Создан 18 авг. 2016 г., 10:40
74
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Самарский государственный технический университет (СамГТУ)
В административном отношении Кодяковское месторождение расположено на территории Новосергиевского района Оренбургской области. В геологическом строении Кодяковского месторождения принимают участие архейско-протерозойские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения (вскрытая мощность 3706-3730 м), которые подразделяются на три тектоно-формационных комплекса: архейский кристаллический фундамент, протерозойский промежуточный комплекс и палеозойско-мезозойский осадочный чехол. В разрезе Кодяковского месторождения выделяется два структурно-тектонических этажа: додевонские образования, включающие архейско-протерозойский кристаллический фундамент и рифейский промежуточный комплекс, и палеозойско-мезозойский осадочный чехол. Кодяковское нефтяное месторождение является многопластовым. На месторождении выделяются 14 залежей. Все залежи нефтяные. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объемным методом. Кодяковское месторождение открыто в 1974 году, в разработку введено 1981 году. За весь период изучения и разработки месторождения было выполнено 13 проектно-технологических документов. Объект разрабатывается с 1981 года. Накопленная добыча нефти – 4005,08 тыс. т, жидкости – 8795,25 тыс. т. Отбор от НИЗ – 64,5 % при обводненности продукции 89 %, текущий КИН – 0,347 при утвержденном 0,538. За 2015 год добыто 103,44 тыс. т нефти, 939,33 тыс. т жидкости. Средний дебит жидкости – 113,9 т/сут, нефти 12,5 т/сут, темп отбора от НИЗ – 1,4 %. Проектные решения по объекту Т1+Т2 реализуются с превышением по переводу/приобщениям скважин, бурению БС, кислотным ГРП, а также по интенсификации системы воздействия. Однако, по причине более высоких дебитов жидкости на 2-23 % отмечается опережающая динамика обводнения, по причине которой проектные уровни добычи нефти в период 2012-2015 гг. не достигнуты на 10,6-23,61 % (факт – 261,0-103,44 тыс. т, проект – 292-135,4 тыс. т). Текущий КИН – 0,347, проектный 0,351. Текущее пластовое давление составляет 17,5 МПа, что ниже начального (27,3 и 23,2 МПа) на 9,8 МПа или 35,9% при давлении насыщения 7,03 и 6,11 МПа. Выполненный расчет технологических показателей показал, что при существующей системе разработки запроектированный КИН=0,538 не будет достигнут в ближайшие 20 лет. Необходимо предусмотреть геолого-технологические мероприятия, такие как бурение боковых стволов. Таким образом, при разработке объекта Т1+Т2 Кодяковского месторождения для воздействия на пласт и обработки призабойной зоны рекомендуется:  при ОПЗ применять обычные солянокислотные (глинокислотные) обработки и кислотные обработки с добавлением НПАВ и растворителей;  в нагнетательных скважинах первоначально проводить работы, направленные на увеличение приемистости нагнетательных скважин и подключение в разработку нефтенасыщенных интервалов;  для обработки нагнетательных скважин закачивать сшитые полимерные составы и закачивать осадкообразующие составы кислотного типа. Для ликвидации прорывов воды можно использовать вязкоупругие или дисперсные составы. По состоянию на 01.01.2016 г. на объекте Т1+Т2 в действующем добывающем фонде находятся 23 скважины, эксплуатируются механизированным способом (при помощи ЭЦН). Дебит по жидкости находится в пределах от 31 м3/сут. до 588 м3/сут. Средний дебит составил 168 м3/сут. Дебит по нефти находится в пределах от 4 т/сут. до 52 т/сут. Средний дебит составил 19 т/сут. Минимальная обводненность составила 45,4%. Максимальная обводненность 97%, в среднем равна 83,7%. Описаны схемы и требования к конструкции скважин. На скважинах объекта Т1+Т2 Кодяковского месторождения в процессе эксплуатации могут наблюдаться следующие осложнения:  коррозионная агрессивность пластового флюида;  вынос механических примесей;  отложения солей;  асфальто-смоло-парафиновые отложения;  образование высоковязких эмульсий;  образования гидратов;  повышенное газосодержание на входе в насос. Приведены мероприятия по устранению осложнений при эксплуатации объекта Т1+Т2 Кодяковского месторождения. Проведен подбор насоса к добывающей скважине №828. Для рекомендуемого насоса ЭЦН5-80-2500 рабочая область по отбору жидкости составляет 35 - 80 м3/сут, т.е. проектный отбор жидкости 53,2 м3/сут данным типоразмером насоса находится в рабочей области характеристик насоса. Рекомендуется сменить насос на менее производительный. В результате реализации рассматриваемого технологического мероприятия на данном эксплуатационном объекте, годовой объем добычи нефти увеличился на 7,5 тыс.т. Это обеспечило снижение себестоимости добычи 1 тонны нефти на проектируемом эксплуатационном объекте с 9365,59 руб. до 9201 руб. Годовой прирост прибыли составил 19450 тыс. руб. Проведенное экономическое обоснование показывает, что реализация рассматриваемого технологического мероприятия по интенсификации процесса разработки была экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составил 19450 тыс. руб.). Это позволяет сделать вывод о его эффективности. Основное условие безопасности при эксплуатации месторождения - это соблюдение трудовой и производственной дисциплины всеми работающими на них. Безопасность деятельности человека на производстве обеспечивается разработкой мер защиты от опасностей. Намечаемая в ходе дальнейшей разработки Кодяковского месторождения деятельность не приведет к необратимым изменениям окружающей среды при соблюдении всех мероприятий по защите окружающей среды. В работе проведен: Литературный обзор на тему «Методы интенсификации добычи на месторождениях» Патентный обзор на тему «Способы и технологии регулирования добычи нефти» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1.Структурная карта по кровле пластов Т1 и Т2 2. Геолого-литологический разрез пластов Б2-Т2 3. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пластов Т1 и Т2 4. Карта текущих отборов и закачки объекта Т1+Т2 (по состоянию на 01.01.2016) 5. Карта накопленных отборов и закачки объекта Т1+Т2 (по состоянию на 01.01.2016) 6. График разработки объекта Т1+Т2 Кодяковского месторождения 7. Типовая конструкция скважины, оборудованной УЭЦН 8. Установка ЭЦН Секция нижняя Сборочный чертеж 9. Карта остаточных нефтенасыщенных толщин пластов Т1 и Т2 Спецификации к техническим чертежам
Создан 18 авг. 2016 г., 11:15
75
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ)
Дмитриевское месторождение, включая Северо-Дмитриевский купол, расположено на территории Кинель-Черкасского административного района Самарской области, в 70 км к северо-востоку от г. Самары. В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к склону водораздела рек Кутулук и Б. Кинель, направленного в сторону реки Б. Кинель. Впервые в 1942 году Дмитриевское поднятие было выявлено по результатам электроразведочных работ; поднятие было закартировано по кровле сокской свиты. Наличие поднятия было подтверждено и на основании работ по структурному бурению, проводившемуся в 1950-51 годах на Дмитриевской площади. Осадочный чехол на Дмитриевском месторождении представлен породами среднего и верхнего девона, каменноугольными, пермскими, мезозойскими и четвертичными отложениями и залегает на породах кристаллического фундамента архейского возраста. Мощность осадочного чехла составляет 3883 м. Дмитриевское поднятие представляет собой вытянутую в субширотном направлении крупную брахиантиклинальную складку, осложняющую одну из ветвей Жигулевско-Самаркинской системы дислокаций – Дмитриевско-Коханский вал. Промышленная нефтеносность на Дмитриевском месторождении связана с отложениями среднего и нижнего карбона, верхнего девона. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объемным методом пласта Д-2 Дмитриевского месторождения. Сбор продукции скважин Дмитриевского месторождения осуществляется в соответствии с «Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» (РД 39-0148311-605-86 [4]), за исключением скважин, продукция которых смешивается до замера на АГЗУ, например, скважины 61 и 307, скважины 156 и 91. Дипломным проектом рекомендуется строительство отдельных выкидных линий до замерных установок. А так же скважины, которые подключены напрямую в нефтесборный коллектор, такие как №№ 85, 179, 254, 262, 308 для замера дебита данных скважин необходимо использовать передвижные замерные установки. 97,56% протяжённости выкидных линий и 100% нефтегазосборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Дмитриевского 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. При анализе отказов трубопроводов, произошедших в 2015 году выявлено, что причиной аварий в 62% случае является коррозия, 2% заводской брак, 36% прочие случаи. Наибольший процент отказов произошел из-за коррозии трубопроводов, для защиты трубопроводов и оборудования системы сбора от коррозионного воздействия попутной воды необходимо предусмотреть использование ингибитора коррозии. Замерные установки работают в штатном режиме. Превышений подключений по скважинам нет. Обводненность продукции не более 98 %, соответственно замерные установки работают с проектной погрешностью замера плюс-минус 4,5%. Дипломным проектом рекомендуется заменить АГЗУ типа «Спутник» на более современную модель 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. Сырьем для установки ДНС СУ-9 служит нефтепродукция скважин (АГЗУ-207, 206, 201, 205Д, 205С) с Дмитриевского месторождения. Обводненность добываемой нефти достигает 80 % об., усредненная плотность 865 кг/м3. Готовой продукцией является разгазированная нефть и попутный газ, нефть используется как сырье для дальнейшей подготовки на УПСВ-10. Анализируя табл. 2.6 видно, что жестких требований к готовой продукции не предъявляется, поэтому можно сделать вывод, что установка справляется и реконструкции не требуется. Проектная производительность УПСВ-10 по пластовой жидкости составляет 6000 м3/сут, фактическая производительность УПСВ-10 составляет 3387-4629 м3/сут, загрузка УПСВ-10 составляет 56,4-77%. Таким образом, установка справляется с потоком поступающей на нее жидкости. На выходе с установки установлены центробежные насосы нефти Н-1 (2,3), в качестве центробежных насосов применяются ЦНС 300х180 – Н-1,2 и ЦНС 60х198 – Н-3. Проектная производительность составляет 7200 м3/сут (один насос в резерве). Объем перекачиваемой жидкости составляет 793-1277 м3/сут, загрузка насосного оборудования составляет 11-18%. Таким образом, насосное оборудование справляется с потоком поступающей на нее жидкости. Замер откачиваемой жидкости осуществляется на оперативном узле учета нефти. Обводненность составляет 0-2%, качество подготовки воды на Дмитриевском месторождении удовлетворяет требованиям ОСТ 39-25-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству». Попутный добываемый газ, выделившийся в процессе сепарации, по газопроводу под давлением сепарации транспортируется на Отрадненский ГПЗ. Согласно табл. 2.7 сероводород в продукции поступающей жидкости на УПСВ-10 отсутствует. В связи с вышеизложенным, усовершенствование работы УПСВ-10 не требуется. 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. Анализ работы установок НСП ЦПНГ-3, показал, что изменение технологического процесса не потребуется. 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. Для товарного резервуарного парка предлагается газоуравнительная система с установкой улавливания легких фракций. Это дает сокращению потерь легких углеводородных фракций и уменьшения загазованности территории НСП. В качестве источника водоснабжения для системы заводнения Дмитриевского месторождения используются очищенные пластовые воды девонского потока с УКПН-2 и очищенные пластовые сточные воды, сброшенные на СУ-10 Дмитриевского месторождения. С установки комплексной подготовки нефти (УКПН-2) пластовая сточная вода сбрасывается двумя потоками девона и карбона. Пластовая сточная вода девонского потока используется на заводнение Дмитриевского месторождения. Избыточная угленосная пластовая вода утилизируется в системе поглощения Дмитриевского месторождения на Луганском поглощающем полигоне. Заводнение продуктивных горизонтов с целью ППД рекомендуется осуществлять по существующей схеме с использованием имеющихся низконапорных и высоконапорных водоводов. В качестве источника водоснабжения для целей заводнения продуктивных пластов Дк+ДI Северо-Дмитриевского купола дипломным проектом рекомендуется использовать минерализованные воды татарских отложений, залегающих в районе рассматриваемого месторождения на глубине порядка 200 м. На площадке кустовой насосной станции все фланцевые соединения на высоконапорных трубопроводах необходимо заключить в кожухи, а также предусмотреть замер расхода и давления закачиваемой воды. Всю систему заводнения Дмитриевского месторождения необходимо оборудовать запорно-регулирующей и предохранительной арматурой. 75 % внутрипомысловых водоводов Дмитриевского месторождения уже отработала свой установленный срок службы. Таким образом водоводы месторождения требует контроля, диагностического обследования технического состояния, а также рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков водоводов. Проведен технологический расчет отстойника и теплообменника, гидравлический расчет однофазного и двухфазного трубопроводов. В экономической части определен экономический эффект от предложенного технологического мероприятия. На производстве должны строго соблюдаться правила безопасности в нефтяной промышленности, правила устройства, правила технической эксплуатации и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителями, что в свою очередь поможет предотвратить производственный травматизм и аварии. Полученные данные позволяют предположить, что, помимо природных факторов, такое состояние природной среды может быть обусловлено определенной антропогенной нагрузкой территории, связанной, в некоторой степени, с утечками высокоминерализованной пластовой воды, нефти и различных химреагентов из коммуникаций, агрегатов и других сооружений, составляющих технологическую схему подготовки и транспорта нефти. В работе проведен: Литературный обзор на тему «Современные способы обезвоживания и обессоливания нефтей» Патентный обзор на тему «Депульсаторы» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1.Обзорная карта месторождений АО "Самааранефтегаз" 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Д2 пашийского горизонта 3. Геолого-литологический профиль продуктивных пластов Д1 и Д2 пашийского горизонта (I-I') 4. Схема сбора нефти Дмитриевского месторождения 5. Схема системы ППД Дмитриевского месторождения 6. Технологическая схема ДНС СУ-9 7. Технологическая схема УПСВ СУ-10 8. Технологическая схема установки №3/1 УКПН-1 ЦПНГ-3 9. Технологическая схема установки 2 УКПН-2 ЦПНГ-3 10. Отстойник ОН-100-1,0-2-2 Сборочный чертеж 11. Теплообменник 1400ТП-25-М1 25Г6Кч Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 18 авг. 2016 г., 11:41
76
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Альметьевский государственный нефтяной институт
Вишневское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Первомайского района Оренбургской области, в 41 км к юго-западу от поселка Первомайский. В геологическом строении месторождения принимают участие породы кристаллического фундамента архейско-раннепротерозойского возраста, отложения палеозойской (в объеме девонской, каменноугольной, пермской систем), мезозойской (триасовой, юрской систем) и кайнозойской (четвертичная система) групп. В региональном тектоническом плане по поверхности фундамента рассматриваемая территория Вишневского месторождения расположена в пределах Оренбургской части Бузулукской впадины, крупной отрицательной структуры, являющейся одним из осложнений Волго-Уральской антеклизы. Ложе впадины, отождествляемое с поверхностью кристаллического фундамента, погружается в южном направлении и раскрывается в Прикаспийскую синеклизу. Подсчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объемным методом. На разработку Вишневского нефтегазоконденсатного месторождения, открытого в 1986 году, составлено девять проектных документов, основные проектные решения заложены в «Технологической схеме …» (2007 г.) и в «Дополнении к технологической схеме …» (2009 г.). Объект Д3 представлен двумя нефтяными, пластовыми, сводовыми, тектонически ограниченными залежами, расположенными на Западном и Восточном куполах, которые представляют промышленный интерес с точки зрения разработки. С 2010 года в разработке находится только залежь Восточного купола, на естественном режиме. Залежь Западного купола в разработке участвовала в период с 1999 года по 2009 год. Объект Д3 является основным на Вишневском месторождении. В целом по объекту Д3 по состоянию на 01.01.2016г. года накопленная добыча нефти составила 800,89 тыс. т, жидкости – 854,54 тыс. т, отбор от НИЗ – 44,8 %. Достигнутый коэффициент нефтеизвлечения – 0,239 при утверждённом 0,503. К 01.01.2016г. накопленная добыча нефти меньше проектной на 48,1 тыс.т, что объясняется невыполнением плана бурения добывающих скважин. Фактический КИН составил 0,239 против проектного 0,253. Замеры статических и динамических уровней, с целью контроля энергетического состояния залежи, проводились нерегулярно. По состоянию на 01.01.2016г. средневзвешенное пластовое давление составляет 42,5 МПа, что ниже начального пластового давления на 3,0 МПа. Для повышения эффективности процесса разработки на залежи в 2015 году организована система ППД вводом трёх нагнетательных скважин. Произведен расчет технологических показателей, который показал, что при существующей системе разработки запроектированный КИН=0,503 не будет достигнут. Необходимо проводить геолого-технологические мероприятия по существующему фонду добывающих скважин и увеличивать фонд добывающих скважин. По состоянию на 01.01.2016 г. на объекте Д3 в добывающем фонде находятся пять добывающих скважин (№№ 1001, 1006, 1007, 1101, 1105). Все скважины находятся в действующем добывающем фонде и эксплуатируются механизированным способом (при помощи ЭЦН). Рассмотрены основные конструкции скважин и схемы установок насосов. На нефтяных скважинах пласта Д3 Вишневского месторождения в процессе эксплуатации могут наблюдаться следующие осложнения:  гидратообразование;  выпадение АСПО;  солеотложения;  вынос мехпримесей;  коррозия;  застывание нефти в стволе скважины, замерзание устьев и напорных линий.Даны рекомендации по борьбе с осложнениями при работе скважин. Для скважины №1006 подобран новый насос ЭЦН5-60-3050 рабочая область по отбору жидкости, которого составляет 35 - 80 м3/сут, т.е. проектный отбор жидкости 48,7 м3/сут данным типоразмером насоса находится в рабочей области характеристик насоса. В результате реализации рассматриваемого технологического мероприятия на данном эксплуатационном объекте, годовой объем добычи нефти увеличился на 4,3 тыс.т. Это обеспечило снижение себестоимости добычи 1 тонны нефти на проектируемом эксплуатационном объекте с 5726,35 руб. до 5676 руб. Годовой прирост прибыли составил 15300 тыс. руб. Проведенное экономическое обоснование показывает, что реализация рассматриваемого технологического мероприятия по интенсификации процесса разработки была экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составил 15300 тыс.руб.). Это позволяет сделать вывод о его эффективности. При неукоснительном соблюдении регламента ведения работ и правил эксплуатации, а так же технической безопасности и пожарной безопасности обслуживающим персоналом риск аварий и травматизма сводиться к минимуму. Комплексная оценка воздействия на окружающую среду, позволяет сделать вывод, о том, что природные условия в районе Вишневского 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 «Методы и способы проведения ГРП» Патентный обзор на тему «Гидроразрыв пласта» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1.Структурная карта по кровле пласта Д3 2. Геолого-литологический разрез по линии скважин 710-714-703-717-702-1001-706-716 3. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Д3 4. Карта текущих отборов жидкости пласта Д3 (по состоянию на 01.01.2016) 5. Карта накопленных отборов жидкости плата Д3 (по состоянию на 01.01.2016) 6. График разработки пласта Д3 Вишневского месторождения 7. Установка ЭЦН Секция нижняя Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 18 авг. 2016 г., 12:20
77
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Альметьевский государственный нефтяной институт
В административном отношении Баклановское месторождение находится на территории Сорочинского района Оренбургской области, в 25 км к северо-западу от г. Сорочинск. В геологическом строении площади Баклановского месторождения принимают участие породы осадочного чехла, представленные комплексами кайнозойских и палеозойских отложений, залегающих на кристаллическом фундаменте архейского возраста. В региональном тектоническом плане по поверхности фундамента Баклановское месторождение расположено на южном склоне Жигулевско-Оренбургского свода, по осадочному чехлу – в пределах Бузулукской впадины, осложненной в верхнедевонское время Бобровско-Покровским биогермным валом. Таким образом, основным структурообразующим фактором в пределах Баклановской площади являлись тектонические процессы. В целом наблюдается унаследованность структурного плана осадочного чехла от структуры девонского основания, что играет немаловажную роль при проектировании геолого-разведочных работ и построении геологических моделей залежей нефти. На площади Баклановского месторождения проведен обширный комплекс региональных геолого-геофизических исследований (структурно-геологическая съемка, электроразведка, гравиразведка) и детальных работ (структурное бурение, сейсморазведка МОВ и МОГТ 2D). С целью уточнения геологического строения месторождения выполнены сейсморазведочные работы МОГТ 3D (1999, 2004-2005 годов). В работе рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объёмным методом пласта Б-2 Баклановского поднятия Баклановского месторождения. Сбор обводненной газонасыщенной нефти со скважин Баклановского осуществляется по напорной герметизированной схеме. Замер продукции скважин осуществляется на автоматизированных замерных установках типа «Спутник». Далее продукция направляется для сепарации и сброса попутных вод на ДНС Баклановского месторождения. Отсепарированная нефть далее поступает на УПСВ «Родинская», где происходит дальнейшая подготовка нефти и сброс попутных вод. Газ первой ступени с УПСВ «Родинская» транспортируется на ГКС «Покровская» по газопроводу Д=352 мм, L=33 км и далее на Отрадненский газоперерабатывающий завод. Уровень использования газа достигает 95%. Подготовка нефти до товарных кондиций производится на УПН «Покровская». В качестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» (АМ 40-14-400). Рекомендуется заменить замерные установки «Спутник» 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 обводнённой нефти, - приведение расхода газа к стандартным условиям и определение газового фактора нефти. Количество подключаемых скважин составляет 1-14 шт. На Баклановском месторождении 22,73 % выкидных линий и 50 % протяжённости действующей системы нефтесборных 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. Нефти Баклановского месторождения парафиновые и высокопарафиновые, смолистые, средние и тяжёлые, маловязкие и вязкие. 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. Тепловые методы требуют больших затрат и технологически трудноосуществимы, т.к. должны работать в автоматическом режиме по трассе трубопроводов с интервалом установки в среднем 5 км. По механизму действия ингибиторы парафиноотложения подразделяются на смачивающие агенты, депрессаторы и модификаторы. Смачивающие агенты создают на поверхности труб защитную гидрофильную пленку, которая препятствует применению кристаллов парафина и образованию слоя отложений. Перед вводом такого реагента необходима тщательная очистка поверхности труб. В качестве ингибиторов, замедляющих парафинизацию, применяют Инпар-1 (200 г/т), Урал-4 (100-200 г/т). Депрессаторы способствуют снижению вязкости, температуры застывания нефти, температуры начала кристаллизации парафина. Модификаторы позволяют удерживать парафин во взвешенном состоянии на всем пути движения нефти. В качестве новых физических методов борьбы с парафиноотложениями – магнитные или ультразвуковые воздействия с целью разрушения кристаллических решеток парафина. Например, магнитные депарафинизаторы МОЖ-72. Обработка жидкости постоянным магнитным полем высокой напряженности путем установки магнитоактиваторов в скважинах и трубопроводах позволяет увеличить межочистной период. Можно рекомендовать нагревательные кабели для поддержания заданной температуры перекачки. Разработаны отечественные электрообогревающие гибкие элементы (полотно), выполняющие функцию обогрева трубы. Наиболее рациональным является применение труб с теплоизоляционным покрытием (пенополеуретан, коэффициент теплопроводности составляет 0,035 Вт/(м•оК)). Для защиты трубопроводов от почвенной коррозии, при отсутствии наружного антикоррозионного покрытия, должны предусматриваться изоляционное покрытие и электрохимическая защита. Тип и толщина покрытия определяются с учётом требований ГОСТ 25812-83. Эксплуатация системы сбора на Баклановском месторождении осложняется выпадением парафина, поэтому при проектировании выкидных трубопроводов следует предусматривать одно из следующих мероприятий: механическую очистку внутренних стенок трубопроводов от парафина путем запуска шаровых резиновых разделителей, ввод растворителей, пропарку. Месторождение разрабатывается с системой поддержания пластового давления в продуктивных пластах Б-2, Т-1. На Баклановском месторождении 20 % высоконапорных водоводов и 100 % протяженности низконапорных водоводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Поэтому необходимо предусмотреть замены наиболее аварийных участков водоводов системы ППД Баклановского месторождения. При использовании труб не коррозионно 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 учётом специфики транспорта и физико-химических свойств продукта. 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, Горного, Тоского, Ананьевского, Западно-Куштакского и Баклановского нефтяных месторождений в размере 5602,95 м3/сут., что превышает проектное значение на 20,31 %. Таким образом, установка работает с превышением допустимых мощностей. Дипломным проектом рекомендуется установить в пару сепаратору С-1 ещё один объёмом 100 м3, который будет работать параллельно. 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 технической части проведён технологический расчет отстойника и сепаратора, гидравлический расчёт двухфазного и однофазного трубопроводов. В экономической части предоставлены сведения об экономической эффективности технологического мероприятия на Баклановском месторождении. Основными целями в области охраны труда и промышленной безопасности являются: - создание безопасных условий труда и сохранение жизни и здоровья работников филиала; - обеспечение безопасности работы на опасных производственных объектах; - снижение риска аварий на опасных производственных объектах. Цели достигаются путем предупреждения несчастных случаев, профессиональных заболеваний, аварий и инцидентов на основе: - идентификации опасностей; - оценки и управления производственными рисками; - проведения консультаций с работниками, их представителями и вовлечения их в систему управления охраной труда и промышленной безопасности. Выполненная оценка воздействия на окружающую среду разработки Баклановского месторождения позволяет заключить, что: - при соблюдении всех предусмотренных настоящей главой природоохранных мероприятий при реализации разработки 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 не приведет к нарушению сложившегося природно-антропогенного равновесия; - в случаях возникновения аварийных ситуаций рекомендуется применять комплекс мероприятий, позволяющих в минимальный срок и полностью ликвидировать негативные последствия аварийных выбросов (сбросов) токсичных веществ в окружающую природную среду. В работе проведен: Литературный обзор на тему «Установки предварительного сброса воды» Патентный обзор на тему «Установки предварительного сброса воды» 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 Б2 3. Геолого-литологический профиль по продуктивным пластам Б2, Т1, Т2 по линии скважин 39-454-2628-65-457-2634-392 4. Схема сбора нефти Баклановского месторождения 5. Схема системы ППД Баклановского месторождения 6. Технологическая схема установки предварительного сброса воды "Родинская" 7. Технологическая схема установки подготовки нефти "Покровская" 8. Отстойник ОН-200-1,0-2 Сборочный чертеж 9. Сепаратор нефтегазовый НГС-1,0-3400 тип I Сборочный чертеж (общий вид) 10. Сепаратор нефтегазовый НГС-1,0-3400 тип I Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 18 авг. 2016 г., 14:19
78
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ)
В административном отношении Советское месторождение расположено на территории Кинельского района Самарской области, в 35 км к юго-востоку от г. Самары и в 14 км к юго-востоку от районного центра г. Кинель. Литолого-стратиграфический разрез осадочной толщи на Советском месторождении представлен отложениями четвертичной, неогеновой, пермской, каменноугольной и девонской систем, залегающими на размытой поверхности кристаллического фундамента. Максимальная вскрытая толщина осадочных отложений составляет 2984 м (скв.21). В региональном тектоническом плане Советское месторождение расположено в северо-западной части Бузулукской впадины, вблизи западного борта её составного элемента – Борской депрессии, а по отложениям нижнего карбона – к внешней прибортовой зоне Муханово-Ероховского прогиба. Разгазированные нефти месторождения относятся к среднему типу с плотностью 852-880 кг/м3, являются маловязкими (динамическая вязкость при 20 °С составляет 9,67-18,17 мПа•с – пласты Д-I, Д-II, В-1), вязкими (динамическая вязкость при 20 °С – 26,95-34,14 мПа•с – пласты Б-2, Б-0. Газовый фактор изменяется от 16,99 м3/т до 44,14 м3/т. По товарной характеристике нефти высокосернистые (массовое содержание серы 1,9-2,58 %), малосмолистые и смолистые (1,6-7,01%), парафиновые (3,2-5,23%). Газ, выделившийся из нефти пластов Д-I и Д-II при дифференциальном разгазировании, характеризуется отсутствием сероводорода. Содержание сероводорода в газе остальных пластов составляет 0,71-2,91%. Мольное содержание углекислого газа составляет 0,64-1,95%, азота – 5,72-20,41%, метана – 20,32-56,46%, этана – 19,33-25,71%, пропана – 10,97-30,01%. Относительная плотность газа по воздуху – 0,861-1,259. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объемным методом. Советское месторождение введено в промышленную эксплуатацию в 2008 году. На месторождении для сбора продукции скважин реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа. На Советском месторождении есть возможность осуществления замера дебита каждой скважины. Система сбора на месторождении построена в соответствии с «Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» (РД 39-0148311-605-86). Добываемая продукция - совместима. Степень правдоподобности информации, получаемой с замерных устройств: анализируя табл. 2.2 и 2.3 делаем вывод, что установка ОЗНА работает в установленной для нее пределах, с допустимой точностью. Измерительные установки «ОЗНА-МАССОМЕР» предназначены для:  измерений массы и среднесуточного массового расхода сепарированной сырой нефти - водонефтяной смеси;  измерений объема и среднесуточного объемного расхода свободного нефтяного газа;  измерений массы и среднесуточного массового расхода сепарированной безводной нефти. Особенности:  Высокая точность замера;  Широкое применение для различных условий эксплуатации;  Широкий диапазон одновременного измерения разных дебитов;  Наличие электронной/механической системы измерения уровня жидкости в сепараторе;  Межповерочный интервал 4 года. Преимущества:  Возможность непрерывной передачи данных с частотой в 1 сек. и построение трендов;  Возможность беспроводной передачи данным;  Возможность хранения информации о замере в течение определенного времени (30 дней);  Возможность произведения замера периодически действующих скважин;  Возможность увеличения сроков гарантии на ряд узлов;  Возможность учета растворенного газа. Рациональность использования применяемых реагентов: На месторождении реагенты в системе сбора не используют. Осложнения при эксплуатации скважин Советского месторождения могут быть связаны со следующими основными причинами: • асфальтено-смоло-парафиновые отложения (АСПО) в лифтовых колоннах и выкидных линиях; • коррозия нефтепромыслового оборудования. Для предупреждения осложнений при эксплуатации добывающих скважин необходимо предусмотреть определённый комплекс мероприятий. Для растворения АСПО рекомендуется применять ингибиторы типа СНПХ (непрерывная дозировка реагента в нефть 50-100 г на 1т нефти). На Советском месторождении для защиты от внутренней коррозии нефтепровода внешнего транспорта рекомендуется использовать ингибиторы коррозии (например «ВННП-1Б»). Подача ингибитора осуществляется блочной дозаторной установкой БР-2, 5. Также для защиты оборудования объектов сбора месторождения от коррозии можно рекомендовать использовать пленкообразующие ингибиторы марки «Волга-1» (изготовитель ЗАО «Куйбышевазот», г. Тольятти) и СНПХ (изготовитель ОАО «НИИнефтепромхим», Татарстан). Из табл. 2.1 видно, выкидные линии и нефтегазосборный трубопровод не отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Сточная вода ДНС-УПСВ Евгеньевская используется в системе ППД Евгеньевского месторождения. Фактический уровень использования газа Советского месторождения составляет 97,8%. Евгеньевская УПСВ предназначена для сбора, первичной сепарации, частичного обезвоживания и последующей транспортировки обводненной продукции на Широкинскую ДНС. Сырьем для данной установки служит нефтепродукция скважин Евгеньевского, Можаровского, Поплавского, Шарлыкского, Западно-Коммунарского месторождений. Обводненность добываемой нефти достигает 55 %, плотность 0,85 г/см3, вязкость 3,8 МПа×с. Вместе с нефтью попутно добывается нефтяной газ и пластовая вода. Технологический процесс на ДНС - УПСВ «Евгеньевская» сводится к приему, первичной сепарации с выделением попутного газа, частичного обезвоживания и последующей транспортировке пластовой жидкости (нефти) на Широкинскую ДНС, попутного нефтяного газа на НГПЗ. ДНС «Широкинская» предназначена для сбора, первичной сепарации и последующей транспортировки обводненной продукции со скважин Ильменёвского, Мало-Малышевского, Западно-Коммунарского, Чаганского, Евгеньевской УПСВ, Западно-Коммунарской УПСВ на Бариновскую ДНС - УПСВ. Отсепарированный попутный газ подается по газопроводу на Нефтегорский ГПЗ. Технологический процесс на ДНС «Широкинская» сводится к приему, первичной сепарации с выделением попутного газа и последующей транспортировке пластовой жидкости (нефти) на Бариновскую УПСВ, попутного газа ГПЗ г.Нефтегорск. УПСВ Бариновская gредназначена для сбора, первичной сепарации, предварительного (частичного) отстоя пластовой воды нефтепродукции со скважин Бариново-Лебяжинской группы месторождений, Евгеньевского, Можаровского, Западно-Коммунарского, Ильменьевского, и Широкинского [8]. Обводненность на выходе с установки составляет 25-30%. Транспортировка жидкости с большим содержанием воды в нефти существенно увеличивает материальные затраты на формирование всей инфраструктуры, и увеличивает риск отрицательного воздействия на окружающую среду, связанный с порывами трубопроводов из-за высокой коррозионной активности сточных вод. Дипломным проектом рекомендуется расширение полигона поглощения на Бариновском поднятии с целью полной утилизации воды, либо усиление системы ППД, путем ввода в работу нагнетательных скважин. Для защиты трубопроводов и оборудования систем заводнения и поглощения от коррозионного воздействия пластовой воды необходимо предусмотреть антикоррозийную изоляцию водоводов, применение полимерно-металлических труб, ввод ингибитора коррозии. Очистка пластовых вод на УПСВ происходит в соответствии ВНТП 3-85 – Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений и не требует корректировок. 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 Советское месторождение разработывается без системы поддержания пластового давления. В специальном вопросе освящен вопрос по борьбе с коррозией. Проведен технологический расчет отстойника и теплообменника, гидравлический расчет двухфазного трубопровода. В экономическом разделе приводится экономическое обоснование технологического мероприятия по использованию химических реагентов для борьбы с коррозией нефтепровода внешнего транспорта, защиты оборудования объектов сбора месторождения и борьбы с асфальтено-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО). 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» [26]. 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 [27]. Проектируемые мероприятия по разработке Советского месторождения будут сопровождаться воздействием технических сооружений и технологических процессов на природную среду. Практически все экосистемы в зоне прямого воздействия будут испытывать определенное влияние. Состояние воздуха района работ по наличию фоновых загрязняющих веществ атмосферы является благоприятным. Поверхностные воды территории района проектируемых работ оценивается как ограниченно благоприятные . Из загрязняющих веществ в почве нефтепродукты и радионуклиды находятся на уровне регионального фона, валовое содержание тяжелых металлов по определяемым элементам, в основном, не превышает ПДК. Таким образом, можно сделать вывод, что разработка Советского месторождения не наносит непоправимого урона окружающей среде В работе проведен: Литературный обзор на тему «Современные способы борьбы с коррозией» Патентный обзор на тему «Современные ингибиторы коррозии» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1.Обзорная карта месторождений АО "Самааранефтегаз" 2. Структурная карта по кровле пласта Д-1 3. Геолого-литологический профиль продуктивных пластов Д-1 и Д-2 4. Схема сбора скважинной продукции Советского месторождения 5. Технологическая схема ДНС-УПСВ "Евгеньевская" 6. Технологическая схема ДНС "Широкинская" 7. Технологическая схема УПСВ "Бариновская" 8.Технологическая схема установки подготовки нефти №1 ЦПНГ - 5 9. Технологическая схема установки подготовки нефти №2 ЦПНГ - 5 10. Отстойник ОН-200-1,0-2-2 Сборочный чертеж 11. Теплообменник 1400ТП-25-М1 25Г6Кч Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 18 авг. 2016 г., 15:06
79
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Альметьевский государственный нефтяной институт
Мамуринское нефтяное месторождение расположено в пределах Мамуринского лицензионного участка, находящегося на юго-западной нефтегазоносной территории Самарской области. В пределах Мамуринской площади геологический разрез представлен породами кристаллического фундамента, девонскими, каменноугольными, пермскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Общая толщина осадочных толщи достигает 3096 м (скважина №2). В региональном тектоническом плане Мамуринское месторождение расположено в зоне сочленения западного борта Бузулукской впадины и юго-восточного склона Жигулевско-Пугачевского свода. Нефтяные залежи связаны с карбонатными отложениями башкирского и турнейского ярусов, заволжского надгоризонта, мендымского горизонта и терригенными отложениями бобриковского горизонта. Залежи нефти терригенного пласта Б2 отличаются благоприятными фильтрационно-емкостными свойствами, пористость составляет 18 %, проницаемость - 1262 мД. Свойства пластовых флюидов изучены по собственным глубинным и поверхностным пробам - нефть является маловязкой (2,72 мПа•с). Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объемным методом. Мамуринское нефтяное месторождение открыто в 1986 г., в пробную эксплуатацию введено в 2002 г., в промышленную – в 2005 г. Утвержденные геологические запасы объекта Б2 – 1612 тыс. т, извлекаемые – 959 тыс.т, утверждённый КИН – 0,595. В 2015 году по пласту Б2 было добыто 36 тыс. т нефти, 420 тыс. т жидкости, среднесуточный дебит по нефти составил 16,1 т/сут, по жидкости – 161 т/сут, обводненность продукции составила – 91,4%. На 01.01.2016 г. накопленная добыча нефти по пласту Б2 на Мамуринском месторождении составляет 856 тыс. т, накопленная добыча жидкости – 3466 тыс.т., текущий КИН – 0,531, степень выработки начальных извлекаемых запасов – 89,3 %. Максимальный уровень добычи нефти - 144 тыс.т (темп отбора от НИЗ – 15 %) достигнут в 2008 году, при обводненности продукции 52,3 % после чего добыча нефти по пласту постепенно снижается, что связано с истощением запасов. Текущее состояние разработки объекта в полной мере соответствует критериям, четвертой стадии разработки. Отбор от НИЗ – 89,3 % и снижение пластового давления за весь период эксплуатации на 27,4 % от начального, свидетельствует о достаточной активности пластовой водонапорной системы для дренирования запасов залежи. Таким образом, режим пластовой системы упруговодонапорный. Снижение пластового давления по отношению к первоначальному не является сдерживающим фактором в организации отборов жидкости из скважин. Дальнейшая разработка залежи пласта Б2 возможна без поддержания пластового давления. В результате расчета перпективного плана добычи нефти можно сделать следующие выводы при существующей системе разработки запроектированный КИН=0,595 будет достигнут к 2021 году. По состоянию на 01.01.2016 г. на объекте Б2 пробурено семь добывающих скважин (№№ 1, 50, 22, 23, 29, 30, 67) и одна скважина (№ 43) переведена с объекта В1 в 2009 г. Таким образом, на объекте Б2 восемь добывающих скважин, по состоянию на 01.01.2016 г. все скважины пребывают в действующем фонде и характеризуются как высокопродуктивные с большой долей воды в продукции (обводненность 19-94 %.). Основными осложнениями при эксплуатации скважин являются отложения парафинов, смол и асфальтенов на внутрискважинном и наземном оборудовании, коррозия, отложения солей, вынос механических примесей. Проведен подбор насоса к добывающей скважине. Для насоса ЭЦН5-200-1500, установленного на скважине №1, рабочая область по отбору жидкости составляет 150 - 265 м3/сут, т.е. проектный отбор жидкости 248,1 м3/сут данным типоразмером насоса находится в рабочей области характеристик насоса. Основное условие безопасности при эксплуатации месторождения - это соблюдение трудовой и производственной дисциплины всеми работающими на них. Безопасность деятельности человека на производстве обеспечивается разработкой мер защиты от опасностей. Проведенная в целом оценка воздействия на окружающую среду в процессе разработки Мамуринского месторождения позволяет 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 и обессоливания нефтей» Патентный обзор на тему «Депульсаторы» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Структурная карта по кровле пласта Б2 2. Геолого-литологический разрез пласта Б2 3. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Б2 4. Карта текущих отборов жидкости пласта Б2 (по состоянию на 01.01.2016) 5. Карта накопленных отборов жидкости плата Б2 (по состоянию на 01.01.2016) 6. График разработки пласта Б2 Мамуринского месторождения 7. Установка ЭЦН Секция нижняя Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 18 авг. 2016 г., 16:50
80
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ)
В административном отношении Гремячевское месторождение расположено в Бузулукском районе Оренбургской области. Значительная часть месторождения находится под природоохранной зоной заповедника «Бузулукский Бор». В орогидрографическом отношении Гремячевская площадь приурочена к южному водораздельному склону среднего течения р. Боровки, рассеченному её левыми притоками р. Берёзовкой и р. Крутинкой. Скважинами, пробуренными на Гремячевском месторождении, вскрыты: архейский кристаллический фундамент, разрез палеозойского платформенного чехла и четвертичные отложения. Средняя глубина скважин, вскрывших фундамент – 3358 м. В региональном плане Гремячевская площадь находится в юго-восточной части Восточно-Европейской платформы в пределах юго-восточного склона Волго-Уральской антеклизы. Гремячевское месторождение, открытое в 1956 году, расположено в центральной части Муханово-Ероховского нефтегазоносного района, относящегося к Средневолжской области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Залежи углеводородов выявлены в отложениях пашийского горизонта, башкирского и кунгурского ярусов. В дипломной работе рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объемным методом объекта Д1+Д1-1+Д0 Гремячевского месторождения, которые составили следующие значения: - начальные извлекаемые запасы нефти 4134,42 тыс. т; - остаточные извлекаемые запасы нефти 2873,42 тыс. т; - начальные извлекаемые запасы газа 382027,8 тыс. м3 - остаточные извлекаемые запасы газа 263675,4 тыс. м3. На 01.01.2016г. в разработке Гремячевского месторождения находится один пласт – Д1, который является основным по запасам категории С1. - система разработки сформирована в центре залежи, реализовано очагово-избирательное заводнение, что соответствует проекту; - разработка месторождения осуществляется с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пять нагнетательных скважин с 2010 года. Выработка запасов по площади нефтеносности объекта осуществляется крайне неравномерно. На сегодняшний день в разработку вовлечены запасы нефти, сосредоточенные в центральной части пласта Д1 и часть запасов Западной залежи пласта Д11. Крайняя западная и восточная части пласта Д1 и Восточная залежь пласта Д11 в разработку не вовлечены. Не разрабатываются и запасы пласта Д0, которые полностью классифицируются по категории С2. В 2015 году по месторождению было добыто 96,84 тыс. т нефти, 198,31 тыс. т жидкости, среднесуточный дебит по нефти составил 50 т/сут, по жидкости – 102,4 т/сут, обводненность продукции составила – 51,2%. На 01.01.2016 г. накопленная добыча нефти по Гремячевскому месторождению составляет 1250,88 тыс. т, накопленная добыча жидкости – 1603,96 тыс.т, текущий КИН – 0,192, степень выработки начальных извлекаемых запасов – 33,3 %. Максимальный уровень добычи нефти – 147,81 тыс.т (темп отбора от НИЗ – 3,9 %) достигнут в 2012 году, при обводненности продукции 20,4 % после чего добыча нефти снижается. Главным негативным фактором, ухудшающим состояние разработки этой части залежи, является низкая эффективность системы ППД. Для повышения эффективности системы ППД необходимы мероприятия по выравниванию профиля приемистости и нужен постоянный контроль, анализ и регулирование всего процесса заводнения нефтяных залежей. На протяжении всего рассматриваемого периода уровни добычи нефти отстают от проектных, исключение составляют 2010 и 2012 годы, где отмечается превышение годовой добычи относительно ее проектного значения на 3,4 и 11,2 % соответственно. Уровни добычи нефти не достигаются за счет меньшего количества добывающих скважин, от одной до четырех ед. меньше расчетных значений. На 01.01.2016г. накопленная закачка воды по месторождению в целом достигла 674,253 тыс. м3, по утвержденному варианту ее объем должен был составить 1077,0 тыс. м3. Фактическое отставание на сегодняшний день 37,4 %. Данное отставание в закачке связано с тем, что не разрабатываются пласты Д11 и Д0. Фактические годовые объемы закачки ведут себя по-разному. В 2011 и 2014, 2015 годах отмечается отставание от проектных объемов на 32,9, 56,31 и 64,66 %, соответственно. В остальные годы закачка воды перекрывает расчетные объемы от 2,1 до 33,3 %. Проведенный анализ позволяет сделать следующие выводы: - в настоящее время в разработке находится один пласт месторождения – Д1, который является основным по запасам категории С1. - система разработки сформирована в центре залежи, реализовано очагово-избирательное заводнение, что соответствует проекту; - разработка месторождения осуществляется с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пять нагнетательных скважин (по состоянию на 01.01.2016г.) с 2010 года; - пластовое давление объекта Д1 снизилось до 16,4 МПа или на 47 % ниже первоначального. Пластовое давление выше давления насыщения; - активность законтурной водонапорной системы низкая. Основным фактором, определяющим успешную доразработку месторождения является продолжение закачки воды обеспечивающей стабильное восполнение пластовой энергии по мере отбора жидкости; - при сложившихся темпах отбора и динамики обводнения продукции, утвержденный КИН не может быть достигнут, однако, так кака фактического фонда для этого явно недостаточно. Основным потенциалом для поддержания и наращивания отборов нефти является бурение проектных скважин и эффективное использование уже пробуренного фонда. По состоянию на 01.01.2016 г. на месторождении находятся в эксплуатации пять добывающих скважин (№№ 12, 16, 17, 26, 60). Все скважины находятся в действующем добывающем фонде и эксплуатируются механизированным способом (при помощи ЭЦН). Дебит по жидкости находится в пределах от 14 м3/сут. до 162 м3/сут. Средний дебит составил 102 м3/сут. Дебит по нефти находится в пределах от 11 т/сут. до 100 т/сут. Средний дебит составил 54 т/сут. Минимальная обводненность составила 9,5%. Максимальная обводненность 70,5%, в среднем равна 30%. Нефти Гремячевского месторождений содержат 4,74-4,9 % парафина по массе. При снижении температуры и давления в стволе скважины растворяющая способность к парафину уменьшается. Это приводит к перенасыщению нефти парафином и переходу его в кристаллическое состояние. Интенсивность отложений может достигать значительных величин, что приводит к пробкообразованию и остановке работы скважины. В качестве метода борьбы с АСПО предлагается использовать химические реагенты. Преимущество химических методов состоит в том, что реагенты действуют не только в скважине, нефтепроводах и технологических аппаратах, но и сохраняют свою активность при временном хранении и последующей транспортировке нефти. Закачка реагентов проводится при помощи устьевых блоков подачи реагентов (УБПР). Марка реагента и его дозировка выбирается по результатам лабораторных и промышленных испытаний. Для насоса ЭЦН5-200-2600, установленного на скважине №26, оптимальный отбор жидкости данным насосом составит 200 м3/сут. Для рекомендуемого насоса ЭЦН5-160-2650 рабочая область по отбору жидкости составляет 126 - 205 м3/сут, т.е. проектный отбор жидкости 145,4 м3/сут данным типоразмером насоса находится в рабочей области характеристик насоса. Рекомендуется сменить насос на менее производительный. 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. Основное условие безопасности при эксплуатации месторождения - это соблюдение трудовой и производственной дисциплины всеми работающими на них. Не соблюдение требований по охране труда ведёт к необратимым последствиям, которые могут сказаться через несколько дней, месяцев или даже лет. Согласно проведенным исследованиям пришли к следующим выводам: - благоприятность территории по способности атмосферы рассеивать выбросы и на основании анализа фоновых концентраций и сравнения их с санитарно – гигиеническими нормами оценивается как ограниченно – благоприятная; - качество подземных вод северодвинско-вятских отложений на территории Гремячевского месторождения, в целом, удовлетворяет требованиям СанПиН 2.1.4.1074-01 [26] для питьевых вод; - рассматриваемая территория по состоянию почвенно-растительного покрова в балльном исчислении относится к ограниченно-благоприятной В работе проведен: Литературный обзор на тему «Рабочие агенты для воздействия на пласт и призабойную зону пласта» Патентный обзор на тему «Растворы КГО » Граффический материал в дипломной работе представлен: 1.Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Д1 пашийского горизонта 2. Геологический профиль продуктивных пластов Д1, Д1-1 и Д0 3. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Д1 пашийского горизонта 4. Карта текущих отборов жидкости пласта Д0+Д1 (по состоянию на 01.01.2016) 5. Карта накопленных отборов жидкости плата Д0+Д1 (по состоянию на 01.01.2016) 6. График разработки пласта Гремячевского месторождения 7. Установка ЭЦН Секция нижняя Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 19 авг. 2016 г., 9:00
81
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Альметьевский государственный нефтяной институт
В административном отношении месторождение расположено в пределах Челно-Вершинского и Кошкинского районов, в 120 км северо-восточнее областного центра г. Самары. Ранее Шиханское нефтяное месторождение входило в состав Озеркинской группы месторождений. В геологическом строении Шиханского месторождения принимают участие девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения, залегающие на кристаллическом фундаменте. Шиханское поднятие расположено на стыке двух крупных структур первого порядка – Татарского свода и Мелекесской впадины, в пределах Озеркинского выступа кристаллического фундамента. Шиханская площадь находится в пределах северо-восточного борта Камско-Кинельской системы прогибов. Пласт С1 относится к бобриковскому горизонту и представлен кварцевыми, в основном, мелкозернистыми, реже – средне- и крупнозернистыми песчаниками, часто слабосцементированными, до рыхлых рассыпающихся разностей. Средняя глубина залегания продуктивного пласта С1 - 1442 м. Нефть пласта С1 относятся к тяжелому типу с плотностью 0,920-0,923 г/см3, являются высоковязкими (динамическая вязкость пластовой нефти составляет 90,38 мПас – пласт С1), газовый фактор изменяется от 4 м3/т до 6,44 м3/т. По товарной характеристике нефти высокосернистые (массовое содержание серы 3,36-3,53%), смолистые (содержание смол силикагелевых 6,0-10,1 %), малопарафиновые и парафиновые (содержание парафинов 1,12-4,12%). Содержание сероводорода в газе пласта CI составляет 5,6 % мольн. Извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа рассчитанные объемным методом показали большую сходимость с запасами, которые состоят на балансе АО «Самаранефтегаз». Шиханское месторождение открыто в 1979 г. по результатам структурного бурения на Шиханской площади в 1977–79 г.г. В 2010 г. на разработку Шиханского месторождения АО «Самаранефтегаз» выдана отдельная лицензия СМР №15021 НР от 20.10.2010 г., на основании чего Шиханский купол вывели из состава Озеркинского месторождения. С того момента разработано четыре проектных документа на разработку Шиханского месторождения, если считать проект «Дополнение к проекту разработки Озеркинского месторождения» которым в разработку введена залежь нефти пласта С1. Пласт С1 находится на второй стадии разработки. По состоянию на 01.01.2016 г. из пласта С1 извлечено 199,949 тыс.т нефти, 457,185 тыс.т жидкости, степень выработки начальных извлекаемых запасов нефти составила 60,5%. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,308 (при утверждённом 0,508). К 01.01.2016 г. накопленная добыча составила 656,50 тыс. т против проектного значения 594,00 тыс. т. Превышение накопленной добычи нефти объясняется более высокими фактическими значениями дебита нефти и меньшей обводненностью. Учитывая непродолжительный период эксплуатации залежи, сделать однозначный вывод о режиме эксплуатации на прогнозный период не представляется возможным. Пока еще рано делать окончательные выводы об организации системы ППД, необходимо дальнейшее наблюдение за пластовым давлением. В ближайший период компенсационные мероприятия не требуются. С целью интенсификации добычи нефти пласта С1 в ноябре 2012 года в скважине №15 была проведена обработка ПГДА (пороховым генератором давления акустическим). В результате применения высокотемпературной виброволновой технологии наблюдался прирост дебита нефти с 0,06 т/сут до 4,74 т/сут при снижении обводненности с 30,8% до 12,1%. С целью интенсификации дебита нефти дипломным проектом проведена оценка потенциального дебита скважины №209 после глинокислотной обработки призабойной зоны пласта С1, которая показала хорошие результаты применимости дебит скважины по нефти увеличился с 21 м3/сут. до 232,5 м3/сут. По состоянию на 01.01.2016 г. на объекте С1 пробурено девять добывающих скважин. Все скважины находятся в действующем добывающем фонде и эксплуатируются механизированным способом (при помощи ЭЦН). Дебит по жидкости находится в пределах от 18 м3/сут. до 211 м3/сут. Средний дебит составил 136,44 м3/сут. Дебит по нефти находится в пределах от 12 т/сут. до 183 т/сут. Средний дебит составил 68 т/сут. Обводненность находится в пределах от 4,2 до 92,4%, в среднем равна 35,4%. Нефть пласта С1 Шиханского месторождения содержат 1,12-4,17% парафина по массе. При снижении температуры и давления в стволе скважины растворяющая способность к парафину уменьшается. Это приводит к перенасыщению нефти парафином и переходу его в кристаллическое состояние. Интенсивность отложений может достигать значительных величин, что приводит к пробкообразованию и остановке работы скважины. В настоящее время борьба с отложением парафина на месторождениях ведётся тепловыми, химическими, физическими и механическими методами. В состав растворённого в смеси газа входит 4,41% сероводорода. Защиту нефтепромыслового оборудования от коррозии необходимо вести с помощью ингибиторов. Ингибиторы или замедлители коррозии при введении в небольших дозах в агрессивную среду обеспечивают торможение или подавление процесса коррозии металла. Ввод реагента необходимо вести постоянно или осуществлять периодические обработки. Марка и оптимальная дозировка реагентов подбирается в ходе лабораторных и опытно-промышленных испытаний в зависимости от коррозионной активности среды и технологии обработки. Возможным осложнением при разработке месторождения является снижение продуктивности скважин, по причине глушения минерализованной водой во время проведения подземных ремонтов. Основными причинами снижения проницаемости призабойной зоны скважины в процессе глушения являются кольматация коллектора частицами твердой фазы, блокирование фильтратом, и образование нерастворимых осадков при контакте с пластовыми флюидами. Глушение минерализованной водой приводит к значительному ухудшению коллекторских свойств пород ПЗП, к длительному периоду освоения, вывода на режим и, как следствие, к значительным потерям нефти. В качестве промывочной жидкости необходимо использовать раствор, приготовленный на основе компонентов: воды, неорганической соли (КCl) и биополимеров. Проведён подбор насоса для скважины №13. Для рекомендуемого насоса ЭЦН5а-200-1350 рабочая область по отбору жидкости составляет 110 – 260 м3/сут, т.е. проектный отбор жидкости 225,2 м3/сут. данным типоразмером насоса находится в рабочей области характеристик насоса. Таким образом, дипломным проектом рекомендуется заменить насос установленный на скважине №13 на предлагаемый как более производительный. Проведённое экономическое обоснование и оценка результатов расчёта показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия ЭО Шиханского месторождения экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 5607,31 тыс. руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО. Основное условие безопасности при эксплуатации месторождения - это соблюдение трудовой и производственной дисциплины всеми работающими на них. Безопасность деятельности человека на производстве обеспечивается разработкой мер защиты от опасностей. Комплексная оценка воздействия на окружающую среду, позволяет сделать вывод, о том, что природные условия в районе Шиханского месторождения являются ограниченно благоприятными по состоянию атмосферного воздуха, водного бассейна, и почвенного покрова. Косвенное и кумулятивное воздействие намечаемой деятельности на окружающую среду может вызвать определённые негативные качественные и количественные изменения, если не будут приняты меры, направленные на снижение и компенсацию этого воздействия. Поэтому НГДУ необходимо оказать посильную помощь администрациям районов в решении социально-экологических проблем населённых пунктов при проведении профилактических мероприятий для сохранения здоровья населения, при предоставлении рабочих мест для местных жителей. В работе проведен: Литературный обзор на тему «Методы интенсификации добычи на месторождениях» Патентный обзор на тему «Способы и технологии применения кислотных обработок призабойной зоны пласта, содержащего высоковязкую нефть » Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Структурная карта по проницаемой части пласта С1 2. Карта начальных нефтенасыщенных толщин пласта С1 3. Схематический геолого-литологический профиль пласта С1 4. Карта текущих отборов жидкости пласта С1 (по состоянию на 01.01.2016) 5. Карта накопленных отборов жидкости пласта С1 (по состоянию на 01.01.2016) 6. График разработки пласта С1 Шиханского месторождения 7. Конструкция модуля УЭЦН 8. Установка ЭЦН Сборочный чертеж 9. Карта остаточных нефтенасыщенных толщин пласта С1 Спецификации к техническим чертежам
Создан 19 авг. 2016 г., 9:41
82
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Тюменский государственный университет (ТюмГУ)
В административном отношении Озеркинское месторождение расположено в пределах Челно-Вершинского и Кошкинского районов, в 120 км северо-восточнее областного центра г. Самара. В геологическом строении Озеркинского месторождения принимают участие девонские, каменноугольные, пермские, неогеновые и четвертичные отложения, залегающие на кристаллическом фундаменте. В региональном тектоническом плане Озеркинское месторождение приурочено по поверхности кристаллического фундамента и терригенного девона к юго-восточному борту Мелекесской впадины, а по отложениям нижнего карбона – к северо-восточному борту Усть-Черемшанского прогиба. На месторождении выявленны промышленные залежи нефти, которые приурочены к пластам А-3 верейского горизонта, А-4 башкирского яруса, Б-0 тульского горизонта, С-I бобриковского горизонта и В-1 турнейского яруса. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объемным методом: - начальные балансовые запасы нефти составляют 5670,69 тыс. т; -начальные извлекаемые запасы нефти составляют 3759,67 тыс. т; - остаточные балансовые запасы нефти составляют 2144,69 тыс. т; -остаточные извлекаемые запасы нефти составляют 233,67 тыс. т; - начальные балансовые запасы газа составляют 56139,83 тыс. т; -начальные извлекаемые запасы газа составляют 37220,73 тыс. т; - остаточные балансовые запасы газа составляют 21232,43 тыс. т; -остаточные извлекаемые запасы газа составляют 2313,33 тыс. т. Сбор продукции новых скважин Озеркинского месторождения в соответствии с «Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» (РД 39-0148311-605-86 [8]) осуществляется по сложившейся на промысле напорной герметизированной системе сбора нефти и газа, за исключением скважины №4, продукция которой попадает непосредственно в коллектор. Дебит этой скважины замеряется по динамограммам подземного оборудования. Дипломным проектом рекомендуется установить на скважине №4 счётчик жидкости. В качестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» (АМ-40-8-400) и узлы подключения скважин. Дебиты скважин, подключенных к УЗ, замеряются по динамограммам подземного оборудования. Дипломным проектом рекомендуется установку новых АГЗУ «Озна-Импульс» взамен узлов подключения скважин. Транспорт нефти с Озеркинского месторождения происходит совместно, так как продукция совместима. Поскольку значения обводненности продукции скважин превышает 90% рекомендуется использовать ингибиторы коррозии для защиты трубопроводов и подземного оборудования. 100% протяженности выкидных линий и 80 % нефтегазосборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности данного региона (РД 39-132-94). Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Озеркинского 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. Аналогичная ситуация и с водоводами системы поддержания пластового давления. Проектная производительность ДНС «Озеркинская» по пластовой жидкости (водонефтяной эмульсии) составляет до 3800 м3/сут. Фактическая производительность составляет 4675,3 м3/сут. Установка перегружена на 23%. Для снижения нагрузки на установку рекомендуется организовать путевой сброс пластовой воды. Установка путевого сброса пластовой воды на Озеркинском месторождении (УПСПВ) предназначена для отделения попутно добываемой пластовой воды от нефти и её подготовки для закачки для целей ППД, и утилизации остатка в систему поглощения. Таким образом, продукция скважин Озеркинского месторождения (кроме Восточного купола) будет поступать на Озеркинскую УПСПВ, где будет происходить сброс пластовой воды до 35% остаточного водосодержания. Затем частично обезвоженная газожидкостная смесь будет поступать на ДНС «Озеркинская», где будет происходить разгазирование нефти при давлении 0,2-2 кгс/см2. Далее отсепарированная нефть будет поступать на Красногородецкую УПСВ для дальнейшей подготовки, и далее по сети межпромысловых трубопроводов будет транспортироваться на Радаевскую УПН, где осуществляется и будет осуществляться подготовка нефти до товарных кондиций по ГОСТ Р 51858-2002. На ДНС применяется деэмульгаторы для разрушения водонефтяных эмульсий, такие как Деэмульгатор СТХ-5, OFC-D, Decleave-1446, Decleave-1573, Decleave-1266. Для повышения уровня использования газа настоящей работой рекомендуется техническое перевооружение ДНС «Озеркинская», которое будет включать в себя установку путевого подогревателя (ПП) на площадке ДНС. УПСВ «Красногородецкая» (установка предварительного сброса пластовой воды) предназначена для сепарации пластовой жидкости, поступающей со скважин Красногородецкого, ДНС Шумолгинского, ДНС Озеркинского и ДНС Горбуновского, сброса пластовой воды, утилизации пластовой воды в поглощающие горизонты. Проектная производительность УПСВ по пластовой жидкости 17000 м3/сут. Фактическая производительность УПСВ «Красногородецкая» по пластовой жидкости (водонефтяной эмульсии) составляет 13100 м3/сут. Установка не догружена на 23%. Продукцией УПСВ является нефть с обводненностью 50-85 %, которая поступает на УПН Радаевская. Такая высокая обводнненость продукции объясняется ограниченностью сброса воды. Организация путевого сброса пластовой воды на Озеркинском месторождении уменьшит объем перекачиваемой воды, что значительно сократит затраты на транспортировку и подготовку нефти. На ДНС применяется деэмульгаторы для разрушения водонефтяных эмульсий, такие как Деэмульгатор СТХ-5, OFC-D, Decleave-1446, Decleave-1573, Decleave-1266. Установка подготовки нефти (УПН) Радаевская предназначена для разгазирования, термохимического обезвоживания и обессоливания смеси нефтей Радаевского, Ивановского, Ольховского, Киселёвского, Пичерского, Боровского, Озёркинского, Шумолгинского, Славкинского, Смагинского, Горбуновского, Кельвейского и Красногородецкого месторождений, с получением нефти I-ой (частично) II-ой или III-ей группы качества согласно ГОСТ Р51858-2002. Готовой продукцией является нефть I-ой (частично) II-ой или III-ей группы качества, в связи с обводнённостью общего входящего потока более 20% (использование резервуаров динамического отстоя), согласно ГОСТ Р51858-2002, а тае же по причине высокого содержания метил- и этилмеркаптанов. Для повышения качества нефти нефть дополнительно очищается от сероводорода и меркаптанов. Для этого используется установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов на площадке Радаевской УПН. Такая установка предназначена для хранения и подачи реагента нейтрализатора в поток товарной нефти. Проведен технологический расчет отстойника и сепаратора, гидравлический расчет двухфазного и однофазного трубопроводов. В данной работе также разработан план мероприятий по усовершенствованию работы системы сбора скважинной продукции. Не соблюдение требований по охране труда ведёт к необратимым последствиям, которые могут сказаться через несколько дней, месяцев или даже лет. С целью исключения травматизма и безопасного ведения работ и улучшения условий труда следует проводить 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. Воздействие на окружающую среду при эксплуатации промысловых объектов характеризуется как непрерывное и длительное, которое при непринятии предложенных мер может привести к нарушению равновесия в экосистемах. Проведённый анализ окружающей среды Озеркинского месторождения показал, что состояние экосистемы можно считать благоприятной. В работе приведен: Литературный обзор на тему «Современные способы подогрева продукции скважин» Патентный обзор на тему «Современные ингибиторы АСПО» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1.Обзорная карта месторождений АО "Самаранефтегаз" 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта С1 Озеркинского горизонта 3. Геолого-литологический профиль пласта С1 Озеркинского месторождения 4. Схема сбора и ППД Озеркинского месторождения 5. Технологическая схема ДНС Озеркинского месторождения 6. Технологическая схема УПСВ Красногородецкого месторождения 7. Технологическая схема УПН Радаевская 8. Технологическая схема КСУ и ПП УПН Радаевская 9. Сепаратор виды 10 Сепаратор общий вид 11. Отстойник 12. Карта нефтенасыщенных толщин пласта С1 Озеркинского месторождения Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам Так же рассмотрен специальный вопрос Мероприятия по усовершенствованию работы системы сбора
Создан 19 авг. 2016 г., 10:29
83
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ)
Заборовское месторождение расположено на западном окончании Самарской Луки в 18 км к востоку от г. Сызрань, являющимся крупным железнодорожным узлом. Разрез Заборовского месторождения вскрыт глубоким бурением до кристаллических пород архея, представленных гнейсовидным диоритом, гранитовым гнейсом, сиенитом или диоритом с прослоями гранитово - биотитовых сланцев, габбро. Вскрытая толщина до 25 м. Залежи нефти Заборовского месторождения пластовые сводовые, литологически экранированные, основной по площади распространения и величине запасов является залежь пласта Б-2. Продуктивные пласты Б-1 и Б-2 приурочены к бобриковскому горизонту визейского яруса. Пласты сложены рыхлыми разностями песчаника, содержат промышленные скопления нефти. Толщина бобриковского горизонта до 17 м. По товарной характеристике нефти Заборовского месторождения высокосернистые (массовое содержание серы 2,07%), смолистые (массовое содержание смол силикагелевых 6,44%), парафиновые (массовое содержание парафина 4,1%). Нефти Заборовского месторождения относятся к среднему типу с плотностью – 0,882 г/см2, являются вязкими с динамической вязкостью при 20 ºС – 32,83 мПа, газовый фактор составляет 7,8 м3/т. В газе, выделившемся из нефтей Заборовского месторождения, содержание сероводорода составляет 1,98% масс. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объёмным методом пласта Б-2 Заборовского месторождения. Анализ сложившейся на Заборовском 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: - поскольку в работе [1] в перспективный период в соответствии со утверждённым вариантом разработки месторождения предусматривается: ввод под добычу нефти 16 пьезометрических скважин: №№ 204, 210,9,187, 193, 201, 274, 13, 178, 212, 275, 10, 173, 214, 216, 163 в 2016-2024гг, путём бурения 5 боковых стволов и 12 вводов в работу. Сбор продукции скважин Заборовского месторождения в соответствии с «Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» (РД 39-0148311-605-86) рекомендуется осуществлять по сложившейся на промысле напорной герметизированной системе сбора нефти и газа с учетом максимально возможного использования существующих мощностей. Состояние выкидных линий от скважин №№ 204, 210, 9, 187, 193, 201, 274, 13, 178, 212, 275, 10, 173, 214, 216, 163 требует уточнения, опрессовки не проводились, в связи с этим требуется диагностическое обследование технического состояния каждого трубопровода и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков трубопроводов. Замер дебита жидкости скважин предполагается осуществлять передвижными замерными установками; - для надежной и безаварийной работы системы нефтесбора рекомендуется разработка программы по объемам капремонтов и замены нефтесборных трубопроводов; - в связи с неизбежным ростом обводненности продукции скважин и анализом отказов трубопроводов за 2015 год (100% отказов – внутренняя коррозия) все трубопроводы рекомендуется защищать ингибиторами коррозии; - провести испытания и подбор требуемого типа ингибитора коррозии, и разработку программы способа дозирования реагентов; - провести обследования трубопроводов с целью выявления коррозионно-опасных участков с устройством мест образцов-свидетелей. В целом, существующая система сбора продукции скважин на месторождении отвечает требованиям работы промысла и контроля за процессом разработки, а также правилам устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов. Продукция скважин Заборовского месторождения совместно с продукцией скважин Сызранского месторождения или по отдельной линии подается на УПН «Сызранская», а дальше на переработку на Сызранский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). Сызранская УПН предназначена для: -сбора продукции скважин пластов Б0, Б1, Б2 Сызранского и Заборовского месторождений, подготовки товарной нефти с содержанием воды до 1% хлористых солей до 300 (900) мг/л; -приема товарной нефти автовывозом с Зольненской УПН, Карло-Сытовской УПН и ее транспортировки на переработку на Сызранский нефтеперерабатывающий завод (СНПЗ); -очистки пластовой воды и ее закачки в нагнетательные и поглощающие скважины; утилизации попутного нефтяного газа. Проектная мощность УПН - 5000 т/сут. (по жидкости). Фактическая производительность –150 т/сут. (по жидкости). Из анализа производительности установки делаем вывод, что установка не догружена на более 90%. В связи с увеличением добычи жидкости максимальный объем добычи жидкости по Заборовскому месторождению в соответствии с утверждённым вариантом [1] составит 213,1 тыс. т в 2028 году, максимальный объем добычи нефти составит 26,5 тыс. т в 2022 году. Увеличение уровней добычи нефти ожидается в 37 раз, добыча жидкости по сравнению с существующим положением увеличиться в 13 раз. Исходя из объёмов добычи нефти и жидкости существующих мощностей по подготовке нефти на УПН будет достаточно для Сызранского и Заборовского месторождений. Мощности по подготовке нефти будут загружены на 15 % от установленных. Таким образом, в рассматриваемый перспективный период разработки продукция скважин Заборовского месторождения под давлением скважинных насосов, также как и в настоящее время, будет поступать на УПН «Сызранская», где происходит подготовка нефти и дальнейшая ее перекачка на Сызранский НПЗ для переработки. Вносить изменения в технологический процесс подготовки нефти не требуется. Проведены технологические расчёт оборудования отстойника и РВС, гидравлический расчёт двухфазного трубопровода. Проведенное экономическое обоснование и оценка результатов расчета показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия ЭО Заборовского месторождения экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 56439,48 тыс. руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО. Для безопасного ведения работ и улучшения условий труда, а также усовершенствования орудий производства необходим комплекс следующих мероприятий: 1. Более качественное проведение и проверка обучения персонала. 2. Снабжение рабочего персонала необходимой спецодеждой, СИЗ, СИЗОД. 3. Проведение дополнительных осмотров машин, механизмов, оборудования, приспособлений. 4. Внедрение новых технологий для безопасного ведения производства. Осуществление перечисленного комплекса природоохранных мероприятий по защите недр и рациональному использованию минеральных ресурсов позволит обеспечить экологическую устойчивость геологической среды при строительстве и эксплуатации скважин, сбора и подготовки нефти на территории Заборовского месторождения. В работе проведен: Литературный обзор на тему «Установки для измерения дебита при групповом сборе» Патентный обзор на тему «Расходомеры» Специальный вопрос на тему «Комплекс мероприятий по усовершенствованию системы сборы, подготовки нефти» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Обзорная карта месторождений АО "Самааранефтегаз" 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Б-2 3. Геолого-литологический профиль по продуктивным пластам Б-1 и Б-2 4. Схема сбора скважинной продукции Забровского месторождения 5. Технологическая схема УПСВ "Евгеньевская" 6. Технологическая схема ДНС "Широкинская" 7. Отстойник ОН-100-1,0-1-И Сборочный чертеж 8. Общий вид резервуара объемом 2000 м Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам