: 333
Самарский государственный технический университет (СамГТУ)
Отчет по производственной практике практике на автомобильном предприятии.
Создан 17 авг. 2016 г., 11:04
66
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Тюменский государственный нефтегазовый университет (ТюмГНГУ)
В административном отношении Мухановское месторождение расположено в южной части Кинель-Черкасского района Самарской области, в 80 км к востоку-северо-востоку от г. Самара и 12 км. к югу от районного центра Кинель-Черкассы. На участке Мухановского месторождения геологический разрез представлен девонскими, каменноугольными, пермскими, неогеновыми и четвертичными отложениями, залегающими на породах кристаллического фундамента. Максимальная вскрытая толщина осадочных отложений составляет 3078 м (скв. 85 Ю-Черновская) Мухановское месторождение расположено в северо-западной части Бузулукской впадины, выделяемой наряду с другими соподчинёнными тектоническими элементами I порядка в палеозойском осадочном чехле Волго-Камской антеклизы. Мухановское месторождение объединяет четыре поднятия: Мухановское, Восточно-Чёрновское, Южно-Чёрновское и Крестовое, разделенные между собой прогибами. По пласту ДII к Мухановскому и Восточно-Чёрновскому поднятиям приурочена единая залежь нефти. Все вышеперечисленные залежи нефти относятся собственно к Мухановскому поднятию. На Восточно-Чёрновском поднятии нефтенасыщение связано с отложениями кунгурского яруса нижней перми, пластами СI, СIа бобриковского горизонта, пластами ДI и ДII пашийского, ДIII/, ДIII ардатовского и ДIV воробьёвского горизонтов. Запасы нефти пласта С2, подсчитанные объемным методом, составляют: • начальные балансовые - 35960,27тыс. т; • начальные извлекаемые - 20497,35тыс. т; • остаточные балансовые на 01.01.16г. - 20342,27 тыс. т; • остаточные извлекаемые на 01.01.16г. - 4879,35тыс. т. Мухановское месторождение разрабатывается с 1946 года и включает в себя собственно Мухановское, Восточно-Черновское, Южно-Черновское и Крестовое поднятия. Фонд добывающих скважин по состоянию на 01.01.2016 г. на Мухановском месторождении составляет 116 скважин. Продукция скважин Мухановского месторождения под давлением, развиваемым штанговыми глубинными насосами, электроцентробежными насосами и под давлением фонтанирования по выкидным трубопроводам поступает на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» и Озна «Импульс». На АГЗУ поочередно производится замер дебита скважин по нефти, газу и воде. Сбор продукции угленосных и девонских пластов осуществляется раздельно. Невозможно осуществить замер дебитов скважин, врезанных в нефтесборный коллектор (табл. 2.2), необходимо предусмотреть переподключение к близжайшим АГЗУ или установить на каждой скважине счетчик дебита СКЖ. Предварительная подготовка осуществляется на УПСВ СУ-3, СУ-12, подготовка нетфти до товарной кондиции по ГОСТ Р 51858-2002 г. происходит на УКПН-1 и УКПН-2 (г. Отрадный). В настоящее время обводненность на выходе с УПСВ СУ-3 составляет 50-60%. Дипломной работой, организация системы поглощения пластовых вод. Практика утилизации сточных вод непосредственно на месторождении осуществляется в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции уже десятки лет, и за это время выработаны необходимые критерии реализации этого тех¬нологического процесса, предотвращающие загрязнение окружающей среды. Во-первых, существенно сокращаются материальные затраты на формирование всей инфраструктуры по утилизации, во-вторых, что значительно важнее, уменьшается риск отрицательного воздействия на окружающую среду, связанный с порывами трубопроводов из-за высокой коррозионной активности сточных вод. При условии выполненных рекомендаций, сброшенная пластовая вода будет использоваться в системе ППД Мухановского месторождения, остаток будет утилизироваться в поглощающий горизонт. Рациональным решением является реконструкция СУ-12 с организацией сброса пластовой воды. Сброшенная пластовая вода будет использоваться для целей ППД Михайловско-Коханского месторождения. К тому же предварительный сброс пластовой воды уменьшит затраты на транспортировку продукции до пункта подготовки нефти и газа (УКПН-2). Для защиты оборудования и системы ППД от коррозии рекомендуется предусмотреть подачу ингибитора коррозии. Подача ингибитора должна производиться дозировочными насосами блока реагентного хозяйства БР, представляющего собой установку моноблочного исполнения. Блок реагентного хозяйства включает в себя электрическое хозяйство, расходную емкость, два дозировочных насоса (один рабочий, второй резервный) для подачи ингибитора коррозии, один дозировочный насос для подачи ударной дозы ингибитора и шестеренчатый насос для заполнения расходной емкости. Проведенное экономическое обоснование и оценка результатов расчета показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по установке счетчиков дебита СКЖ на врезанных в коллектор скважин Мухановскоого месторождения экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 66019,60 тыс.руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ. Нефтегазодобыча опасна повышенной аварийностью работ, так как основные производственные процессы происходят под высоким давлением. Промысловое оборудование и трубопроводные системы работают в агрессивных средах. Химические реагенты, применяемые при бурении скважин, добыче и подготовке нефти, а также добываемые углеводороды и примеси к ним являются вредными веществами для растительного и животного мира, а также для человека. Наряду с природоохранными мероприятиями в целях улучшения и стабилизации экологической обстановки на территории месторождения следует проводить организационные мероприятия, предусматривающие следующие требования: - при строительстве скважин должны быть минимально возможные выбросы вредных веществ; - исключить сооружения земляных буровых амбаров и котлованов для захоронения отходов, и перейти на безамбарное бурение; - не допускать расположение скважин на территории памятников природы и охранных зон; - не допускать расположения скважин на территориях лесного и сельскохозяйственного фондов; - площади скважин не должны попадать в водоохранные зоны рек и других водоёмов и полностью исключить их загрязнение; - проводить обваловние территории устьев скважин; - заменить старые нефтегазопроводы на новые, более надежные, тем самым исключить аварийные разливы нефти, пластовых вод и других токсичных жидкостей; - проводить своевременную рекультивацию земель до полного восстановления почвенного покрова; - уровень загрязнения атмосферы в населённых пунктах не должен превышать ПДК (предельно допустимую концентрацию); - осуществлять контроль за состоянием окружающей природной среды. В работе проведен: Литературный обзор на тему «Современные способы подготовки сточных вод для целей ППД»» Патентный обзор на тему «Современные аппараты обезвоживания нефтей» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1.Обзорная карта Мухановского месторождения 2. Структурная карта Мухановского месторождения 3. Геолого -Литологический профиль Мухановского месторождения 4. Схема сбора продукции Герасимовского месторождения + ППД 5. Технологическая схема СУ-3 Мухановского месторождения 6. Технологическая схема СУ-12 Мухановского месторождения 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. Принципиальная технологическая схема установки №4/2 УКПН-2 ЦПНГ-3 11. Отстойник ОН-200-1,0-2-2 Сборочный чертеж 12. Теплообменник 1400ТП-25-М1 25Г6Кч Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 17 авг. 2016 г., 11:58
67
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ)
В административном плане Ключевское месторождение входит в состав Даниловского района Волгоградской области и расположено в 150 км к северо-западу от города Волгограда и в 55 км северо-восточнее города Фролово. В 35 км на юго-запад от Ключевского месторождения располагается Кудиновское нефтегазовое месторождение. В геологическом строении района принимают участие отложения четвертично-неогеновые, мезозойской, пермской, каменоугольной и девонской систем. Породы кристаллического фундамента на Ключевской площади не вскрыты. Ключевская площадь в региональном плане находится на юго-востоке Воронежской антиклизы, располагаясь в центральной части погребенного Коробковско-Кудиновского вала. Протяженность последнего составляет 100 км. По результатам испытания параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных скважин изучена нефтегазоносность вскрытого разреза от бобриковских до мосоловских отложений. Каменноугольные отложения опробованы в процессе бурения на каротажном кабеле (верейский, мелекесский горизонты) - притоков не получено. В обсаженных скважинах 14 и 363 был опробован бобриковский горизонт, откуда получен незначительный приток нефти с водой. Остальные отложения каменноугольной системы по заключению ГИС не представляют интереса. Девонские породы опробованы в 11 стратиграфических подразделениях: из них в двух (семилукско-рудкинских и ардатовских) получены промышленные притоки нефти; в одном - воробьевском приток газа и конденсата; в трех (ливенских, воронежских и пашийских) отмечены нефтегазопроявления. В трех (саргаевских, мулинских и мосоловских пластах) коллекторов не установлено, при испытании притока не получено. В настоящее время глубинная проба нефти на Ключевском месторождении не отбиралась. Все физико-химические свойства приняты по аналогии с нефтью воронежского горизонта Дудачинского месторождения. Нефть малосмолистая (3,9%), малосернистая (0,29%), парафинистая (3,2%), содержание асфальтенов 0,27, выход легких фракций до 200оС 42%. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объемным методом. Разработка продуктивных пластов Ключевского месторождения на 01.01.2016г. осуществлялась через 21 добывающую скважину. Для ускорения процесса расслоения и обезвоживания в поток сырой нефти подается реагент-деэмульгатор. На состояние построенных выкидных линий и нефтегазосборных трубопроводов влияют сроки службы с момента их ввода в эксплуатацию. Длительная эксплуатация неизбежно приводит к сильному коррозионному износу, происходит постоянное уменьшение толщины стенок труб, старение изоляции, снижение прочностных характеристик трубной стали, проявляется усталостное разрушение труб. Вся система трубопроводов Ключевского месторождения отработала более 10 лет. Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Ключевского 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. Разработан комплекс мероприятий по замене отслуживших трубопроводов на месторождении, который освящён в специальном вопросе дипломного проекта. Замер продукции скважин осуществляется на АГЗУ типа «Спутник» (АМ-40-14-400). Главным недостаток «Спутника»-А является невысокая точность измерения расхода нефти расходомером турбинного типа, обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклонном сепараторе вследствие попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа. Для замера продукции проектируемых добывающих скважин рекомендуется строительство 2 новых АГЗУ типа «ОЗНА-Импульс». Многофазная измерительная установка «Импульс» предназначена для определения в автоматическом и ручном режимах количества продукции жидкости и газа), а также контроля работы нефтяных скважин. Установка состоит из технологического и аппаратурного блоков, выполненных в виде блоков-контейнеров. В технологическом блоке размещены две сепарационные емкости оригинальной конструкции, камера определения плотности, трубопроводная арматура и контрольно-измерительные приборы. В установке используется гидростатический способ измерения массы жидкости и дебита по газу. Особенностью установки является возможность определения плотности смеси последующего расчета ее обводненности по определенному алгоритму. Для транспорта ГЖС в рабочем режиме с СП «Ключи» до Коробковского ЦППН предусматривается установка промежуточной ДНС с целью обеспечения стабильной работы мультифазной насосной станции, установленной на СП «Ключи», и поддержания рабочего давления нагнетания не выше максимально возможного рабочего давления в нефтепроводе (4,0МПа). Применение многофазных насосов позволяет осуществлять перекачку газонефтяной смеси, и тем самым довести утилизацию попутного газа до 99%. При эксплуатации многофазных винтовых насосов существуют следующие преимущества: - поставка насосов в блочном исполнении с системой обогрева, вентиляции, трубной обвязкой с фильтрами, электрооборудованием и пожарной, газовой сигнализацией, с секцией КИП с терминалом оператора и монитором, на который выводится рабочие параметры насосной станции, с контролером, обеспечивающим функцию управления системой; - на приеме насосного агрегата постоянно поддерживается заданное давление, не превышающее 0,5Мпа, что позволило снизить давление в нефтесборных сетях; - многофазные винтовые насосы не имеют утечек через уплотнения валов, а в случае их возникновения они направляются в буферную емкость, т.е. схема сбора утечек закрытая и экологически безопасная; - использование многофазной технологии транспорта продукции скважин позволит снизить давление в напорном трубопроводе и обеспечить стабильный режим загрузки трубопровода, исключив изменения давления в нем, вызванные режимом накопления и откачки жидкости. Это положительно сказывается на надежности и долговечности трубопровода. Анализируя существующую схему КЦППН, предлагается замена существующих технологических резервуаров V=200м3, которые используются для предварительного сброса воды на отстойники заводского изготовления. Длительное пребывание нефти в технологических резервуарах приводит к значительным потерям легких фракций, причем потери эти могут достигать 2-5% от общей добычи, а также эта система не герметична. Применения отстойников обеспечит полную герметизацию технологического процесса, сократить занимаемые площади и улучшить экологическую обстановку КЦППН. Для товарного резервуарного парка предлагается газоуравнительная система с установкой улавливания легких фракций. Это дает сокращению потерь легких углеводородных фракций и уменьшения загазованности территории КЦППН. Месторождение разрабатывается с системой поддержания пластового давления. У 100% водоводов системы заводнения Ключевского месторождения срок службы больше 10 лет. Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система требует контроля, диагностического обследования технического состояния водовдов, а также рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков трубопроводов. Для защиты водоводов в системе ППД на СП «Ключи» предусмотрена подача ингибитора коррозии в приёмный коллектор. Для защиты глубинного оборудования нагнетательных скважин дипломным проектом рекомендуется проведение следующих мероприятий: — установить пакеры на нагнетательных скважинах; — затрубное пространство заполнить ингибитором коррозии. Конструкция нагнетательных скважин должна обеспечивать надежную эксплуатацию в течение всего срока разработки месторождения при проектном давлении нагнетания. 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. Устья нагнетательных скважин необходимо оборудовать фонтанной арматурой типа АНК1-65-21, которая обеспечивает надежную герметизацию устья скважины и позволяет производить операции по эксплуатации скважин и работы по восстановлению их приемистости без излива промывных вод на поверхность. На площадках ВРП, водозаборных и нагнетательных скважин необходимо предусмотреть замер расхода и давления закачиваемой воды. Систему заводнения необходимо оборудовать запорно-регулирующей и предохранительной арматурой. Главной причиной аварий является низкое качество обучения, в том числе при проведении инструктажей, и несвоевременная проверка знаний; допуск к работе необученного персонала или недостаточная квалификация персонала; нарушение правил, норм и инструкций, касающихся охраны труда. Данная причина требует наибольшего внимания со стороны руководства предприятия. Необходимо разработать план контроля за соблюдением рабочим трудовой и производственной дисциплины, предотвращающей появление данной причины. Другими менее значимыми, но от этого не менее опасными, причинами возникновения опасных и вредных факторов являются эксплуатация неисправных машин, механизмов, приспособлений, инструмента; применение опасных приёмов работы; неприменение на работе СИЗ; использование рабочих не по специальности. Анализ природно-климатических условий и экологической обстановки в районе месторождения позволяет оценить их в настоящее время как удовлетворительные для осуществления дальнейшей эксплуатации. По данным визуальных обследований и лабораторных анализов проб почв, воды (поверхностных и подземных) значительных изменений природной среды в пределах Коробковского, Антиповского, Котовского, Голубковского месторождений и прилегающих территорий не выявлено. Отмечено незначительное проявление склоновой эррозии в пределах коридоров коммуникации, несанкционированное складирование в небольших объемах промышленных и бытовых отходов, некоторое сокращение площади естественных пастбищ, изменение минерализации поверхностных и подземных вод, ограниченное загрязнение почв и приземной части атмосферы нефтепродуктами в пределах технологических площадок и прилегающих территорий. Небольшое отрицательное воздействие на природную среду предусматривается нейтрализовать путем выполнения комплекса природоохранных мероприятий и за счет ее саморегуляции. Эксплуатация месторождений не окажет отрицательного влияния на социальную среду района, так как предполагает создание дополнительных рабочих мест и благоустройство территории путем создания сети улучшенных дорог, а также увеличение доходов бюджета. В работе проведен: Литературный обзор на тему «Трубы для системы сбора»» Патентный обзор на тему «Неметаллические трубы» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1.Обзорная карта Ключевского месторождения 2. Структурная карта по кровле воронежского горизонта Ключевского месторождения 3. Геолого-литологический профиль продуктивных отложений Мухановского месторождения 4. Система сбора и ППД Ключевского месторождения 5. Схема сброса, подготовки и закачки пластовой воды 6. Технологическая схема сборного пункта "Ключи" 7. Технологическая схема ДНС "Попки" 8. Технологическая схема пункта подготовки нефти 9. Печь трубчатая блочная ПТБ-10А Сборочный чертеж 10. Отстойник нефтянной Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 17 авг. 2016 г., 14:04
68
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Альметьевский государственный нефтяной институт
В административном отношении Бешкульское месторождение расположено в Наримановском районе Астраханской области, в 53 км к западу от г. Астрахани. Наиболее крупными населенными пунктами в данном районе являются г. Астрахань, г. Нариманов и г. Ильинка. Ближайший населенный пункт пос. Бешкуль находится в 10 км от месторождения. В районе Бешкульского месторождения максимальная глубина вскрытия осадочного комплекса пород 2604 м (скважина 17). Кристаллический фундамент в пределах месторождения не вскрыт. В геологическом строении района принимают участие отложения палеозойской, мезозойской и кайнозойских групп. Бешкульское нефтяное месторождение в нефтегазоносном отношении относится к Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции. Нефтеносность разреза осадочного чехла рассматриваемой территории установлена в узком стратиграфическом диапазоне, в среднеюрских отложениях батского и байосского ярусов. Залежь батского яруса – пластовая, частично тектонически экранированная. Залежи I и II пласта байосского яруса – пластовые, частично тектонически экранированные. Промышленная нефтеносность байосских отложений Бешкульского месторождения установлена в 1963 году по результатам бурения и опробования скважин 2 и 17. В 1999 году возвратным фондом скважин была подтверждена промышленная нефтеносность залежи батского яруса. Все залежи Бешкульского месторождения приурочены к терригенным пластам-коллекторам. Терригенные пласты батского яруса представлены песчаниками мелкозернистыми, рыхлыми. Продуктивными являются отложения батского яруса (нефтяная залежь в интервале глубин 1300-1320 м) и байосского яруса (нефтяные залежи I и II пластов в интервалах глубин 1371-1375 и 1377-1388 м соответственно). По товарной характеристике нефть малосмолистая (массовое содержание серы 5,6 %), малопарафинистая (от 0,8 до 3,0 %). Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объемным методом. Бешкульское нефтяное месторождение открыто в 1963 году разведочной скважиной № 2 Бешкульской, в которой был получен промышленный приток нефти из песчаников байосского яруса средней юры. В пробную эксплуатацию введено в 1983 году, промышленную - в 1986 г. Бешкульское месторождение находится в завершающей стадии разработки, что в свою очередь приводит к увеличению дебитов скважин и обводненности. Разработка продуктивных пластов Бешкульского месторождения на 01.01.2016г. осуществлялась через 13 добывающих скважин. Текущее пластовое давление в залежи байосского яруса составляет 14,1 МПа, что близко к его начальной величине равной 14,8 МПа; целесообразность закачки воды в пласт отпадает. Для частичной подготовки продукции непосредственно на месторождении необходимы изменения в технологическом процессе Бешкульского СП, но т.к. месторождение находится в завершающей стадии разработки вложение больших материальных затрат на переоснащение сборного пункта экономически не целесообразно. Нефти продуктивных пластов Бешкульского месторождения содержат от 0,8 до 3,0 % парафина по массе. Понижение давления и температуры нефти, при движении по стволу скважины, приводит к изменению её фазовых состояний, уменьшает растворимость по отношению к парафину и, следовательно, к его выпадению на глубинном и устьевом оборудовании скважин. При вводе скважин в эксплуатацию, для борьбы с отложением парафина на скважинном оборудовании, необходимо применять тепловые, химические и механические методы. Для ликвидации парафиноотложений рекомендуется периодически проводить термическую обработку НКТ и шлейфов путем прокачки горячей нефти. Возможна также механическая очистка труб от парафина с использование скребков и закачка ингибиторов парафиноотложения, обработка запарафиненого оборудования острым паром. В процессе обводнения скважин высокоминерализованными пластовыми водами не исключено выпадение и отложение в скважинах и системе нефтегазосбора неорганических солей, в связи с чем необходимо предусмотреть ингибирующую защиту скважин и оборудования с использованием реагентов типа СНПХ-5031 и СНПХ-5312, предназначенных для защиты нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата и хлор-кальция. Коррозия металла является основной причиной большинства аварий на трубопроводах, разрушения обсадных колонн и НКТ, сокращения срока службы насосного оборудования на нефтяных месторождениях. Касаемо глубинного насосного оборудования, для добывающих скважин рекомендуется использование насосов в коррозионностойком исполнении. Для обеспечения надежности и стабильности защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии необходимо использовать ингибиторы разных заводов-изготовителей, чтобы всегда была возможность перехода на другой реагент. Оперативный контроль защитного действия ингибиторов коррозии необходимо осуществлять в соответствии с РД 39-0147103-362-86 по образцам-свидетелям путем сравнения скоростей коррозии по ним до и во время подачи ингибитора в систему, а также методом линейной поляризации. Поддержание пластового давления путем заводнения и подземное размещение попутных пластовых вод на месторождении не осуществляется, вся добытая жидкость направляется на ГС-1. В настоящее время подземные воды на производственные нужды на месторождении не изымаются, водозаборные скважины отсутствуют. Для частичной подготовки продукции непосредственно на месторождении необходимы изменения в технологическом процессе Бешкульского СП, но т.к. месторождение находится в завершающей стадии разработки вложение больших материальных затрат на переоснащение сборного пункта экономически не целесообразно. Процесс подготовки нефти на ГС-1 начинается с приема и накопления водонефтяной смеси с Олейниковского и Бешкульского месторождения. Здесь происходить отделение основной части пластовой воды. Для глубокого обезвоживания и обессоливания нефть подается в отстойники после подогрева в печах. Для улучшения процесса обезвоживания перед печами подогрева в поток нефти подается деэмульгатор из расчета 20 г/т нефти. Отсепарированный нефтяной попутный газ после осушки идет на собственные нужды. ГС-1 выпускает нефть 1-й и 2-й групп качества. Единственный параметр, по которому нефть не соответствует 1-й группе качества – это превышение по содержанию солей. Рекомендую увеличить подачу пресной воды перед отстойником О-2 с 10% до 12%. Реконструкцию ГС-1 при такой выработке месторождения проводить нерационально. На Бешкульском и Олейниковском месторождении отсутствует система ППД, а утилизация пластовой воды осуществляется закачкой последней в поглощающие горизонты Олейниковского месторождения. Головные сооружения ГС-2 предназначены для сбора, хранения и отгрузки нефти железнодорожными составами. Проектом предусмотрена возможность отгрузки до 20000 т нефти в сутки, но пропускная способность нефтепровода ГС-1ГС-2 ограничивают эти возможности до 3000-3500 тонн в сутки. Для увеличения загрузки ГС-2, предлагаю заменить участок нефтепровода ГС-1ГС-2. Поскольку на Бешкульском месторождении есть риск отложение парафина в лифтовых трубах. В дипломном проекте рекомендуется следующий комплекс мероприятий по борьбе с асфальтосмолистыми парафинистыми отложениями: Тепловые методы применяются для очистки НКТ с помощью горячей нефти при температуре 80-900С. Рекомендуется периодически проводить термическую обработку НКТ и шлейфов путем прокачки горячей нефти; Механические методы являются наиболее дешевыми, их применение увеличивает межочистной период скважин в 2-3 раза. Рекомендуется проводить механическую очистку труб от парафина с использованием скребков; Наиболее эффективными и перспективными средствами защиты от АСПО в настоящий момент является использование химических реагентов. Рекомендуется закачка ингибиторов парафиноотложения типа СНПХ. Как показывают исследования, наилучшими условиями применения ингибиторов типа СНПХ является непрерывная дозировка реагента в нефть (50-100 г на 1т нефти). Также возможна периодическая (приравненная к непрерывной) дозировка через 2-3 суток и более при дозировке 100-250 г на 1т нефти. Рациональная периодичность подачи ингибиторов связана с уровнем жидкости в затрубном пространстве. При повышении уровня – возможно увеличение периода между дозировками. Высокодебитные скважины рекомендуется оборудовать установками дозирования реагентов. В низкодебитных скважинах рекомендуется использовать капсулированные реагенты, что позволит уменьшить затраты; Также можно рекомендовать использование труб НКТ с внутренним армированным полимерным покрытием; Для очистки нефтепроводов системы сбора месторождения от грязепарафиноотложений по трассе трубопроводов рекомендуется установить паровпускные стояки. Из-за не соблюдения и грубейшего нарушения должностной инструкции по охране труда и нарушении техники безопасности имеют место частые травмы с нанесением телесных повреждений, различных степеней тяжести, увечий и травм повлекшие смерть. Очень частые травмы происходят из-за неисправного инструмента, не соблюдения техники безопасности и слабых знаний на проведение тех или иных работ. Для безопасного ведения работ и улучшения условий труда нужно провести комплекс мероприятий по предупреждению нарушений: - усилить контроль за проведением работ повышенной опасности; - более качественная проверка знаний и обучение персонала; - проверка исправности рабочего инструмента и при необходимости его замена; - контроль за появлением на рабочих местах лиц в алкогольном и наркотическом опьянении; - замена устаревшего и пришедшего в не годность оборудования на новый; - тщательная проверка средств защиты органов дыхания и средств защиты органов зрения. Исходя из плана природоохранных мероприятий делаем вывод, что для стабилизации и улучшения экологической обстановки на территории месторождений необходимо проводить комплекс технологических и организационных мероприятий, предусматривающих следующие экологические ограничения и требования: - при строительстве скважин должны быть минимально возможные выбросы вредных веществ; - исключить сооружения земляных буровых амбаров и котлованов для захоронения отходов, и перейти на безамбарное бурение; - не допускать расположение скважин на территории памятников природы и охранных зон; - не допускать расположения скважин на территориях лесного и сельскохозяйственного фондов; - площади скважин не должны попадать в водоохранные зоны рек и других водоёмов и полностью исключить их загрязнение; - проводить обваловние территории устьев скважин; - заменить старые нефтегазопроводы на новые, более надежные, тем самым исключить аварийные разливы нефти, пластовых вод и других токсичных жидкостей; - проводить своевременную рекультивацию земель до полного восстановления почвенного покрова; - уровень загрязнения атмосферы в населённых пунктах не должен превышать ПДК (предельно допустимую концентрацию); - осуществлять контроль за состоянием окружающей природной среды. Несмотря на все предусмотренные мероприятия, направленные на предупреждение загрязнения окружающей среды, нарушение экологических систем возможны. Уровень этих нарушений будет полностью зависит от выполнения всего комплекса мероприятий, неуклонного соблюдения технических и технологических норм, а также от экологической культуры работников. В заключение следует отметить, что при безаварийной работе объектов нефтедобычи в процессе эксплуатации Бешкульского месторождения, а также выполнении мероприятий, рекомендуемых в настоящей работе, ухудшения экологических условий проживания населения в районе расположения указанного месторождения не ожидается. В работе проведен: Литературный обзор на тему «Борьба с АСПО в системе сбора и подготовки скважинной продукции» Патентный обзор на тему «Современные ингибиторы АСПО в системе сбора и подготовки скважинной продукции» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1.Обзорная карта месторождений нефти и газа на территории Астраханской области 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта батского яруса Бешкульского месторождения 3. Геолого-литологический профиль по продуктивным пластам байского и батского ярусов Бешкульского месторождения 4. Схема сбора скважинной продукции Бешкульского месторождения 5. Технологическая схема ГС-1 6. Технологическая схема ГС-2 7. Сепаратор нефтегазовый НГС-2-П-0,6-1600-2-ТИ Сборочный чертеж 8. Отстойник ОН-100-0,8-1-И Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 17 авг. 2016 г., 15:16
69
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Альметьевский государственный нефтяной институт
В административном отношении Завьяловское месторождение расположено в пределах Бугурусланского района Оренбургской области, в 10 км юго-воточнее г. Бугуруслан. В геологическом строении месторождения принимают участие отложения бавлинской серии рифейско-вендского возраста, отложения девонской, каменноугольной, пермской, неогеновой и четвертичных систем. Толщина осадочного чехла изменяется от 2500 до 3000 м. В тектоническом отношении Завьяловская структура входит в систему поднятий Большекинельского вала. Промышленная нефтеносность месторождения связана с терригенными отложениями бобриковского горизонта (пласт Б2) и карбонатными породами турнейского яруса (пласт В1). Наиболее крупным по запасам является пласт В1. Нефти Завьяловского месторождения характеризуются, в основном, как высокосернистые, смолистые, парафинистые и высокопарафинистые со следующими показателями: -плотность разгазированной нефти – 0,834-0,845 т/м3; -динамическая вязкость при температуре 20ºС – 4.80-5,97 мПа•с; -массовое содержание серы 2,0-2,32%, смол 10,56-14,15%, парафинов – 5,78-6,14%; -газовый фактор от 19,2 м3/т до 31,1 м3/т; -мольное содержание сероводорода в нефтяном газе 0,29-3,06%. В дипломном проекте посчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объёмным методом по состоянию на 01.01.2016г. На месторождении реализована напорная герметизированная система сбора и транспорта продукции скважин. Продукция всех скважин замеряется на автоматизированной групповой замерной установке. На месторождении добывается только карбон, то есть продукция совместима. На месторождении используются АГЗУ типа «Спутник», который работает при обводненности скважин не более 90%, как видно из табл. 2.2 обводненность на Завьяловском месторождении не превышает значение 90%. На Завьяловском месторождении 62,5 % протяженности действующей системы выкидных линий и 44,4% нефтесборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Таким образом система трубопроводов 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. Нефтяной газ Завьяловского месторождения после сепарации на УПН Красноярского используется на печах нагрева, избыток транспортируется по газопроводу на Султангул-Заглядинскую УПН. На Завьяловском месторождении рекомендуется замена старой АГЗУ новой АГЗУ типа «ОЗНА – ИМПУЛЬС». Установка «ОЗНА – ИМПУЛЬС» предназначена для определения в автоматическом и ручном режимах количества продукции (жидкости и газа), а также контроля работы нефтяных скважин. Установка состоит из технологического и аппаратурного блоков, выполненных в виде блоков контейнеров. В технологическом блоке размещены две сепарационные емкости оригинальной конструкции, камера определения плотности, трубопроводная арматура и контрольно-измерительные приборы. В аппаратурном блоке находится станция управления установкой, выполненная на базе модуля микроконтроллера RTU_188 фирмы «Fastwel». Результаты измерений выводятся на алфавитно-цифровой индикатор. В установке используется гидростатический способ измерения массы жидкости (при наливе) и дебита по газу (при сливе). Особенностью установки является возможность определения плотности смеси и последующего расчета ее обводненности по определенному алгоритму. Установка подготовки нефти, установка очистки нефти от сероводорода предназначена для обработки высокообводненной нефтяной эмульсии предназначена с месторождений Северо-Красноярского, Ново-Михайловского, Красноярского и Завьяловского и обезвоженной нефти Карповской УПН с получением товарной обессоленной нефти отвечающей требованиям ГОСТ 31378-2009, конкретная группа качества предусматривается планом производства. Проектная мощность установки подготовки нефти, составляет 2740 т/сут. Общий объем товарной продукции ~1684 т/сут. Объем обводненной нефтяной эмульсии – 4286 т/сут. при обводненности до 90 %. Объем обезвоженной нефти с Карповской УПН поступающей на обессоливание – до 800 т/сут. при обводненности до – 2 ÷ 5 %. Мощностей установки хватает для выполнения технологического процесса. Готовой продукцией является товарная обессоленная нефть 1 группы, отвечающая требованиям ГОСТ Р 51858-2002. Обезвоженная нефть Факт ГОСТ Массовая доля воды % до 5% до 5% Плотность, кг/м3 840,1 – 850,0 830,1-850,0 Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 75-90 100 Массовая доля механических примесей, %, не более 0,04-0,05 0,05 Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ррт), не более 15-20 20 Завьяловское месторождение с 2000 года разрабатывается с поддержанием пластового давления, с закачкой воды в пласты Б2 и В1. Реагенты в системе ППД не используются. Для защиты водоводов от коррозии рекомендуется использовать ингибитор марки «Сонкор 9925». 50 % протяженности действующей системы водоводов высокого давления отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Таким образом система водоводов требует контроля, диагностического обследования технического состояния труб, а также рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков водоводов. В специальном разделе освещены требования и методы измерения количества сырой нефти. В экономической части определен экономический эффект от предложенного технологического мероприятия. В части охрана труда проанализированы опасности производственного процесса, приведены факторы характеризующие производственный травматизм и профзаболевания. В экологической части проанализировано состояние окружающей среды и даны рекомендации по снижению негативного влияния разработки месторождения на окружающую среду. В работе проведен: Литературный обзор на тему «Установки для измерения дебитов при групповом сборе» Патентный обзор на тему «Установки для измерения дебитов скважин» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Обзорная карта месторождений нефти и газа на территории Оренбургской области 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта В1 3. Геолого-литологический профиль по продуктивным пластам по линии скважин 1812-403-1814-1808-1809 4. Схема сбора скважинной продукции Завьяловского месторождения 5. Схема системы поддержания пластового давления Завьяловского месторождения 6. Принципиальная схема УПН "Красноярская" 7. Отстойник ОН-200-1,0-2 Сборочный чертеж 8. Сепаратор нефтегазовый НГС-2-П-0,6-3000-2-Т-И Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 17 авг. 2016 г., 16:14
70
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Ухтинский государственный технический университет (УГТУ)
В административном отношении Курманаевское месторождение расположено в пределах одноименного района Оренбургской области, 30 км к югу от г. Бузулук, через который проходит железнодорожная магистраль Куйбышев-Оренбург. На Курманаевской площади вскрыты отложения девонской, каменноугольной, пермской, триасовой, юрской и четвертичной систем. Отложений кристаллического фундамента описываются по аналогии с соседними Бобровским месторождениями. В региональном тектоническом плане Курманаевское месторождение расположено в центральной части Бузулукской впадины и приурочено к сложно построенному Бобровско–Покровскому валу, являющемуся структурным осложнением южного борта Камско–Кинельской системы прогибов. Продуктивный разрез Курманаевского месторождения приурочен к отложениям нижнего карбона, промышленная нефтеносность установлена в продуктивных пластах О2, О3 окского надгоризонта, Б0 тульского надгоризонта, Б2 бобриковского горизонта, Т1 и Т2 турнейского яруса. В квалификационной работе рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объемным методом. Продукция нефтяных скважин поступает на замерные установки (АГЗУ), после замера дебита, продукция скважин поступает на УПСВ «Курманаевская» для сепарации и подготовки. После чего частично подготовленная нефть с УПСВ «Курманаевская» поступает на УПН «Бобровская» для окончательной подготовки. После УПН «Бобровская» нефть через ДНС «Кулешовская» поступает на НПС «Кротовка» и далее в систему магистральных нефтепроводов. Попутный газ Курманаевского месторождения поступает на ГКС Курманаевская (газокомпрессорная станция). С ГКС Курманаевская нефтяной газ по газопроводу ГКС Бобровская Бобровского месторождения и далее на Нефтегорский ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Процент утилизации попутного газа за 2015 год по Курманаевскому месторождению составляет – 95 %. На месторождении проводится ежегодная диагностика (толщинометрия, дефектоскопия, назначаются плановые гидроиспытания). По результатам диагностики принимается решения о целесообразности проведения ремонта, замены, срока продления эксплуатации трубопроводов. 48,27 % протяженности выкидных линий и 57,14 % нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Поэтому необходимо предусмотреть мероприятия по реконструкции трубопроводов системы нефтесбора. Последовательная замена прокорродированных участков позволит уменьшить количество аварийных порывов и повысить надежность эксплуатации нефтесборных трубопроводов. При использовании труб некоррозионностойких или без антикоррозионного 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. Дальнейшая добыча продукции будет сопровождаться ростом ее обводненности, эксплуатация системы нефтесбора будет осложняться увеличением коррозионной активности пластовой воды. Коррозионному воздействию будет подвергаться внутренняя поверхность труб нефтесбора. Для нового строительства нефтесборных трубопроводов необходимо применять трубы из стали с высокой коррозионной стойкостью. В качестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» (АМ-40-14-400). Недостаток Спутника-А – невысокая точность измерения расхода нефти расходомером турбинного типа, обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклонном сепараторе вследствие попадания в счетчик 8 вместе с жидкостью пузырьков газа. Для определения дебита продукции нефтяных скважин по нефти, газу и определения обводненности продукции рекомендуются замерные установки «ОЗНА-Квант». ГЗУ «ОЗНА-Квант». Измерительная установка относится к новому поколению замерных установок с гидростатическим методом измерения. Отсутствие большого количества движущихся и требующих обслуживания узлов в значительной степени повышает надежность установки и снижает эксплуатационные затраты. Максимальная пропускная способность УПСВ «Курманаевская» по установленному оборудованию составляет 3600 тыс. т/год. В связи с тем, что УПСВ Курманаевская уже в настоящее время работает с перегрузом по предварительному сбросу воды с Курманаевского месторождения, необходима установка дополнительного оборудования для подготовки нефти. Необходимо отметить, что на УПСВ Курманаевская в настоящее время производится предварительный сброс воды нефтей с месторождений Скворцовской группы. Для разгрузки УПСВ необходимо предварительный сброс воды осуществлять на этих месторождениях. На этих месторождениях необходимо строительство собственных УПСВ, согласно проектных документов. С 1979 года с целью поддержания пластового давления в залежах осуществляется закачка воды. Для закачки используется подтоварная вода с УПСВ «Курманаевская». 41.17 % протяженности высоконапорных водоводов и 100 % низконапорных водоводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности данного региона (РД 39-132-94). Последовательная замена прокорродированных участков позволит уменьшить количество аварийных порывов и повысить надежность эксплуатации водоводов. В технической части приведены технологический расчет сепаратора и отстойника, гидравлический расчет одно и двухфазного сложного трубопроводов. В экономической части предоставлены сведения об экономической эффективности технологического мероприятия по замене аварийных участков нефтесборных трубопроводов Курманаевского месторождения ЦДНГ-2. Проанализировав организацию работы по охране труда в ПАО «Оренбургнефть», можно сделать вывод, что охране труда уделяется много внимания в организации. Этот факт подтверждает минимальное количество аварий и несчастных случаев по вине сотрудников компании. В целом экологическая обстановка в ПАО «Оренбургнефть» является благоприятной. При соблюдении всех предусмотренных природоохранных мероприятий при разработке месторождения существенного и необратимого вреда окружающей природной среде нанесено не будет. В работе проведен: Литературный обзор на тему «Современные способы обезвоживания нефтей» Патентный обзор на тему «Современные аппараты обезвоживания нефти» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Обзорная карта месторождений ПАО "Оренбургнефть" 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Т1 3. Геологический разрез пластов Б2, В1(Т1) и В2(Т2) 4. Схема сбора скважинной продукции Курманаевского месторождения 5. Схема системы ППД Курманаевского месторождения 6. Технологическая схема УПСВ "Курманаевская" 7. Технологическая схема УПН "Бобровская" 8. Сепаратор нефтегазовый НГС-2-П-0,6-3000-2-Т-И Сборочный чертеж 9. Отстойник нефтяной ОН-100-1-2 Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 17 авг. 2016 г., 16:48
71
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ)
В административном отношении Хилковское нефтяное месторождение расположено на границе трёх административных районов Самарской области: Кинельского, Красноярского и Кинель-Черкасского, в 60 км к северо-востоку от областного центра. Разрез Хилковского месторождения представлен породами кристаллического фундамента, девонскими, каменноугольными, пермскими, неогеновыми и четвертичными отложениями. Максимальная вскрытая толщина разреза Хилковского месторождения составляет 3035 м (скважина 449). В региональном тектоническом плане Хилковское месторождение расположено в пределах северо-западной бортовой части Бузулукской впадины, выделяемой наряду с другими соподчиненными тектоническими элементами I порядка в палеозойском осадочном чехле Волжско-Камской антеклизы. Промышленные залежи нефти установлены в следующих семи продуктивных горизонтах: А-4 - башкирский ярус; С-I/ и С-I - бобриковский горизонт; С-II - радаевский горизонт; В-1 – турнейский ярус; ДЛ - заволжский надгоризонт; Д-I и Д-II - пашийский горизонт; Д-III/ и Д-III – ардатовский горизонт. Рассчитаны балансовые и извлекаемые запасы нефти и газа пласта Д1 объемным методом, которые составили следующие значения: - начальные извлекаемые запасы нефти 8197,46 тыс. т; - остаточные извлекаемые запасы нефти 3742,46 тыс. т; - начальные извлекаемые запасы газа 620137,90 тыс. м3; - остаточные извлекаемые запасы газа 283117,10 тыс. м3. Месторождение введено в разработку в 1960 году, т.е. большая часть трубопроводов отработала нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности данного региона. Продукция скважин Хилковского месторождения под устьевым давлением по выкидным трубопроводам диаметром от 73 до 114 мм поступает на соответствующие 3 замерные установки (АГЗУ-107,109, 111), где осуществляется замер отдельной скважины по жидкости. 93,75% протяженности действующих выкидных линий и 100% нефтегазосборных и напорных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Таким образом рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Хилковского 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. На месторождение разрабатываются пласты карбона А-4, С1+С2, С2, Б2(С1), Б2(С1)’, Б2’Б2 и девона Д1. По состоянию на 01.01.2015г на Хилковском месторождении добывается 1301 м3/сут жидкости. На долю девона приходится 30 м3/сут или 2,3%, что является незначительным. Таким образом, выпадение солеотложений по причине смешения химически несовместимых попутно-добываемых вод девона и карбона маловероятно. В системе сбора и транспортировки нефти Хилковского месторождения реагенты не применяются. Для очистки нефтепроводов от грязепарафиноотложений по трассе трубопроводов установлены паровпускные стояки. Обводненность добываемой продукции Хилковского месторождения достигает до 90%, для защиты трубопроводов и нефтепромыслового оборудования рекомендуется ввод ингибитора коррозии. Существующие АГЗУ работают в штатном режиме: количество подключенных скважин к каждой установке не превышает 14 штук, обводненность продукции не превышает 98%. Главный недостаток Спутника-А – невысокая точность измерения расхода нефти расходомером турбинного типа, обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклонном сепараторе вследствие попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа. Рекомендовать замену замерного оборудования не рентабельно, так как месторождение находится на последней стадии разработки. Установка предварительного сброса воды УПСВ СУ-4 ЦПНГ-3 УПНГ АО «Самаранефтегаз» предназначена для приема, сепарации, частичного обезвоживания добываемого из эксплуатационных скважин Хилковского и Репьевского месторождений продукта (нефтяной эмульсии), с получением конечных продуктов. Конечными продуктами являются: частично обезвоженная нефть (содержание воды 10-20%), попутный нефтяной газ, пластовая вода. Полученная обезвоженная нефть транспортируется в коллектор УПСВ СУ-4 (в штатном режиме) или в коллектор Алакаевская УПН-УКПН-2 «С». Сепарированный газ подается по коллектору на Отрадненский газоперерабатывающий завод бескомпрессорным способом. Отобранная пластовая вода подается на прием системы ППД Хилковского месторождения. Анализ работы установки показывает, что проектная производительность установки составляет 8000 м3/сут, текущая производительность установки составляет 1442 м3/сут или 18%, т.е в настоящее время УПСВ малозагружена и работает не в оптимальном режиме. Попутный нефтяной газ, выделившийся в процессе разгазирования, по газопроводу подается на Отрадненский ГПЗ, для улучшения процесса деэмульсации на установке применяется деэмульгатор. Обводненность на выходе с установки составляет 10-20%, что объясняется тем, что сброс осуществляется в объеме закачки Хилковского месторождения. Установка предварительного сброса воды УПСВ-3 ЦПНГ-3 УПНГ АО «Самаранефтегаз» предназначена для сепарации, частичного обезвоживания продукции скважин Мухановского месторождения и потоков, поступающих с УПСВ-4 (Репьевское и Хилковское месторождения), и перекачки частично обезвоженной и разгазированной нефти на УКПН-2 для дальнейшей подготовки нефти до товарных кондиций. Выделившийся газ под собственным давлением транспортируется по газопроводу на ЗАО «Отрадненский ГПЗ». Сырьём для УПСВ СУ-3 служит пластовая нефть Мухановского месторождения, а также поток водонефтяной эмульсии с УПСВ-4 (частично подготовленная продукция Хилковского и Репьевского месторождений). Готовой продукцией является разгазированная и обезвоженная до 50-60% остаточного водосодержания нефть. Для деэмульсации отсепарированной эмульсии, а так же для улучшения транспортных свойств в качестве вспомогательных материалов используется деэмульгатор марки Реапон-4В. На технологической нитке № 1 производится подготовка девонской нефти, поступающей с Козловской УПСВ, СУ-6, 5, точки врезки 21 Кинель-Черкасского месторождения и с точки врезки 2 Мухановского месторождения. На технологической нитке № 2 производится подготовка девонской и угленосной нефти, поступающей с Козловской УПСВ, Алакаевской УПН, СУ-26, 3, 4, 7, 9, 10, 25, 27, 17, 11, 12, 18, 19 и с точки врезки 1 Мухановского месторождения. 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. 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. 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. Метанол используется для предотвращения образования кристаллогидратов и борьбы с ними в газопроводах подачи попутного газа от сепараторов установки на ГКС и ОГПЗ. Для повышения эффективности разделения водонефтяных эмульсий в технологическом процессе установки применяются следующие реагенты - деэмульгаторы: Прогалит-20/40, Диссолван-4411, Диссолван-4316, Диссолван-4490, Диссолван-2830, Реапон-4В, Реапон-СТХ-1, ДИН-4. 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. 1. Таблица 1 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 (мм. рт. ст.), не более (500) (500) (500) t=37,8 0С 5. Содержание хлорорганический соединений не нормируется. Определение обязательно АСТМ Д 4929-99 6. Массовая доля сероводорода, ppm, не более 20 50 10 ГОСТ 50802-95, 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. В настоящее время Хилковское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления продуктивных нефтяных пластов Б2 (С1), Б2(С1)` и А-4. Закачка воды ведется в пять нагнетательные скважины - №№432, 490, 477, 617, 620. Источником водоснабжения для целей ППД на месторождении служат пластовые сточные воды, сбрасываемые с установки предварительного сброса воды УПСВ-4 на площадке СУ-4. 80% протяженности действующих водоводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Таким образом, рассматриваемая водоводная система эксплуатации Хилковского 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 трубопроводов. В технической части приведены технологический расчет технологического оборудования, гидравлический расчет одно- и двухфазного сложных трубопроводов. Обводненность добываемой продукции Хилковского месторождения достигает до 90%, для защиты трубопроводов и нефтепромыслового оборудования рекомендуется ввод ингибитора коррозии. Проведенное экономическое обоснование и оценка результатов расчета показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по использования ингибитора коррозии на ЭО Хилковского месторождения экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 70669,13 тыс. руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО. Для сохранения здоровья и жизни работника следует проводить ряд технических мероприятий, которые бы снижали опасное воздействие вредных факторов на организм человека. Также организовывать мероприятия направленные на снижение численности и предупреждение несчастных случаев, профзаболеваний, мероприятия по предупреждению появления опасных и вредных факторов при работе оператора по добыче нефти и газа. С этой целью следует проводить инструктажи различных видов, соблюдать параметры техпроцесса, соблюдать правила при транспортировке, монтаже, спуске; проверять герметичность выкидных линий трубопроводов, устанавливать на оборудовании и ограждениях спецзнаки, предупреждающие об опасности; применять средства индивидуальной защиты; организовывать контроль за состоянием оборудования. Комплексная оценка воздействия на окружающую среду, позволяет сделать вывод, о том, что природные условия в районе Хилковского месторождения являются ограниченно благоприятными по состоянию атмосферного воздуха, водного бассейна, и почвенного покрова. При соблюдении всех предусмотренных природоохранных мероприятий при разработке месторождения существенного и необратимого вреда окружающей природной среде нанесено не будет. Негативное воздействие нефтегазодобычи на поверхностные и грунтовые воды, недра, почву, животный и растительный мир незначительно и не приводит к нарушению сложившегося природно-антропогенного равновесия. В работе проведен: Литературный обзор на тему «Факельное хозяйство» Патентный обзор на тему «Одоранты» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1.Обзорная карта месторождений АО "Самаранефтегаз" 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Д1 пашийского яруса 3. Геолого-литологический профиль продуктивных пластов Д1, Д2 пашийского Д3', Д3 ардатовского горизонтов 4. Схема сбора скважнной продукции и системы ППД Хилковского месторождения 5. Технологическая схема УПСВ СУ-4 6. Технологическая схема УПСВ СУ-3 7. Технологическая схема установки №3/1 УКПН-1 ЦПНГ-3 8. Технологическая схема установки 2 УКПН-2 ЦПНГ-3 9. Отстойник ОН-100-1,0-2-2 Сборочный чертеж 10. Сепаратор нефтегазовый НГС-2-П-1,0-3200-2-Т-И Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 18 авг. 2016 г., 9:03
72
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ)
В административном отношении Горное месторождение расположено на территории Красногвардейского района Оренбургской области в 70 км к востоку от г. Бузулук, в 35 км на северо-восток от г. Сорочинск и в 165 км к северо-западу от г.Оренбург. В разрезе месторождения выделяются два структурно-формационных этажа: архей-протерозойский кристаллический фундамент и палеозойский осадочный чехол. Так как на Горном месторождении скважины пробурены лишь до фаменского яруса, описание нижележащих толщ дается по скв. №№ 202 и 200 Родинского месторождения. В региональном структурно-тектоническом отношении месторождение приурочено к Покровско-Сорочинской зоне поднятий, контролирующей область сочленения северо-западного борта Бузулукской впадины и юго-восточного склона Волго-Уральской антеклизы. Приведены свойства нефти и газа продуктивных пластов Горного месторождения. Рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объемным методом пласта Т1 Южного купола Горного месторождения. Продукция скважин Горного месторождения по выкидным линиям поступает на четыре автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), где проводятся замеры количества поступающей продукции. От АГЗУ продукция по нефтесборным трубопроводам поступает на дожимную насосную станцию (ДНС) Горного месторождения, где осуществляться частичная сепарации от газа и воды. ДНС. Весь попутный газ, отделившийся после сепарации, поступает на газовый сепаратор, а затем сжигается на факеле. Затем продукция поступает на Родинскую установку предварительного сброса воды (УПСВ). Обезвоженная и частично разгазированная нефть насосами подается по нефтепроводу «Горное-Покровка» на Покровские головные сооружения, где совместно с нефтью других месторождений проходит полный технологический цикл подготовки. Система нефтегазосборных трубопроводов Горного месторождения состоит из: - выкидных трубопроводов от добывающих скважин до АГЗУ; - нефтесборных трубопроводов для транспорта продукции скважин от АГЗУ до дожимной насосной станции. 73,68 % протяженности действующей системы выкидных линий и 62,5% нефтесборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94) [3]. Дальнейшая добыча продукции будет сопровождаться ростом ее обводненности, начиная с 2016 г. Соответственно, эксплуатация системы нефтесбора будет осложняться увеличением коррозионной активности пластовой воды в составе продукции. Коррозионному воздействию будет подвергаться внутренняя поверхность труб нефтесбора и нефтепромысловое оборудование. Анализ сложившейся на месторождении системы сбора, транспорта и подготовки продукции скважин, динамики добычи, нефти, газа и попутной пластовой воды, их состава и свойств позволяет сформулировать требования и рекомендации к системе сбора и промышленной подготовке продукции скважин: действующая система нефтесбора, построенная в 80-х годах устарела физически и требуется ее реконструкция. Перед началом проведения реконструкции следует выполнить оптимизацию действующей системы с коррекцией их диаметров, что может значительно изменить металлоемкость системы. 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. 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 замера дебита жидкости, газа и нефти в составе продукции рекомендуется применять АГЗУ в коррозионностойком исполнении, с массовым измерением составляющих продукции: (нефти+воды) и газа. Наиболее полно отвечает данным требованиям установки производимые заводом ОАО "ОЗНА". В технологическом блоке, которых находится насос-дозатор ингибиторов коррозии, парафиновых и солеотложений. 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. Результаты измерения выводятся на монитор компьютера, кроме того, определяется плотность нефти, объем газа и другие параметры. ДНС «Горная» предназначена для сбора газонасыщенной нефтяной эмульсии со скважин Горного, Токского, Ананьевского и Западно-Куштакского месторождений, сепарации нефти от попутного нефтяного газа, частичного сброса пластовой воды, транспорта дегазированной нефти центробежными насосами на УПН «Покровская», закачки пластовой воды в систему ППД и сжигания газа, выделившегося при сепарации смеси нефтей на факельной установке. Сырьем ДНС «Горная» является газонасыщенная нефтяная эмульсия, добываемая со скважин Горного, Токского, Ананьевского и Западно-Куштакского месторождений, средняя обводнненность которой составляет не более 67%, газовый фактор до 30 м3/т. Для разрушения нефтяных эмульсий на ДНС «Горная» предусмотрено использование деэмульгаторов - поверхностно-активных веществ (ПАВ), обладающих большой активностью. Так как сжигание попутного газа на факеле допустимо только при аварийных ситуациях, согласно утвержденной «Программы «ГАЗ» по утилизации попутного нефтяного газа на месторождениях ОАО «Оренбургнефть» на 2015 гг.», рекомендуется произвести реконструкции газопровода ДНС «Горная» до точки врезки в газопровод УПСВ «Никольская»-ГКС «Покровская». Что повысит уровень утилизации по Горному месторождениям до 95 %. Установка предварительного сброса воды (УПСВ) Родинского месторождения предназначена для осуществления сепарации и подготовки нефти до остаточного содержания воды не выше 5%. На установку поступает нефть со скважин (ЗУ 8, 9, 11) Родинского месторождения, а также Тоцкого, Горного и Баклановского месторождений. В качестве реагентов – деэмульгаторов в процессе подготовки для нефтей, поступающих на Родинскую УПСВ, рекомендовано применение реагента типа ДОУФАКС (импорт) и реагент отечественный типа «ДИН». Покровская установка подготовки нефти (УПН) предназначена для получения: - обезвоженной, обессоленной и стабильной нефти 1 группы качества; - газа 1, II и термической ступени сепарации, направляемого в качестве сырья на Покровскую газокомпрессорную станцию (ГКС); - очищенной и дегазированной пластовой сточной воды, используемой в системе заводнения Покровского месторождения. Сырьем для УПН является газонасыщенная и обводненная (до 60-70%) смесь нефтей Покровского, Пронькинского, Воробьевско-Никифоровского, Рябинового, Пасмуровского месторождений с общим названием «Покровская нефть», а также сепарированная и обезвоженная до 7 % нефть с Сорочинско-Никольской установки предварительного сброса воды – «Сорочинская нефть». Готовой продукцией является обезвоженная и обессоленная нефть 1 группы качества согласно ГОСТ Р 51858-2002 с содержанием воды до 0,5 % и солей до 100 мг/л. В качестве вспомогательных продуктов, используемых в процессе подготовки нефти, применяются деэмульгаторы ДИН-4, ДИН-12Д, LML-4312м, LML-4312с, ингибиторы солеотложений ДПФ-1, ПАФ-13-А и ингибитор коррозии ВНПП-1. Попутно добываемая пластовая вода, отделяемая в процессе обезвоживания и обессоливания нефти, после очистки от нефти и механических примесей используется в качестве рабочего агента при заводнении продуктивных пластов. В качестве вспомогательных продуктов, используемых в процессе подготовки нефти, применяются деэмульгаторы ДИН-4, ДИН-12Д, LML-4312м, LML-4312с, ингибиторы солеотложений ДПФ-1, ПАФ-13-А и ингибитор коррозии ВНПП-1. В настоящее время Горное месторождение обустроено и разрабатывается с поддержанием пластового давления в продуктивных пластах О4, Т1, Т3, Т2 путем закачки пластовой воды в семь нагнетательных скважин (по состоянию на 01.01.2016г.). Источником водоснабжения на нужды заводнения является подтоварная вода с очистных сооружений ДНС «Горная». Согласно таблице (табл. 2.16) больше половин 83,33 % из построенных низконапорных водоводов имеют срок эксплуатации более 10 лет, а из высоконапорных водоводов – 64,28 %. Состояние таких водоводов в связи с их физическим износом и старением металла стенок труб характеризуется как неудовлетворительное. Поэтому необходимо предусмотреть мероприятия по капремонту и реконструкции водоводов системы ППД. Последовательная замена прокорродировавших участков позволит уменьшить количество аварийных порывов и повысить надежность эксплуатации водоводов. Чтобы обеспечить надежную и эффективную работы системы ППД в процессе эксплуатации, необходимо по каждой нагнетательной скважине в соответствии с «Обязательным комплексом промысловых геофизических и гидродинамических исследований в скважинах» не менее одного раза в неделю количественно замерять следующие параметры:  приемистость;  давление нагнетания воды на устье;  давление в межтрубном пространстве. При изменении какого-либо из измеренных параметров более, чем на 20% от первоначального, скважина останавливается и проводятся исследования причин изменения режима ее работы, в том числе определяется состояние герметичности обсадной колонны и цементного кольца за колонной. Для обеспечения контроля и регулирования объемов закачки весь нагнетательный фонд должен быть оснащен расходомерами воды. К применению рекомендуются расходомеры типа СВУ или УРСВ. Расходомеры следует размещать либо на устье скважины, либо в блоке распределения воды (БРВ). Для регулирования расхода воды на устье каждой нагнетательной скважины необходимо установить легкосъемные штуцера из износостойких материалов или другое оборудование, позволяющее быстро регулировать режим работы нагнетательной скважины. Проведен технологический расчет отстойника и сепаратора, гидравлический расчет двухфазного и однофазного трубопроводов. В экономической части определена экономическая эффективность от предложенного технологического мероприятия по использованию ингибитора коррозии в системе сбора Горного месторождения. Основой охраны труда является ведения технологического процесса с соблюдением норм технологического контроля, обусловленных технологическими инструкциями и технологическим регламентом. При соблюдении всех установленных норм по ведению безопасных работ аварийные ситуации сводятся к минимуму. Исходя из плана природоохранных мероприятий делаем вывод, что для стабилизации и улучшения экологической обстановки на территории месторождений необходимо проводить комплекс технологических и организационных мероприятий. Несмотря на все предусмотренные мероприятия, направленные на предупреждение загрязнения окружающей среды, нарушение экологических систем возможны. Уровень этих нарушений будет полностью зависит от выполнения всего комплекса мероприятий, неуклонного соблюдения технических и технологических норм, а также от экологической культуры работников. В работе проведен: Литературный обзор на тему «Современные способы обезвоживания нефтей» Патентный обзор на тему «Современные аппараты обезвоживания нефти» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Обзорная карта месторождений ПАО "Оренбургнефть" 2. Структурная карта по кровле коллектора пласта Т1 турнейского яруса 3. Геолого-литологический профиль продуктивных пластов по линии I-I 4. Схема сбора нефти Горного месторождения 5. Схема системы ППД Горного месторождения 6. Технологическая схема дожимной насосной станции "Горная" 7. Технологическая схема установки предварительного сброса воды "Родинская" 8. Технологическая схема установки подготовки нефти "Покровская" 9. Сепаратор нефтегазовый НГС-1,0-3400 тип I Сборочный чертеж (общий вид) 10. Сепаратор нефтегазовый НГС-1,0-3400 тип I Сборочный чертеж 11. Отстойник ОН-200-1,0-2 Сборочный чертеж
Создан 18 авг. 2016 г., 9:30
73
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Бирюковское месторождение расположено на территории Кинельского административного района Самарской области, в 60 км к востоку от г. Самары. Осадочный чехол Бирюковского месторождения представлен породами девонского, каменноугольного, пермского, неогенового и четвертичного возрастов. Вскрытая толщина отложений составляет 3250 м. В регионально-тектоническом плане Бирюковское месторождение расположено в пределах Борской депрессии Бузулукской впадины, а по отложениям нижнего карбона месторождение приурочено к юго-западной прибортовой зоне Муханово-Ероховского прогиба (МЕП). На Бирюковском месторождении промышленные скопления нефти выявлены только в отложениях тиманского (пласт Дк) и пашийского (пласт ДI/) горизонтов верхнего девона. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объемным методом. По состоянию на 01.01.2016 г. действующий фонд добывающих скважин Бирюковского месторождения составляет 4 единицы (скважины №№ 71, 72, 75, 76). 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. Отклонением от рекомендаций, приведенных в РД 39-0148311-605-86, является скважина, продукция которой поступает напрямую в коллектор. Дипломным проектом рекомендуется использовать счетчик СКЖ для замера продукции скважины №76. Продукция Бирюковского месторождения транспортируется на УПСВ СУ-10 Дмитриевского месторождения. Далее частично разгазированная нефть Бирюковского месторождения в смеси с обезвоженной нефтью Дмитриевского и Малышевского месторождений до 5% остаточного водосодержания по существующей сети напорных трубопроводов поступает на УКПН-2, где осуществляется подготовка нефти до товарных кондиций по ГОСТ Р 51858-2002. Попутный нефтяной газ Бирюковского месторождения, выделившийся в сепараторах УПСВ СУ-10 бескомпрессорным способом по существующей сети газопроводов диаметром 273-325 мм, общей протяженностью 15,2 км транспортируется на Отрадненский газоперерабатывающий завод (ОГПЗ). В случае необходимости газ может сбрасываться на свечу. Фактический уровень использования газа Бирюковского месторождения составляет порядка 94,8%. В качестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Мера» (40-8-400), которая является современным представителем замерных устройств, позволяющим делать измерения с с высокой точностью (погрешность %± 2,5). На месторождении добывается совместимая продукция (девон). В системе сбора Бирюковского месторождения реагенты не используются. Выкидные линии и нефтегазосборный трубопровод чледую классификации (РД 39-132-94) являются новыми и средней продолжительности эксплуатации. Установка предварительного сброса воды УПСВ-10 ЦПНГ-3 УПНГ АО «Самаранефтегаз» предназначена для сепарации, частичного обезвоживания продукции скважин Дмитриевского месторождения и потоков, поступающих с СУ-7 и СУ-9 и перекачки частично обезвоженной и разгазированной нефти на УКПН–2 для дальнейшей подготовки нефти до товарных кондиций. УПСВ-10 расположена на территории Дмитриевского месторождения. Проектная производительность УПСВ - 10 составляет 6000 м3/сут. Фактическая производительность установки 2200 м3/сут. Установка не работает не на полную мощность. Сырьём для данной установки предварительного сброса воды служит обводненная, до 95 %, пластовая нефть, добываемая из скважин Дмитриевского месторождения и поступающая с сепарационных установок СУ-7, 9. Вместе с пластовой нефтью добывается значительное количество пластовой воды и попутного нефтяного газа. Поскольку обводненность продукции, поступающей на установку, очень высокая при подготовке применяются реагенты для разрушения водонефтяных эмульсий СТХ-1, СТХ-5, Реапон-4В, ДИН-1Е и Decleave-1266. На технологической нитке № 1 производится подготовка девонской нефти, поступающей с Козловской УПСВ, СУ-6, 5, точки врезки 21 Кинель-Черкасского месторождения и с точки врезки 2 Мухановского месторождения. На технологической нитке № 2 производится подготовка девонской и угленосной нефти, поступающей с Козловской УПСВ, Алакаевской УПН, СУ-26, 3, 4, 7, 9, 10, 25, 27, 17, 11, 12, 18, 19 и с точки врезки 1 Мухановского месторождения. 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. 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. 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. Метанол используется для предотвращения образования кристаллогидратов и борьбы с ними в газопроводах подачи попутного газа от сепараторов установки на ГКС и ОГПЗ. Для повышения эффективности разделения водонефтяных эмульсий в технологическом процессе установки применяются следующие реагенты - деэмульгаторы: Прогалит-20/40, Диссолван-4411, Диссолван-4316, Диссолван-4490, Диссолван-2830, Реапон-4В, Реапон-СТХ-1, ДИН-4. 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. 2.7. Таблица 2.7 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 Продолжение таблицы 2.7 Наименование показателя Норма для нефти группы Метод испытания 1 2 3 (мм. рт. ст.), не более (500) (500) (500) t=37,8 0С 5. Содержание хлорорганический соединений не нормируется. Определение обязательно. АСТМ Д 4929-99 6. Массовая доля сероводорода, ppm, не более 20 50 10 ГОСТ 50802-95, 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. На Бирюковском месторождении имеется система заводнения с целью поддержания пластового давления (ППД). По состоянию на 01.01.16г. заводнение пласта Дк осуществляется в нагнетательную скважину №74 подземной водой радаевского горизонта, для чего в нагнетательной скважине организован внутрискважинный принудительный переток. В специальном вопросе рассмотрен вопрос дальнейшего обустройства месторождения. Проведен технологический расчет отстойника и сепаратора, гидравлический расчет двухфазного и однофазного трубопровода. В экономической части определен экономический эффект от предложенного технологического мероприятия. Причинами возникновения опасных и вредных факторов являются эксплуатация неисправных машин, механизмов, приспособлений, инструмента; применение опасных приёмов работы; неприменение на работе СИЗ; использование рабочих не по специальности. В шестой главе рассмотрены вопросы рационального охраны недр и окружающей среды. Предусмотренные охранные мероприятия могут обеспечить: • предотвращение загрязнения недр при проведении работ, связанных с пользованием недрами; • предотвращение загрязнения окружающей среды при проведении работ, связанных с пользованием недрами; • предотвращение накопления промышленных и бытовых отходов на площади водосбора и в местах залегания подземных вод, используемых для питьевого и промышленного водоснабжения. Необходимо проводить комплексный мониторинг в процессе строительства, эксплуатации объектов и сооружений нефтедобычи, что позволит надёжно контролировать, прогнозировать и своевременно устранять все негативные техногенные последствия эксплуатации месторождения. В работе проведен: Литературный обзор на тему «Обессоливание нефти» Патентный обзор на тему «Современные ингибиторы солеотложения» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1.Обзорная карта месторождений АО Самаранефтегаз 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Дк 3. Геолого-литологический профиль по продуктивным пластам Дк и ДI' по линии скважин 73-72-71 4. Карта начальных нефтенасыщенных толщин пласта Дк 5. Обзорная карта месторождений ЦДНГ-3 и ЦДНГ-4 АО Самаранефтегаз 6. Схема сбора скважинной продукции и системы ППД Бирюковского месторождения 7. Технологическая схема УПСВ-10 8. Технологическая схема установки №3/1 УКПН-1 ЦПНГ-3 9. Технологическая схема установки 2 УКПН-2 ЦПНГ-3 10. Отстойник ОН-200-1,0-2-2 Сборочный чертеж 11. Сепаратор нефтегазовый НГС-2-П-1,0-3400-2-Т-И Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам