Создан 19 авг. 2016 г., 10:53
84
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 5985
Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ)
Стрельненское месторождение находится в районе с широко развитой внешней промышленной инфраструктурой. Разработка месторождения осуществляется с 1949 года, площадь нефтеносности разбурена полностью, выполнено все необходимое промысловое обустройство. В настоящее время месторождение находится на завершающей стадии разработки. Существенных ограничений для дальнейшей разработки месторождения с позиций промышленной освоенности региона, особенностей обустройства месторождения, климата и других природных условий в настоящее время не выявлено. В тоже время, месторождение располагается на территории заповедной зоны Самарская Лука, что является препятствием для полноценной эксплуатации месторождения. За период эксплуатации Стрельненского месторождения (1949-2016 гг.) было составлено 10 проектных документов, в которых обосновывались технологические показатели разработки, число и размещение проектных добывающих и нагнетательных скважин, вопросы совершенствования систем разработки продуктивных пластов. Накопленная добыча нефти по объекту Б2 составила 3117,73 тыс.т, жидкости 8828,16 тыс.т. Отбор от НИЗ – 74,6 % при обводненности 97 %, текущий КИН 0,447 при утверждённом 0,600. За 2015 г. добыча нефти составила 0,034 тыс.т, жидкости – 1,141 тыс.т, обводненность продукции – 97 %. Средний дебит по нефти – 0,048 т/сут., по жидкости – 1,6 т/сут. Пласт Б2 Стрельненского месторождения разрабатывается со значительным отставанием от проектных показателей по добыче нефти, что связано, в основном, с меньшим фондом действующих добывающих скважин, а также, более быстрыми темпами роста обводненности. Средневзвешенное пластовое давление по объекту Б2 составляет 10,8 МПа (при первоначальном 11,1 МПа), давление в зоне нагнетания – 11,4 МПа, в зоне отбора – 10,5 МПа. Энергетическое состояние объекта Б2 можно признать удовлетворительным. С 1951г. пласт Б2 разрабатывается с системой поддержания пластового давления. Выполненный расчет технологических показателей показал, что при существующей системе разработки запроектированный КИН=0,600 не будет достигнут. Для достижения утвержденного КИН по объекту необходимо применение методов интенсификации добычи, вовлечение недренируемых запасов нефти в разработку бурением боковых стволов. Основные методы воздействия на пласт Б2 Стрельненского месторождения, направленные на увеличение текущей и конечной нефтеотдачи, основываются на искусственном заводнении. По состоянию на 01.01.2016 г. на объекте Б2 добывающих скважин (№№ 16, 31). Скважина №31 находится под периодической закачкой. Скважина №16 эксплуатируются механизированным способом (при помощи ШГН), а скважина №31 - свабированием. Дебит по жидкости находится в пределах от 0,2 м3/сут. до 7 м3/сут. Средний дебит по жидкости составил 3,6 м3/сут. Дебит по нефти находится в пределах от 0,01 т/сут. до 0,37 т/сут. Средний дебит составил 0,19 т/сут. Минимальная обводненность составила 92,7%, максимальная обводненность - 94%, в среднем равна 76%. Одним из традиционных и наиболее распространённых видов механизированной добычи нефти является добыча установками скважинных штанговых насосов (УШСН). В состав данных установок входит штанговый скважинный насос (ШСН), приводимый в действие через колонну штанг от поверхностного привода. Штанговые скважинные насосы относятся к классу объёмных насосов возвратно-поступательного действия. Область их применения – добыча нефти из скважин при обводнённой продукции до 99%, температуре до 4030К (1300С), содержании механических примесей до 1,3 г/л, содержании H2S и CO2 до 200 мг/л, минерализации воды до 200 мг/л и водородном показателе рН 4,0…8,0. Насосы применяются для эксплуатации скважин в умеренном и холодном климатических районах по ГОСТ 16350. Категория изделий - 5 по ГОСТ 15150. Нефти продуктивного пласта Б2 Стрельненского месторождения содержат 3,5-4,2 % парафина по массе. Понижение давления и температуры нефти при движении по стволу скважины приводит к изменению ее фазовых состояний, уменьшает растворимость по отношению к парафину и, следовательно, к выпадению парафина на глубинном и устьевом оборудовании скважин. В настоящее время из-за высокой обводненности продукции интенсивного выпадения парафина не наблюдается. На отдельных скважинах удаление парафина ведётся при помощи паровой передвижной установки. В дальнейшем на скважинах с отложением парафина рекомендуются следующие мероприятия: - пропарка оборудования по графику; - промывка водным раствором препарата МЛ-80. Проведен расчёт УШГН к параметрам скважины 965, которая эксплуатируется насосом с диаметром плунжера 44 мм с дебитом жидкости 5,5 м3/сут. Таким образом, проектируемые оптимальные технико-технологические параметры скважины и ее оборудования для заданного дебита, равного 7 м3/сут являются следующими: 1. Эксплуатация скважины – непрерывная, 2. Станок-качалка – СК5-3-2500, 3. Колонна штанг одноступенчатая - dшт. = 19 мм; Lшт. = 700 м, 4. Диаметр насоса – dнас. = 44 мм, 5. Длина хода полированного штока – S = 0,9 м, 6. Число качаний головки балансира – n = 6 качаний в минуту, 7. Мощность электродвигателя – N = 1,7 кВт (АОП-41-4), КПД 81%, 8. Забойное давление в скважине – Pзаб. = 67 атм, 9. Глубина спуска насоса в скважине – Hс.н. = 700 м (хвостовик отсутствует), 10. Динамический уровень в скважине – Hд. = 474 м. В экономической части представлены сведения об экономической эффективности применения технологического мероприятия. В процессе разработки месторождения предусматривается безопасное ведение работ, а также соблюдение утверждённых 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]. Выполненная оценка воздействия на окружающую среду разработка Стрельненского месторождения позволяет заключить, что: - при соблюдении всех предусмотренных настоящей работой природоохранных мероприятий при реализации вариантов разработки месторождения существенного и необратимого вреда окружающей природной среде нанесено не будет; - в процессе эксплуатации проектируемых объектов и сооружений превышений ПДКм.р. по всем загрязняющим веществам на границе санитарно-защитной зоны и в жилой зоне ближайших населенных пунктов наблюдаться не будет, воздействия на атмосферный воздух не вызывают негативных последствий на социальную среду; - 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 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. Граффический материал в дипломной работе представлен: Геологолитологический профиль пласта Б2 Стрельненского месторождения Структурная карта пласта Б2 Стрельненского месторождения Карта нефтенасыщенных толщин пласта Б2 Стрельненского месторождения Карта текущих отборов пласта Б2 Стрельненского месторождения Карта накопленных отборов пласта Б2 Стрельненского месторождения Карта разработки пласта Б2 Стрельненского месторождения Схема штангового глубинного насоса НН 2Б Схема штаноговой глубинной насосоной установки Спецификации к техническим чертежам В работе представлены Литературный обзор на тему Методы интенсификации добычи на месторождениях Патентный обзор на тему Способы и технологии регулирования добычи высоковязкой нефти Так же рассмотрен специальный вопрос Анализ результатов реализации геолого-технологических мероприятий по пласту Б2
Создан 19 авг. 2016 г., 11:25
85
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Альметьевский государственный нефтяной институт
В административном отношении Верхне-Ветлянское месторождение расположено в пределах Нефтегорского района Самарской области, в 75-85 км к юго-востоку от областного центра г. Самара. Верхне-Ветлянское месторождение относится к многопластовым и представлено рядом куполов, расположенных с юго-запада на северо-восток в следующем порядке: Богдановский, Ново-Лесной, Южно-Зуевский, Юго-Западный, Северо-Восточный. К южному окончанию Южно-Зуевского купола примыкает Крутенький купол, с востока Крутенькому куполу примыкает Восточно-Крутенький купол. Промышленная нефтеносность связана с отложениями башкирского яруса (пласт А4), окского надгоризонта (пласты О1-О5), бобриковского горизонтов (пласты БI2, Б2), турнейского яруса (пласт В1), заволжского надгоризонта (пласт Дл), пашийского горизонта (пласт ДI) и старооскольского горизонта (пласт ДIII). Однако, промышленная значимость этих залежей была установлена лишь на отдельных куполах. Пласт А4 залегает в кровельной части башкирского яруса. Пласт представлен известняками органогенно-обломочными, прослоями пористыми, трещиноватыми, литологически неоднородными: пористые, проницаемые разности чередуются с плотными, непроницаемыми. Пласт хорошо выдержан по площади месторождения, нефтеносен на Богдановском, Южно-Зуевском, Юго-Западном, Северо-Восточном и Восточно-Крутеньком куполах. Покрышкой для пласта А4 служат глины верейского горизонта, толщина глинистой пачки составляет от 14 м до 20 м. Рассмотрены физико-химические свойства пласта А4 Южно-Зуевского купола Верхне-Ветлянского месторождения. Пластовая нефть относится к лёгким – с плотностью 718,0 кг/м3, маловязким – 1,06 мПа•с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 11,23 МПа, газосодержание – 113,74 м3/т. В пластовой нефти содержится сероводород в количестве 0,69% моль. По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0,54 %), малосмолистая (2,25%), парафиновая (3,41%). Рассчитанные объёмным методом извлекаемые остаточные запасы нефти составляют 154,90 тыс. т, газа - 10022,03 тыс. м3. Месторождение введено в разработку в 1974 году. На месторождении для сбора продукции скважин реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа. Система сбора включает в себя устья нефтяных скважин, выкидные линии и нефтесборные трубопроводы, замерные установки. Продукция всех скважин замеряется на автоматизированных групповых замерных установках типа «Спутник». После замера дебита скважин газожидкостная смесь Верхне-Ветлянского месторождения кроме Богдановского купола по нефтегазосборным коллекторам подается в напорный нефтепровод Богдановская ДНС – Ветлянская УПСВ и далее транспортируется на Ветлянскую УПСВ. Продукция скважин Богдановского купола после замера на АГЗУ-1 по нефтесборному трубопроводу поступает на Богдановскую ДНС. Далее, разгазированная нефть подается также на Ветлянскую УПСВ, откуда поступает на узлы сепарации Нефтегорского нефтестабилизационного производства (НСП), где осуществляется подготовка нефти до товарных кондиций по ГОСТ Р 51858-2002. Выделившийся газ Верхне-Ветлянского месторождения (кроме продукции скважин Богдановского купола) в процессе предварительной подготовки на Ветлянской УПСВ под собственным давлением по газопроводу транспортируется на Нефтегорский газоперерабатывающий завод (НГПЗ). Выделившийся газ Богдановского купола в сепараторах Богдановской ДНС под собственным давлением по газопроводу транспортируется на Ветлянскую УПСВ и далее на Нефтегорский газоперерабатывающий завод (НГПЗ). 100 % протяженности выкидных линий и 100 % нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Верхне-Ветлянского 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. Для очистки нефтепроводов от грязепарафиноотложений по трассе трубопроводов установлены паровпускные стояки. Сбор продукции угленосных и девонских пластов осуществляется совместно. В системе сбора и транспортировки нефти Богдановского купола Верхне-Ветлянского месторождения реагенты не применяются. Обводненность некоторых скважин достигает более 95%, поэтому для защиты трубопроводов и глубинного оборудования рекомендуется использовать ингибиторы коррозии. УПСВ «Ветлянская» предназначена для сбора, первичной сепарации, предварительного (частичного) сброса пластовой воды из нефтепродукции со скважин Ветлянского, Верхнее-Ветлянского, Шпильского, Желябовского, Голубевского месторождений (Зуевский, Шпильский, Южно-Зуевский, Верхнее-Ветлянский , Крутенький, Богдановский, Ново-Лесной купола). На месторождениях разрабатываются нефтеносные пласты угленосной и девонской нефти А4, В1, В2, О1, О2, О3, О4, Б2, Д1, Д3, Дк.. Кроме этого на Ветлянскую ДНС – УПСВ поступает жидкость с Богдановской ДНС. Частично разгазированная и обезвоженная нефть с УПСВ транспортируется насосами на Нефтегорское НСП для дальнейшей подготовки. Попутный газ сепарации под давлением сепарации подаётся на Нефтегорский ГПЗ для переработки. Производительность установки: По жидкости – до 8500 м3/сутки. По нефти – до 6500 м3/сутки. По попутному газу – до 40 тыс. м3/сутки. Фактическая производительность установки по обводненной нефти – до 8500 м3/сут. Таким образом установка не перегружена. Обводненность на выходе Ветлянской УПСВ составляет 60-70%. Для улучшения процесса деэмульсации на Ветлянской УПСВ в состав технологической схемы рекомендуется включить путевые подогреватели нефти (ПП-1,6). Транспортировка жидкости с больший содержание 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. Пластовая вода, сброшенная с УПСВ, используется в системе ППД Ветлянского месторождения и для заводнения скв.№№ 81, 143 и 250. Из-за отсутствия работоспособных водоводов для подачи пластовой воды в нагнетательные скважины №118 и №108 для целей ППД используется высокоминерализованная вода серпуховского водоносного горизонта. Для уменьшения процента обводненности Ветлянской УПСВ рекомендуется построить новые водоводы от КНС Ветлянская до нагнетательных скважин №108,118. Кроме того, остаток воды необходимо утилизировать в поглощающий горизонт, для этого необходимо расширение мощностей системы поглощения. ДНС «Богдановская» предназначена для сбора и первичной сепарации нефтепродукции со скважин Богдановского, Шпильского и Желябовского месторождений. Производительность установки по обводненной нефти – до 2500 м3/сут. Сырьем для данной установки служит нефтепродукция скважин с Богдановского, Шпильского, Желябовского месторождений. Обводненность добываемой нефти достигает 80 % об., плотность 777 кг/м3. Готовой продукцией является разгазированная нефть и попутный газ. В связи с увеличением добычи жидкости Богдановского купола Верхне-Ветлянского месторождения, Солоцкого, Шпильского, Желябовского месторождений, а также в связи с вводом в эксплуатацию Многопольского месторождения на Богдановской ДНС рекомендуется заменить существующие насосы внешнего транспорта на более производительные насосы ЦНС 180х340 – 2 шт., которые обеспечат транспортировку жидкости от Богдановской ДНС до Ветлянской УПСВ. Попутный нефтяной газ, выделившийся в аппаратах Богдановской ДНС и Ветлянской УПСВ, бескомпрессорным транспортом по существующим газопроводам будет подаваться на Нефтегорский ГПЗ. В настоящее время процент загрузки Богдановской ДНС составляет 90-95%. Дипломной работой рекомендуется реконструкция установки путем установки дополнительного оборудования на Богдановской ДНС. Для бесперебойной работы ДНС и осуществления процесса сепарации и транспортировки жидкости рекомендуется расширение технологической площадки с включением в технологическую схему дополнительно: - трехфазного сеапаратора, Объемом V=200 м3, - строительство СИКГ; - модернизацию насосного парка; - инженерные сети. Решения принимаемые по обеспечению безопасности должны соответствовать требованиям действующих норм и правил охраны труда и производственной санитарии, правил устройства безопасной эксплуатации сооружений. Организация рабочих мест должна обеспечивать безопасность выполнения работ. Рабочие места в случае необходимости должны иметь ограждения, защитные и предохранительные устройства и приспособления. Организация производственных процессов должна обеспечивать безопасные условия труда. Рассматриваемая территория характеризуется типичным континентальным климатом с холодной зимой и жарким летом. Характерны также слабое увлажнение в силу дефицита атмосферных осадков, резкие тепловые колебания по временам года, а также сухость воздуха. Район Верхне-Ветлянского месторождения является ограниченно благоприятным по состоянию атмосферного воздуха. По состоянию поверхностных вод территория оценивается как ограниченно-благоприятная. Почвенный покров на участках, отведенных под проектируемые объекты, представлен, в основном, черноземами южными карбонатными, тяжелого механического состава с соответствующими для них количественными и качественными характеристиками водорастворимых солей, обменных оснований и элементов питания. Таким образом, можно сделать вывод, что территория Верхне-Ветянского месторождения по состоянию окружающей среды является благоприятной В работе проведен: Литературный обзор на тему «Обезвоживание и обессоливание нефти» Патентный обзор на тему «Современные деэмульгаторы» Специальный вопрос на тему: «Анализ работы УПСВ за 4 квартал 2015 года» 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 А4 3. Геолого-литологический профиль по продуктивному пласту А4 башкирского яруса по линии скважин 4. Схема сбора нефти и системы ППД Верхне-Ветлянского месторождения 5. Принципиальная схема УПСВ "Ветлянская" 6. Принципиальная схема установки ДНС "Богдановская" 7. Технологическая схема установки подготовки нефти №1 8. Технологическая схема установки подготовки нефти №2 9. Отстойник ОН-200-1,0-2-2 Сборочный чертеж 10. Теплообменник 1400ТП-25-М1 25Г6Кч Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 19 авг. 2016 г., 12:26
86
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Тюменский государственный нефтегазовый университет (ТюмГНГУ)
В административном отношении Загорское месторождение нефти расположено на территории Сорочинского и Новосергиевского районов Оренбургской области в 21.5 км западнее п.г.т. Новосергиевка. Сводный геолого-геофизический разрез Загорского месторождения представлен отложениями протерозойской, палеозойской и мезозойской групп. В региональном тектоническом плане Загорское месторождение расположено на юго-восточном борту Бузулукской впадины, в зоне сочленения ее с Восточно-Оренбургским валообразным поднятием. По франским отложениям Загорское месторождение находится в пределах южного внутреннего борта Муханово-Ероховского прогиба. По поверхности кристаллического фундамента месторождение расположено на юго-восточном погружении Оренбургского свода, в пределах его Переволоцко-Сыртовского выступа. Согласно существующему нефтегеологическому районированию Оренбургской области Загорское месторождение относится к Южно-Бузулукскому району. Продуктивные пласты Загорского месторождения характеризуются достаточно сложным геологическим строением, связанным с частым переслаиванием в разрезе пород-коллекторов с их непроницаемыми разностями, а также наличием зон замещения и многочисленных тектонических нарушений. Пористость и проницаемость продуктивных пластов Загорского месторождения керновыми исследованиями охарактеризованы незначительно. В связи с этим для проектирования приняты значения коэффициентов пористости, определенные по данным ГИС. Ввиду того, что по данным ГИС проницаемость не определялась, для проектирования приняты значения, установленные по промысловым данным или результатам ГДИ. Так, по промысловым данным коэффициент проницаемости принят для продуктивных пластов Дфр2-1, Д5-1 (основная залежь) и Д5-2 (залежь р-на скважины № 42), по остальным пластам – по материалам ГДИ. По залежам района скважины № 50 пластов Дфр2-2 и Дфр3 коэффициент проницаемости принят по аналогии с основной залежью соответствующего пласта. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта Д1 (Основная залежь) Загорского месторождения объёмным методом. По состоянию на 01.01.2016г. в действующем добывающем фонде Загорского месторождения числится 19 скважины, из них две скважины находятся в накоплении, четыре скважины - остановлены. На месторождении реализована напорная герметизированная система сбора и транспорта нефти и газа. После замера дебита, продукция скважин по сборному коллектору поступает на УКПНГ «Загорская» для подготовки до товарной кондиции, после чего транспортируется на ООО «Терминал», который находится в 31 км от УКПНГ, откуда железнодорожным транспортом доставляется до потребителя. В качестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» (АМ 40-14-400), и ОЗНА – «Импульс» (40-8-400). В последующие годы эксплуатации рекомендуется постепенно выводить старые установки типа «Спутник» и заменять на ОЗНА - «Импульс». 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). В системе сбора Загорского месторождения химических реагентов не используется. 57,89 % протяжённости действующей системы выкидных линий и 12,5% нефтесборных трубопроводов отработали средний срок эксплуатации трубопроводов, установленную продолжительностью до 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). 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. Согласно действующему проекту разработки [1] планируется фонд для бурения –292 скважин, в т.ч. добывающих – 209, нагнетательных – 83. Максимальные уровни добычи: – добычи нефти – 1274.0 тыс. т (2025 г.); – добычи жидкости – 2851.9 тыс. т (2032 г.); – добычи растворенного газа – 378.6 млн.м3. Сбор продукции скважин рекомендуется осуществлять по традиционной напорной, однотрубной схеме; газожидкостная смесь под устьевым давлением поступает на ГЗУ, где осуществляется замер дебита скважин по жидкости, нефти и газу и далее на УКПНГ, которуюотвечает всем предъявленным к ней требованиям. Нефти Загорского месторождения содержат от 3.67 до 15.32 % парафина. 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 плёнку, 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. Эффективность их воздействия доказана на месторождениях ОАО «Томскнефть», где межочистной период увеличен в среднем в 9 раз. Можно рекомендовать нагревательные кабели для поддержания заданной температуры перекачки. Разработаны отечественные электрообогревающие гибкие элементы (полотно), выполняющего функцию обогрева трубы (ОАО «Химволокно» г. Новосибирск. Наиболее рациональным является применение труб с теплоизоляционным покрытием (пенополеуретан, коэффициент теплопроводности составляет 0.035 Вт/ (м.ОК)). С 2003г. месторождение разрабатывается с системой поддержания пластового давления. Нагнетательный фонд на 01.01.2016 г. составляет 12 единиц. Система внутрипомысловых водоводов Загорского месторождения включает в себя высоконапорные водоводы заводнения и низконапорные водоводы заводнения. 25 % водоводов высокого и 100% водоводов низкого давления системы поддержания пластового давления Загорского месторождения уже отработали 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. При использовании труб некоррозионностойких или без антикоррозионного покрытия, систему водоводов рекомендуется защищать применением ингибиторов коррозии аналогично системе сбора нефти. Проведён технологический расчёт отстойника и сепаратора, гидравлический расчёт двухфазного и однофазного трубопроводов. Проведённое экономическое обоснование и оценка результатов расчета показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по использованию ингибиторов коррозии в системе сбора и поддержания пластового давления на ЭО Загорского месторождения экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 48 122,62 тыс. руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО. 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. 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 работе приведен: Литературный обзор на тему «Современные способы осушки газа» Патентный обзор на тему «Современные аппараты по обессоливанию нефти» Специальный вопрос на тему «Мероприятия по усовершенствованию подготовки продукции на УКПНГ» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1.Обзорная карта месторождений ПАО "Оренбургнефть" 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Д1 3. Геолого-литологический профиль по продуктивному пласту Д1 4. Схема сбора скважинной продукции Загорского месторождения 5. Схема системы ППД Загорского месторождения 6. Технологическая схема УКПНГ "Загорская" 7. Технологическая схема ННТ "Терминал" 8. Сепаратор нефтегазовый НГС-2-П-0,6-3000-2-Т-И Сборочный чертеж 9. Отстойник ОН-100-0,8-1-И Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 19 авг. 2016 г., 14:07
87
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Самарский государственный технический университет (СамГТУ)
В административном отношении Самодуровское месторождение расположено в пределах Пономаревского района Оренбургской области, в 8 км от районного центра села Пономаревка. В орографическом отношении описываемая территория расположена в степной зоне Оренбургского Предуралья на водораздельном пространстве рек Б. Кинель, Садак и Дема, входящих в состав обширного плато, известного под названием «Общий Сырт». В геологическом строении месторождения принимают участие отложения бавлинской серии, среднего и верхнего девона, каменноугольной, пермской и четвертичной систем. Территория Оренбургской области в тектоническом отношении является юго-восточным перикратоном Восточно-Европейской платформы, граничащим с Уральской складчатой системой. Промышленная нефтеносность месторождения связана с 16 залежами нефти девяти продуктивных пластов. Два из них приурочены к отложениям нижнего карбона (пласт Б2 бобриковского горизонта, пласт Т1 турнейского яруса), семь - к отложениям верхнего девона (пласты Зл1 и Зл2 заволжского горизонта, Дф21, Дф22, Дф23 фаменского яруса, Д0 и Д1 пашийского горизонта франского яруса). Залежь пласта Т1 содержит наибольшую часть начальных извлекаемых запасов нефти месторождения (67 %) и является основным объектом разработки. Рассчитанные объемным методом извлекаемые остаточные запасы нефти пласта Т1 составляют 3730,96 тыс. т, газа – 75738,48 тыс. м3. На месторождении реализована напорная герметизированная система сбора и транспорта нефти и газа. Продукция нефтяных скважин по выкидным линиям под давлением, развиваемым глубинными насосами, поступает на замерные установки, где производится оперативный учет добытой жидкости. После замера дебита, продукция скважин Самодуровского месторождения поступает на УПСВ «Самодуровская» для сепарации и подготовки, после чего, частично подготовленная нефть по напорному нефтепроводу поступает через ДНС «Графская», УПСВ «Тархановская» на УПН «Заглядинская» для окончательной подготовки. С УПН «Заглядинская» товарная нефть откачивается на НПС «Похвистенево». Отсепарированный газ используется на собственные нужды промысла, на подогрев нефти. 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: - в связи с изношенными и морально устаревшими ГЗУ рекомендуется систематически выводить их из эксплуатации и заменять на более совершенные. Для определения дебита продукции нефтяных скважин по нефти, газу и определения обводненности продукции рекомендуется замерная установка «ОЗНА-Квант». - 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 отказом трубопроводов ввиду внутренней коррозии, все трубопроводы рекомендуется защищать ингибиторами коррозии; - проводить испытания и подбор требуемого типа ингибитора коррозии, и разработку программы способа дозирования реагентов; - проводить 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. Анализ УПСВ «Самодуровская» приведен в специальном вопросе дипломного проекта. В соответствии с действующим проектным документом на разработку Самодуровского месторождения предусматривается снижение добычи жидкости и закачки воды по сравнению с существующим положением. Таким образом, увеличения мощностей Самодуровской УПСВ не потребуется. Для подготовки нефти на УПСВ применяются в качестве вспомогательных материалов реагенты - деэмульгаторы и ингибиторы коррозии. В качестве ингибиторов парафинообразования дипломным проектом предлагается использование реагентов СНПХ-7р-1, МЛ-72, нефтяной смолы Е-3. В качестве ингибитора солеотложений предлагается использование реагента гексаметафосфат натрия. Сырьем Заглядинской установки подготовки нефти является обводненная нефть Султангулово-Заглядинской группы месторождений (девонский и турнейский потоки), частично обезвоженная нефть с Тарханской УПСВ. Обводненность турнейского потока составляет 70-90 % масс., а обводненность девонского 80-98 % масс. Обводненность нефти поступающей с Тарханской УПСВ составляет 1-5 % масс. Для осуществления технологического процесса подготовки нефти на Заглядинской УПН применяют химические реагенты-деэмульгаторы. Товарной продукцией Заглядинской УПН является нефть 1 группы качества по ГОСТ Р51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»: - концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 100; - массовая доля воды, %, не более 0,5; - массовая доля механических примесей, %, не более 0,05; - давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более 66,7 (500). Проведенный анализ показал, что устовка работает в штатном режиме. С 1979 года Самодурвское месторождение разрабатывается с системой поддержаня пластового давления. 77,77 % протяженности водоводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Система ППД Самодуровского 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 водоводов. К числу основных мероприятий по повышению эксплуатационной надежности системы ППД относятся мероприятия, направленные на уменьшение коррозии, которая возникает вследствие коррозионной активности перекачиваемой воды на оборудование и коммуникации. Применение ингибиторов коррозии, подбор ингибиторов коррозии для промышленных вод может быть осуществлен по результатам специально организованных испытаний так называемыми «образцами-свидетелями». Для защиты от внутренней и внешней коррозии рекомендуется использовать трубы с наружным и внутренним антикоррозийным покрытием. Для защиты от коррозии внешней поверхности стенок трубы в настоящее время в основном используются полиэтиленовые, полиуретановые и эпоксидные составы. Также применяют стали повышенной коррозийной устойчивости (12ГДА, 06ХIДА, 20ДА) Синарского и Северского трубных заводов). Контроль толщины стенок водоводов можно осуществлять с помощью современных толщиномеpов. Использование толщиномеpов позволяет оперативно оценить степень эppозионного и коppозионного износа металла на контpолиpуемом участке и, при необходимости, провести их своевременный ремонт или замену. Высокая чувствительность и локальность зоны измерения позволяет эффективно использовать толщиномеры как для определения pавномеpного износа, так и для выявления язвенных поражений небольшой площади. Весь нагнетательный фонд скважин должен быть оснащен расходомерами и регуляторами расхода воды. Для учета объемов закачки рекомендуется использовать расходомеры типа СВУ. При отсутствии автоматических регуляторов расхода воды следует предусмотреть на устье каждой нагнетательной скважины или на блок-гребенках установку легкосъемных штуцеров из износостойких материалов. Проведен технологический расчет отстойника и сепаратора, гидравлический расчет двухфазного и однофазного трубопровода. В экономической части определен экономический эффект от предложенного технологического мероприятия в системе сбора и подготовки скважинной продукции. Организация работы по охране труда на предприятии организована в соответствии с законодательными и общегосударственными нормативными документами Российской Федерации, а также внутренними документами в области охраны труда. Организована система производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности, организованы соответствующие службы и назначены ответственные. Намечаемая в ходе дальнейшей разработки Самодуровского месторождения деятельность не приведет к необратимым изменениям окружающей среды. Ее реализация допустима при условии: - четкого выполнения организационно-технических мероприятий по предотвращению загрязнения почв, водной среды и атмосферного воздуха; - контроля за состоянием почв, поверхностных и грунтовых вод, атмосферного воздуха, радиационно-экологического контроля; - безаварийного проведения работ. В работе проведен: Литературный обзор на тему «Дозирующие устройства» Патентный обзор на тему «Дозирующие устройства» Специальный вопрос на тему «Комплекс мероприятий по усовершенствованию работы УПСВ Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Структурная карта по кровле пласта Т1 2. Геолого-литологический разрез пластов Б2 и Т1 3. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Т1 4. Схема сбора нефти, газа и воды Самодуровского месторождения 5. Схема заводнения Самодуровского месторождения 6. Технологическая схема УПСВ "Самодуровская" 7. Принципиальная технологическая схема УПН "Заглядино" 8. Сепаратор нефтегазовый НГС-2-П-0,6-3000-2-Т-И Сборочный чертеж 9. Отстойник ОН-200-0,6-2-2 Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 19 авг. 2016 г., 14:37
88
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Альметьевский государственный нефтяной институт
В административном отношении Подъём-Михайловское месторождение расположено в границах Волжского района Самарской области, в 40 км к юго-востоку от г. Самара. В орографическом отношении Подъём-Михайловское месторождение приурочено к водоразделу рек Чапаевки и Самары. Литолого-стратиграфический разрез осадочной толщи изучен достаточно полно. Представлен разрез отложениями девонской, каменноугольной, пермской, неогеновой и четвертичной систем. Максимальная вскрытая толщина осадочного чехла составляет 3275 м (скв.819). Рассматриваемая часть территории Самарской области в тектоническом отношении приурочена к границе перехода Жигулевского свода к Бузулукской впадине, где выделяется крупный структурный элемент – Кулешовская тектоническая зона. Подъём-Михайловское нефтяное месторождение в структурном отношении включает в себя три поднятия: Подъём-Михайловское, Холмовое и Любицкое. Приведены коллекторские свойства пласта Д1, а так же свойства пластовых флюиддов. Рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объемным методом. На месторождении реализована напорная герметизированная система сбора и транспорта нефти и газа. На месторождении добываются нефти девона и карбона. Реагенты при этом не используются. Дипломным проектом рекомендуется применять ингибиторы коррозии. Продукция от каждой нефтяной скважины по выкидным линиям поступает на автоматизированные групповые замерные установки типа «Спутник», где проводится замер количества поступающей продукции со всех скважин. Сбор продукции скважин Подъем-Михайловского месторождения осуществляется в соответствии с «Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» (РД 39-0148311-605-86 [4]). 93% протяженности выкидных линий и 100% нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94 [5]). Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Подъем-Михайловского 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. 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. Дожимная насосная станция «Тверская» предназначена: • для приема нефтяной эмульсии девонских и угленосных пластов, поступающих с Тверского и Подъем-Михайловского месторождений; • предварительной сепарации - отделение попутного свободно растворенного нефтяного газа от нефтяной эмульсии; • подачи собственными насосами частично разгазированной нефтяной эмульсии в трубопровод « ДНС «Тверская» – УПСВ «Горбатовская»»; • для сбора нефтяного попутного газа под давлением; • подачи нефтяного попутного газа с давлением, обеспечивающим его дальнейшую безкомпрессорную транспортировку в газопровод. Жидкость девонских и угленосных пластов Тверского и Подъем-Михайловского месторождений на входе смешиваются и в дальнейшем готовятся единым потоком. Производительность установки:  производительность по жидкости 4320 м3/сут  производительность по газу 54300 м3/сут Фактическая производительность установки по жидкости составляет 3142 м3/сут. Таким образом установка не догружена на 27,27%. Сырьем для ДНС «Тверская» является обводненная нефть с Тверского и Подъем-Михайловского месторождений. Обводненность нефти с этих месторождений достигает от 84 до 90%. Дипломным проектом рекомендуется использовать на установке ингибиторы коррозии. Горбатовская установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) предназначена для предварительной подготовки нефти добываемой на месторождениях ЦДНГ-6 и ЦДНГ-7. Проектная мощность УПСВ «Горбатовская» по поступающей жидкости составляет 17800 м3/сутки, сброс осуществляется до 2-3% остаточного водосодержания. В настоящее время на установку поступает порядка 12000-12500 м3/сут, Процент загрузки составляет 67-70%. Таким образом, дополнительного емкостного не требуется. УПСВ работает в штатном режиме. Анализ работы установки предварительного сброса воды «Горбатовская», показал, текущая загруженность установки по нефти и по газовому конденсату не превышает предельно допустимые значения. УПСВ реконструкции не требует. Горбатовская установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) предназначена для предварительной подготовки нефти добываемой на месторождениях ЦДНГ-6 и ЦДНГ-7. Проектная мощность УПСВ «Горбатовская» по поступающей жидкости составляет 17800 м3/сутки, сброс осуществляется до 2-3% остаточного водосодержания. В настоящее время на установку поступает порядка 12000-12500 м3/сут, Процент загрузки составляет 67-70%. Таким образом, дополнительного емкостного не требуется. УПСВ работает в штатном режиме. Анализ работы установки предварительного сброса воды «Горбатовская», показал, текущая загруженность установки по нефти и по газовому конденсату не превышает предельно допустимые значения. УПСВ реконструкции не требует. 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. По состоянию на 01.01.2016 г. на Подъем-Михайловском месторождении система заводнения с целью поддержания пластового давления (ППД) работает на пласт Д1 [2]. На месторождении имеется одна нагнетательная скважина: - Подъем-Михайловское поднятие (пласт Д-I) – скв. 165. В феврале 2013 г. было организовано заводнение пласта Д-I в нагнетательную скв.165 подземной водой фаменского горизонта, для чего в ней был организован внутрискважинный принудительный переток. В дипломном проекте также разработан комплекс мероприятий по борьбе с парафиновыми и асфальтно-смолистыми отложениями в системе сбора и подготовке скважинной продукцией. Проведен технологический расчет отстойника и сепаратора, гидравлический расчет двухфазного трубопровода. В экономической части рассчитан экономический эффект от предложенного технологического мероприятия. В целом экологическая обстановка на территории Подъем-Михайловского месторождения является удовлетворительной, но для её улучшения должны быть приняты следующие меры. По воздуху: по результатам лабораторных исследований следует, что в населённых пунктах, расположенных на территории месторождения, по сероводороду, сернистому ангидриду, диоксиду азота превышение ПДК и тенденций к их росту не наблюдается. В соответствии стребованиями природоохранного Законодательства, ЦДНГ ежегодно ведёт работу по сокращению валовых выбросов вредных веществ, за счёт внедрения природоохранных мероприятий. По воде: за период эксплуатации Подъем-Михайловского месторождения случаев сброса сточных вод в водные объекты не наблюдалось, таким образом, замкнутая система сбора и захоронения промышленных стоков и пластовой воды в глубокие поглощающие горизонты является эффективным методом утилизации отходов производства. По почве: земельные ресурсы, изъятые во временное пользование, по окончанию обустройства объектов рекультивируются и сдаются землепользователям. Осуществляется постоянный контроль за состоянием посевных площадей, сенокосных угодий. Запрещён проезд автотранспорта по не установленным дорогам. На договорных условиях проводится контроль качества почвы в контрольных точках. Случаев загрязнения углеводородным сырьём за годы эксплуатации месторождения не наблюдалось. В работе проведен: Литературный обзор на тему «Борьба с АСПО» Патентный обзор на тему «Ингибиторы АСПО» Специальный вопрос на тему «Мероприятия по борьбе с парафиновыми и асфальтно-смолистыми отложениями в системе сбора и подготовке скважинной продукцией»Граффический материал в дипломной работе представлен: 1.Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Д1 пашийского горизонта 2. Геолого-литологический разрез пластов Д3-бур мендымского, Дк тимановского и Д1 пашийского горизонтов 3. Обзорная карта месторождений АО "Самаранефтегаз" 4. Карта начальных нефтенасыщенных толщин пласта Д1 пашийского горизонта 5. Схема сбора скважинной продукции и системы ППД Подъем-Михайловского месторождения 6. Технологическая схема ДНС "Тверская" 7. Технологическая схема УПСВ "Горбатовская" 8. Технологическая схема установки подготовки нефти №1 9. Технологическая схема установки подготовки нефти №2 10. Отстойник ОН-200-1,0-2-2 Сборочный чертеж 11. Сепаратор нефтегазовый НГС-2-П-1,0-3000-2-Т-И Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 19 авг. 2016 г., 15:27
89
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ)
В административном отношении Евгеньевское месторождение расположено на территории Кинельского административного района Самарской области, в 40 км к востоку от г. Самара. Литолого-стратиграфический разрез осадочной толщи представлен отложениями девонской, каменноугольной, пермской, неогеновой и четвертичной систем. Максимальная вскрытая толщина осадочного чехла составляет 3130 м (скв. 7). В региональном тектоническом отношении Евгеньевское месторождение расположено в пределах северо-западной бортовой части Бузулукской впадины. Евгеньевское нефтяное месторождение в структурном отношении включает в себя два поднятия: Западно-Евгеньевское и Евгеньевское. В свою очередь, Западно-Евгеньевсколе поднятие состоит из ряда куполов: Северо-Западного, Северного, Центрального и Юго-Восточного. Евгеньевское поднятие - из одного купола-Евгеньевского. В дипломном проекте приведены основные характеристики пород коллекторов продуктивных пластов по данным керновых, геофизических и гидродинамических исследований. Рассмотрены свойства пластовых флюидов пласта А3. Рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объемным методом пласта А3 Северо-Западного купола Евгеньевского поднятия Евгеньевского месторождения. Для сбора продукции скважин на месторождении реализована напорная герметизированная совместная система сбора девонской и сероводородсодержащей продукции скважин. Евгеньевское нефтяное месторождение состоит из двух поднятий: Западно-Евгеньевского и Евгеньевского. В свою очередь, Западно-Евгеньевское поднятие состоит из ряда куполов: Северного, Северо-Западного, Центрального и Юго-Восточного. После замера дебита скважин газожидкостная смесь рассматриваемых поднятий по нефтегазосборным коллекторам поступает на Евгеньевскую установку предварительного сброса воды (УПСВ). Далее, разгазированная нефть при давлении 2,0-3,0 МПа по напорному нефтепроводу подается на Широкинскую ДНС, и далее по напорному нефтепроводу перекачивается на Бариновскую УПСВ. Откуда по нефтепроводу протяженностью 30,9 км поступает на узлы сепарации Нефтегорского нефтестабилизационного производства (НСП), где осуществляется подготовка нефти до товарных кондиций по ГОСТ Р 51858-2002 [3]. Выделившийся газ из сепаратора под собственным давлением по газопроводу диаметром 159х5 и 168х5 мм, протяженностью 25,8 км транспортируется на Широкинскую ДНС и далее по существующей сети газопроводов транспортируется на Нефтегорский газоперерабатывающий завод (НГПЗ). В случае необходимости газ может сбрасываться на свечу. Химических реагентов в системе сбора Евгеньвского месторождения не используется. Учитывая изношенность трубопроводов и высокую обводненность продукции дипломным проектом рекомендуется использовать ингибиторы коррозии непосредственно на месторождении для защиты трубопроводов и подземного оборудования. Дебит всех скважин определяется на АГЗУ и СКЖ, кроме скважины №15, продукция которой попадает непосредственно в коллектор. Рекомендуется установить счетчик СКЖ для замера дебита скважины №15. Фактический уровень использования газа Евгеньевского месторождения составляет порядка 89,2%. 100% протяженности выкидных линий и 100% протяженности нефтегазосборных сетей, напорных трубопроводов и газопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Таким образом, рассматриваемая устаревшая трубопроводная система эксплуатации Евгеньевского месторождения требует усиленного контроля, диагностического обследования технического состояния трубопроводов, а также рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков трубопроводов. 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. ДНС - УПСВ «Евгеньевская» предназначена для сбора, первичной сепарации, частичного обезвоживания и последующей транспортировки обводненной продукции со скважин Евгеньевского, Можаровского, Шарлыкского, Поплавского, Кордонного и Советского месторождений 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. Готовой продукцией является разгазированная нефть и попутный газ. Проектная производительность по жидкости – до 5000 м3/сутки. Фактическая производительность по жидкости – до 4600 м3/сутки. Следовательно можно сделать вывод, что действующей мощности установки хватает для подготовки поступающей жидкости в соответствии с существующей технологией подготовки нефти. В поток входящей в сепараторы жидкости для интенсификации разделения жидкости на нефть и воду подается деэмульгатор. 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. По обводненной нефти (продукция скважин) – до 11000 м3/сутки. Фактическая производительность по жидкости – до 15500 м3/сутки. Таким образом, установка перегружена на 36,4%. Для увеличения существующих мощностей рекомендуется установить один дополнительный отстойник нефти на 200 м3. Готовой продукцией является разгазированная нефть и попутный газ. Для защиты аппаратов и трубопроводов в нефтяные трубопроводы на входе на ДНС подается ингибитор коррозии. ДНС - УПСВ «Бариновская» предназначена для сбора, первичной сепарации, предварительного (частичного) пластовой воды нефтепродукции со скважин Бариновско – Лебяжинской группы месторождений, Евгеньевского, Можаровского, Западно-Коммунарского, Ильменьевского, Усманского и Широкинского [6]. 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 рассматриваемый период разработки в качестве источника водоснабжения для целей заводнения продуктивных пластов Евгеньевского месторождения как и в настоящее время предусматривается использовать очищенные пластовые сточные воды, сбрасываемые с УПСВ «Евгеньевская» до 13% об. остаточного водосодержания по существующей схеме. В связи с увеличением поступления объемов жидкости на Евгеньевскую УПСВ образующийся избыток пластовой воды, которая не используется в системе заводнения, намечается утилизировать в глубокие поглощающие горизонты фаменского и серпуховского яруса. Рассматриваемая водоводная система Евгеньевского 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 водоводов. Проведен технологический расчет отстойника и теплообменника, гидравлический расчет двухфазного и однофазного трубопроводов. В экономической части определен экономический эффект от предложенного технологического мероприятия. При соблюдении требований федерального и регионального законодательств, внутренних документов в области охраны труда и промышленной безопасности, эффективном функционировании и непрерывном совершенствование системы управления охраной труда и промышленной безопасностью, осуществлению выявления, оценки, снижения рисков в области охраны труда и промышленной безопасности, постоянного повышения уровня знаний и компетентности в области охраны труда и промышленной безопасности, осуществлению контроля за соблюдением требований охраны труда и промышленной безопасности на производстве можно свести показатели аварийности, производственного травматизма и профессиональных заболеваний к минимуму. Проведенная экологическая оценка показывает, что: 1) при соблюдении всех предусмотренных природоохранных мероприятий разработки месторождения существенного и необратимого воздействия на окружающую природную среду нанесено не будет; 2) негативное воздействие объектов нефтегазодобычи на поверхностные и подземные воды, недра, почву, животный, растительный мир и социальную среду незначительно и не приведет к нарушению сложившегося природно-антропогенного равновесия; 3) в случае возникновения аварийных ситуаций рекомендуемый комплекс мероприятий, позволит в минимальный срок ликвидировать негативные последствия аварийных выбросов (сбросов) загрязняющих веществ в окружающую природную среду. В работе проведен: Литературный обзор на тему «Современные способы разгазирования продукции скважин» Патентный обзор на тему «Современные антипенные присадки» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1.Обзорная карта месторождений АО "Самааранефтегаз" 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта А3 верейского горизонта 3. Геолого-литологический профиль по продуктивным пластам А0, А3, А4, А5 4. Схема сбора нефти и системы ППД Евгеньевского месторождения 5. Технологическая схема УПСВ "Евгеньевская" 6. Технологическая схема ДНС "Широкинская" 7. Технологическая схема УПСВ "Бариновская" 8. Технологическая схема установки подготовки нефти №1 9. Технологическая схема установки подготовки нефти №2 10. Отстойник ОН-200-1,0-2-2 Сборочный чертеж 11. Теплообменник 1400ТП-25-М1 25Г6Кч Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 19 авг. 2016 г., 16:22
90
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
ОНГКМ расположено в пределах Оренбургского, Илецкого, Переволоцкого районов Оренбургской области, в непосредственной близости от областного центра - города Оренбурга. ОНГКМ поделено на 11 УКПГ, в центрально-восточной части которого расположена УКПГ-9. Отличительными особенностями ОНГКМ является: - большой этаж газоносности (максимальная толщина продуктивных отложений составляет 550 м); - резко выраженная неоднородность карбонатного коллектора; - многокомпонентность состава газа и его агрессивность. Разрез основной газоконденсатной залежи слагают породы нижней перми в объеме от артинского до ассельского яруса и каменноугольные отложения в объеме верхнего и среднего отделов. Сложен разрез известняками органогенными, в значительной степени измененными, перекристаллизованными, доломитизированными и сульфатизированными, участками трещиноватыми. По разрезу от нижнепермских до среднекаменноугольных отложений включительно в пределах месторождения выделено и изучено более 10 продуктивных (содержащих газ, нефть) пластов. В региональном тектоническом плане Оренбургское месторождение приурочено к Оренбургскому валу, который представляет собой крупное широтное поднятие. Приуроченная к северной краевой части крупного тектонического элемента (Соль-Илецкий выступ), рассматриваемая структура постоянно (вероятнее всего, начиная с башкирского времени) обрастала биогермными постройками. Обособление Оренбургского вала, как самостоятельного структурного элемента произошло в результате регионального наклона всей поверхности Соль-Илецкого выступа на Юг, в сторону Прикаспийской впадины. До этого Солъ-Илецкий выступ представлял собой единую, крупную структуру. Основываясь на дополнительном анализе результатов геолого-геофизических исследований и разработки месторождения, в последнем подсчете запасов в разрезе месторождения выделены три типа коллекторов: поровые, трещинно-поровые и трещинные. Дипломной работой рассчитаны текущие дренированные запасы зоны методом падения давления. Действующий фонд скважин по состоянию на 01.01.2016г. составляет 93 скважины. Сбор газа и газоконденсата со скважин ОНГКМ месторождения осуществляется по напорной герметизированной схеме. Продукция со скважин поступает на УКПГ-9, где происходит первичная подготовка природного газа и конденсата для их транспортировки через дожимную компрессорную станцию № 1 (ДКС-1) на Оренбургский газоперерабатывающий завод (ОГЗ) для дальнейшей переработки. Система нефтегазосборных трубопроводов ОНГКМ соответствует ВНТП 3-85 «Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений» и состоит из:  выкидных трубопроводов от добывающих скважин до УКПГ-9;  сборных коллекторов для транспорта продукции скважин от УКПГ до ДКС-1. По действующей классификации допустимых сроков эксплуатации принято считать, что трубопроводы, эксплуатируемые:  до 3 лет – новые;  до 10 лет – средней продолжительности;  более 10 лет старые. Следуя данной классификации, из таблицы видно, что 47,5% газосборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет (РД 39-132-94). Для предупреждения процессов гидратообразования, коррозии и отложения солей в скважины рекомендуется непрерывно подавать комплексный ингибитор (КИГиК), включающий в себя метанол, ингибитор коррозии (по нормам НИЛ КиС, рассчитываемым ежеквартально) и ингибитор солеотложений (0,72 г чистого реагента на 1000 м3 газа). КИГиК подается в затрубное пространство скважины (через циркуляционный или ингибиторный клапан). Подача КИГиК в скважины производится по метанолопроводу. В обвязке устья скважины предусмотрена возможность подачи КИГиК в НКТ и в шлейф. Установка комплексной подготовки газа № 9 предназначена для первичной подготовки газа к его транспорту на Оренбургский газоперерабатывающий завод. В соответствии с проектной схемой был реализован метод низкотемпературной сепарации на 4 технологических линиях. К настоящему времени запас избыточного пластового давления исчерпан, поэтому подготовка газа осуществляется методом 2-х ступенчатой механической сепарации на трех технологических линиях. Сырьем для установки служит природный газ, поступающий из скважин Оренбургского газоконденсатного месторождения. Продукцией УКПГ-9 является отсепарированный газ и нестабильный конденсат, поступающие на ДКС-1 для дальнейшей транспортировки на ОГПЗ. Для предотвращения коррозии оборудования применяется ингибитор коррозии. УКПГ-9 эксплуатируется с 1975 года. Производительность технологической линии в существующих условиях эксплуатации по отсепарированному газу составляет: 1-я тех. линия 2,44 млн. м3/сутки, 2 и 3 тех. линии – 2,54 млн. м3/сут. (по данным ЦНИПР). Фактическая загрузка установки по газу - до 4,07 млн. м3/сут. Таким образом, установка работает в штатном режиме, с учетом того, что месторождение находится в завершающей стадии разработки увеличение мощностей УКПГ-9 не понадобиться. На УКПГ-9 для приготовления КИГиК используются пленкообразующие ингибитоpы. Концентрация ингибитора в КИГиК устанавливается ежеквартально по распоряжению утвержденному главным инженером ГПУ. Качество приготовленного КИГиК контролируется лабораторией коррозии, результаты анализа передаются персоналу ОПС. Для предотвращения солеотложений в оборудовании УПКГ применяются ингибиторы солеоотложений. В настоящее время применяется СНПХ-5312Т. Раствор CНПХ-5312Т хранится в емкости Е-404. Дожимная компрессорная станция - 1 (ДКС - 1) задействована в процессе добычи газа, газового конденсата, нефти и является составной частью системы добычи сероводородсодержащего газа и смеси углеводородного конденсата и нефти ГПУ. ДКС-1 предназначена для дополнительной подготовки и компримирования углеводородного сырья Оренбургского газоконденсатного месторождения, поступающего с УКПГ- 7,8,9,10. Проектная производительность по перекачиваемому газу 10,9 млрд. м3/год. Фактическая производительность составляет 6,4 млрд. м3/год. Анализируя технику безопасности работы с метанолом приходим к выводу, что на УКПГ-9 все надземные емкости склада метанола оборудованы уровнемерными стеклами LG-402, 403, 404, 405, 205, 407. Емкости склада метанола оборудованы дыхательными клапанами. Дренаж с емкостей Е-402, Е-403, Е-404, Е-405 осуществляется в дренажную емкость Е-209. Контроль за уровнем жидкости в Е-209 осуществляется датчиком уровня LT-209. Сигнализация по высокому LAH-209 и низкому уровню LAL-209 от LIS-209 выведена на щит диспетчера. Откачка жидкости из Е-209 производится одним из насосов Н-402(-1,2) в емкость Е-205. При срабатывании сигнализации по LAH-209 включить Н-402 вручную по месту, а при срабатывании сигнализации по LAL-209-отключить насос. Таким образом, в случае возникновения утечки метанола меры безопасности сократят количество выбросов в атмосферу. Проведенное экономическое обоснование и оценка результатов расчета показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по использованию в системе сбора ингибитор гидратообразования – метанол экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 317180,73 тыс. руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО. Для обеспечения безопасности труда на производстве необходимо выполнение всех установленных для данного объекта норм, правил, инструкций всеми работниками. При разработке ОНГКМ сделано очень многое для повышения безопасности технологии добычи газа. Замена устаревшего и выработавшего свой ресурс оборудования производится точно в указанные сроки. На скважинах установлена автоматика на отсекающих задвижках, которая срабатывает при нарушении режима работы скважин. Постоянно производятся инструктаж и обучение обслуживающего персонала по безопасной эксплуатации оборудования и по повышению квалификации. Фонд скважин каждый день объезжается бригадой по добыче газа, которая устраняет выявленные неисправности. В случае серьезных неполадок скважины останавливаются до ликвидации неисправностей. ИТР тоже по графику объезжает фонд эксплуатационных скважин. Дальнейшее развитие сырьевой базы в районе УКПГ-9 не приведёт к напряжённости экологической обстановки, при условии выполнения уже внедрённого комплекса технических, технологических и организационных мероприятий, среди них: - применение буровых станков с электроприводом; - применение в котельных установках буровых печного нефтяного топлива соответствующего ТУ 51-529.; - применение металлических емкостей для складирования бурового шлама в поймах рек и на I надпойменной террасе, а также для сбора нефтешламов, образующихся при зачистке оборудования во время ремонтных работ; - строительство шламовых амбаров с гидроизоляцией дна и стенок железобетонными плитами; - применение инертных добавок для приготовления бурового раствора перед прохождением верхних водоносных горизонтов; - прекращение бурения скважин в паводковый период с предварительным опорожнением шламовых амбаров; - на стадии вызова притока, освоения и исследования скважин применять новую технологию освоения скважин - передвижную сепарационную установку «Гео-Тест». В работе проведен: Литературный обзор на тему «Методы борьбы с гидратами» Патентный обзор на тему «Ингибиторы гидратообразования» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Обзорная карта месторождений Оренбургской области 2. Структурная карта по кровле проницаемой части объектов 1, 2 и 3 3. Геолого-литологический профиль по продуктивным объектам 1, 2 и 3 4. Схема сбора газа Оренбургского газоконденсатного месторождения 5. Технологическая схема 2-х ступенчатого сжатия 1-го и 2-го цехов ДКС-1 6. Принципиальная схема "Отрадненский ГПЗ" 7. Схема ГЗП-ГРП 8. Абсорбер Кр-1 Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 19 авг. 2016 г., 17:17
91
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Тюменский государственный нефтегазовый университет (ТюмГНГУ)
Колганское месторождение расположено на востоке Оренбургской области в пределах Александровского, Октябрьского и Переволоцкого административных районов Оренбургской области в 90 км к северо-западу от областного центра – г. Оренбурга. В региональном тектоническом плане Колганское месторождение находится на юго-восточном склоне Волжско-Камской антеклизы, вблизи границы с Предуральским краевым прогибом. По поверхности кристаллического фундамента описываемый район приурочен к юго-восточному краевому блоку Жигулевско-Оренбурского свода, на сочленении с Урало-Бавлинской синеклизой. Поверхность фундамента изучена только региональными методами (гравиметрическая, аэромагнитная, электроразведочная съёмки). На кристаллическом фундаменте залегают преимущественно терригенные рифейские и вендские породы так называемого промежуточного комплекса; мощность их составляет здесь около 2 км. На вендских слоях с большим стратиграфическим и угловым несогласием лежат породы нижнего девона. Промышленные залежи нефти установлены в следующих пластах (сверху вниз): Дк-1, Дк-2 и Дк-4 – тиманского горизонта (верхний девон); ДI-1, ДI-2 – пашийского горизонта (верхний девон); ДII - муллинского горизонта (средний девон); ДIII – ардатовского горизонта (средний девон); ДV-1 – афонинского горизонта (средний девон); ДVI-2 – бийского горизонта (средний девон). Всего в девяти нефтеносных пластах Колганского месторождения выделяются 13 отдельных залежей нефти. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта Дк-1 объёмным методом. Колганское месторождение открыто в 1968 г. На месторождении для сбора продукции скважин реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа. Замер дебита скважин осуществляется стационарными и передвижной замерными установками типа «ОЗНА-ИМПУЛЬС». Добываемая продукция - совместима. На месторождении реагенты в системе сбора не используют. По действующей классификации допустимых сроков эксплуатации принято считать, что трубопроводы, эксплуатируемые: - до трех лет – новые; - до десяти лет – средней продолжительности; - более десяти лет – старые. Следуя данной классификации, из табл. 2.1 видно, что 100% выкидных линии и нефтегазосборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Многофазная измерительная 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 ёмкости 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 и последующего расчёта её обводнённой по определённому алгоритму. Для замера дебита скважин, продукция которых контролируется передвижной установкой, рекомендуется строительство новых АГЗУ типа «ОЗНА-ИМПУЛЬС» в районе скважин №№495, 506, 8, 496,7, 170, 4, 450. Подробнее этот вопрос освещён в специальном вопросе настоящей работы. ДНС-1 предназначена для сепарации водогазонефтяной смеси поступающей из скважин, предварительного сброса воды, подготовки и закачки подтоварной воды в систему ППД и откачки нефти до УПСВ «Колганская». Максимальная производительность объекта: - по жидкости 1400 м3/сут. Фактическая производительность по жидкости составляет 800 м3/сут. Газ выделившейся процессе подготовки нефти направляется на газопоршневые агрегаты, технологические печи и отопление, остаток газа сжигается на факеле. Вместе с сырьём в небольших количества на ДНС-1 поступают химреагенты, применяемые для предотвращения отложений солей в подземном оборудовании, ингибиторы солеотложений (Инкойл-20 летняя форма, Инкойл-50 зимняя форма и другие), реагенты для удаления солеотложений (РМ-ЕС, Инкойл-3 и другие). УПСВ Колганская предназначена для стабилизации, обезвоживания и обессоливания девонской нефти Колганского месторождения до качества, соответствующего 1-ой группе ГОСТ Р 51858-2002, а также для подготовки попутного нефтяного газа для дальнейшей утилизации. Характеристика сырья: водогазонефтяная смесь с содержанием хлористых солей – 300-15000 мг/л, воды – 0,01-5%. В процессе подготовки водогазонефтяной смеси получают следующие продукты: а) товарная нефть (с содержанием воды до 0,5 %), б) попутно добываемая вода для закачки в систему ППД, в) попутный газ, используемый в качестве топлива для технологических и бытовых целей. Характеристика вспомогательных материалов: в качестве основного хим. реагента – деэмульгатора для нефтей Колганского месторождения используется неионогенный деэмульгатор ДИН-4, ДИН-1. Подготовка нефти осуществляется до товарных кондиций в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002. Далее нефть автоцистернами транспортируется на ж/д нефтеналивные терминалы в районе ж/д станции Сакмара для отправки железнодорожным транспортом потребителю. Проектная производительность установки составляет 1200 м3/сут. по жидкости. Фактическая производительность установки составляет 500 м3/сут. по жидкости. Попутный нефтяной газ, выделившийся в процессе подготовки нефти, после дополнительной осушки используется на собственные нужды предприятия как топливо для подогревателей нефти, бытовой котельной. Оставшийся газ сжигается на факеле. Пластовая вода, сброшенная с УПН, после блока водоподготовки закачивается в систему ППД месторождения. С поддержанием пластового давления эксплуатируются объекты ДI-1 (с 12.2002 г.), Дк-1+Дк-2 (с 03.2006 г.) и ДV-1 (с 05.2008 г.). Согласно проекта, в перспективный период предусматривается дальнейшее совершенствование системы поддержания пластового давления, в связи с чем, предлагается увеличить фонд нагнетательных скважин Колганского месторождения. 33,33 % водоводов системы поддержания пластового давления отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Для автоматизации процессов на месторождении и улучшения качества собранной информации рекомендуется строительство трёх новых АГЗУ типа «ОЗНА-Импульс» в районе скважин №139, 38, 8 и 4. От скважин №№153, 360, 139, 101, 113, 110, 38, 106, 114, 29, 65, 334, 166, 7, 495, 506, 8, 496, 170, 4 необходимо предусмотреть строительство отдельных выкидных линий до соответствующих АГЗУ. Вышеописанные мероприятия позволят измерять дебит каждой скважины в автоматизированном режиме. Колганское месторождение открыто в 1968 г. 100% выкидных линии и нефтегазосборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). На месторождении рекомендуется осуществлять постоянный контроль за состоянием промысловых трубопроводов, срок службы которых составляет не более 20 лет. При этом, проверяется техническое состояние трубопроводов методами неразрушающего контроля в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа, нагруженных сечений и т.п., и при необходимости, наружным осмотром. По состоянию на 01.01.2016 г. дефектов, препятствующих дальнейшей эксплуатации трубопроводов, не выявлено. 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. В период дальнейшей разработки месторождения, в соответствии с перспективным планом по рекомендуемому варианту предусматривается ввести в разработку добывающие скважины. Проектные скважины, в основном, будут группироваться по 3-4 штуки на кустовых площадках. Подъем продукции добывающих скважин на поверхность будет осуществляться механизированным способом электроцентробежными насосами. Сбор нефти будет проводиться по внутриплощадочным трубопроводам диаметром 89 - 114 мм общей протяжённостью около 167 км до замерных установок. Замер дебита вновь вводимых скважин будет осуществляться на новых стационарных АГЗУ типа «ОЗНА-ИМПУЛЬС», а также передвижными автоматизированными замерными установками типа «ОЗНА-КВАНТ». В связи с увеличением фонда добывающих скважин и, соответственно, ростом уровней добычи нефти и газа, а также значительной площадью месторождения, предусматривается строительство двух дополнительных дожимных насосных станций. Одна ДНС будут размещаться в южной части месторождения в районе скв. 4, вторая ДНС - в северо-восточной части месторождения в районе куста №1 (скв. 376). В дальнейшем, с ростом обводнённой добываемой продукции, на существующей и проектируемых ДНС предусматривается организация предварительного сброса пластовой воды (УПСВ). Рассчитан экономический эффект от применения ингибиторов коррозии в системе сбора Колганского месторождения. В работе проведен: Литературный обзор на тему «Сливно-наливные устройства» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Обзорная карта месторождений Оренбургской области 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Дк-1 тиманского горизонта 3. Геолого-литологический профиль по линии скважин 4. Схема сбора нефти и системы ППД Колганского месторождения 5. Технологическая схема дожимной насосной станции №1 6. Технологическая схема установки предварительного сброса воды "Колганская" 7. Теплообменник 1400ТП-25-М1 25Г6Кч Сборочный чертеж 8. Отстойник ОН-50-1,0-1-И Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 19 авг. 2016 г., 17:41
92
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 7979
Альметьевский институт Восточной экономико-юридической гуманитарной академии (филиал)
В административном отношении Белозерско-Чубовское нефтяное месторождение расположено на территории Красноярского административного района Самарской области, на расстоянии 45 км к северо-востоку от областного центра г. Самара. На участке Белозерско-Чубовского месторождения геологический разрез представлен девонскими, каменноугольными, пермскими, средней юры, неогена и четвертичными отложениями, залегающими на породах кристаллического фундамента. Максимально вскрытая наибольшоя толщина осадочных отложений составляет 2862 м (скв.50). В региональном тектоническом плане Белозёрско-Чубовское месторождение находится в Сокской седловине севернее на 2-5,2 км от Жигулёвско-Пугачёвского свода – тектонических элементов I порядка. Месторождение включает в себя два поднятия: Белозёрское и Чубовское, ранее рассматриваемые как отдельные месторождения, которые находятся в пределах северного ответвления Жигулевско-Самаркинской системы валов, крупной структуры II порядка. Белозерско-Чубовское месторождение является многокупольным и многопластовым. Всего в разрезе осадочного чехла установлена 41 нефтяная залежь в 8 продуктивных пластах. Промышленные залежи нефти приурочены к отложениям верейского горизонта (пласт А-2 (А2-1, А2-2), А-3), башкирского яруса (пласт А-4) среднего карбона; тульского горизонта (пласт Б-0), бобриковского горизонта (пласт Б-2+Б-3), турнейского яруса (пласт В-1) нижнего карбона; тиманского горизонта (пласт ДК), пашийского горизонта (пласт Д-I) верхнего девона. Все выделенные по участкам геологические объекты представлены ниже. Нефти Белозерско-Чубовского месторождения относятся к среднему типу с плотностью 0,852-0,865 г/см3. Нефти пластов В1 (Западного участка), Б2+Б3 (Западного, Центрального, Восточного участков, районов скв.748, 203) – легкие с плотностью 0,838-0,850 г/см3, нефти пластов В1 (Центрального, Восточного участков) и Б2+Б3 (района скв.34) – тяжелые с плотностью 0,890 г/см3. Нефти являются вязкими (динамическая вязкость при 20 ºС изменяется от 11,18 мПа×с до 56,93 мПа×с). Нефть пластов В1 (Западного участка), Дк и Д-I – маловязкие, с динамической вязкостью при 20 ºС – 8,52-28,18 мПа×с. Газовый фактор изменяется от 15,5 м3/т до 39,2 м3/т. По товарной характеристике нефти разделяются на сернистые и высокосернистые (массовое содержание серы 1,62-3,54%), смолистые (5,39-13,19%), парафиновые и высокопарафиновые (3,05-6,66%). В газе, выделившемся из нефти продуктивных пластов Дк, Д-I Белозерско-Чубовского месторождения при дифференциальном разгазировании, сероводород отсутствует. Содержание сероводорода в нефти остальных пластов составляет 0,98-7,52% мольн. Мольное содержание компонентов в смеси газов составляет: углекислого газа – 0,37-3,52%, метана – 7,58-43,12%, этана – 15,33-30,76%, азота – 9,78-27,23%, гелия – 0-0,069%, пропана – 13,8-24,54%, высших углеводородов (пропан+высшие) – 22,16-45,7%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,033-1,355. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта А4 объёмным методом. На месторождении для сбора продукции скважин реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа. Сбор продукции вновь вводимых и новых скважин Белозерско-Чубовского 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. Замер продукции осуществляется на 14 групповых замерных установках типа «Спутник»: АГЗУ №№15, 109, 31, 3, 307, 206, 601, 614, 739, 730, 425, 5 и типа «ОЗНА-Импульс»: АГЗУ №№53, 19. На месторождении для сбора продукции скважин предусмотрено три узла подключения скважин: БГ №43, 36, 733. Дебит скважин, подключенных к БГ, замеряется по динамограммам подземного оборудования. Фактический уровень использования газа Белозерско-Чубовского месторождения составляет 25,45%. Продукция скважин 3, 228 и 153 смешивается и приходит на АГЗУ-3, так же продукция скважин 105 и 109, необходимо построить отдельные выкидные линии от каждой скважины до замерного устройства. Аналогичная ситуация со скважинами 211 и 213, совместная продукция которых приходит на АГЗУ-43. 98,6% протяжённости выкидных линий, 100% нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Белозерско-Чубовского 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. Взамен узла подключения скважин БГ-36 для замера дебита продукции скважин рекомендуется установить автоматическую групповую замерную установку типа «ОЗНА-Импульс». Кроме того, в связи с перегруженностью АГЗУ-3 и АГЗУ-53 рекомендуется дополнительно установить две новые замерные установки в районах существующих АГЗУ. На установке предварительного сброса воды «Белозерская» осуществляется предварительный сброс пластовой воды, поступающей с Белозерско-Чубовского месторождения. Сырьём для установки служит пластовая нефть, поступающая с Белозерского и Чубовского месторождений, которая содержит большое количество нефтяного газа и пластовой воды. Очистка пластовых вод происходит в соответствии ВНТП 3-85 – Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений и не требует корректировок. В случае, если потребуется повышения качества воды рекомендуется установить фильтры. Алакаевская установка подготовки нефти предназначена для обработки продукции скважин, поступающих с Алакаевского и Путиловского месторождений, а также продукция ДНС «Криволукская» (Криволукское месторождение), УПСВ «Белозерско-Чубовская» (Белозерско-Чубовское месторождение), УПСВ Ново-Запрудненская (Ново-Запрудненское месторождения, продукция АГЗУ-5,14 Алакаевского месторождения). Проектная мощность установки по угленосному потоку составляет до 6000 тонн\сут. с обводнённостью до 60% на входе на установку и остаточной обводнённостью на выходе с УПН до 1-2% Проектная мощность установки по девонскому потоку до 6000 тонн/сут с обводнённостью до 60% на входе на установку и остаточной обводнённостью на выходе с УПН до 1-2% Фактическая производительность установки по жидкости - 7585 м3/сутки – 8500 м3/сутки. Фактическая производительность установки по нефти - 3000 м3/сутки – 4500 м3/сутки. На установке производится раздельная подготовка угленосного и девонского потоков продукции скважин. Для улучшения процесса разрушения водонефтяных эмульсий на УПН используют деэмульгаторы Реапон-4В, ДИН-1Е. Выделившийся газ под давлением 0,15 – 0,45 МПа по газопроводу подаётся на ГКС УПН «Алакаевская» с последующей откачкой на Отрадненский газоперерабатывающий завод. Установка отвечает всем предъявленным к ней требованиям. В перспективный период рекомендуется реконструкция Алакаевской УПН. Для утилизации газа концевых ступеней сепарации с подачей их в существующий газопровод на Отрадненский ГПЗ необходимо предусмотреть строительство компрессорной станции низкого давления на базе винтовых компрессоров «ТАКАТ», производительностью 5 млн. м3/год. Установка подготовки нефти (УПН) «Красноярская» предназначена для разгазирования, обезвоживания и термохимической обработки пластовой нефти добываемой со скважин Красноярского, Белозёрского и Северо-Каменского месторождений с последующей утилизацией пластовых вод. Сырьем для УПН «Красноярская» является обводненная нефть, добываемая с Красноярского и Северо-Каменского месторождений. Вместе с нефтью попутно добывается нефтяной газ и пластовая вода. Проектная мощность установки составляет по жидкости 10000 м3/сут при обводненности до 90% по нефти. Фактическая мощность – 9300 м3/сут. Для осуществления технологического процесса обезвоживания нефти в сырьё подается реагент – деэмульгатор. В рассматриваемый период разработки в качестве источника водоснабжения для целей заводнения продуктивных пластов Белозерско-Чубовского месторождения предусматривается в первую очередь использовать очищенные пластовые сточные воды, сбрасываемые с УПСВ «Белозерская». С целью исключения использования пресной воды из р. Сок на нужды заводнения, а также в связи с вводом новых нагнетательных скважин и существенным увеличением объемов закачки воды, рекомендуется. построить низконапорный водовод от Белозерской УПСВ до шурфа 206 и подключить нагнетательную скважину №142 к сточной воде. В специальном вопросе предожен комплекс мероприятий по улучшению работы УПСВ «Белозерская». Сырьём для установки служит пластовая нефть, поступающая с Белозерского и Чубовского месторождений, которая содержит большое количество нефтяного газа и пластовой воды. Транспортировка обводненной нефти несет дополнительные расходы недропользователю и дополнительную нагрузку на оборудование и трубопроводы. Для улучшения процесса отделения воды рекомендуется внести изменения в технологический процесс подготовки нефти на установке. Рекомендуемая схема: Общим потоком жидкость с обводненостью более 90 %, поступает на вход в путевой подогреватель, где температура жидкости достигает 40 С, затем направляется в отстойник О-5 через задвижки №№ 150, 71, 75, 74, 77, где происходит частичное отделение воды. Для улучшения отстоя воды перед отстойником О-5, подаётся реагент-деэмульгатор. Таким образом, газ выделившийся в отстойнике О-10 направляется на путевой подогреватель, а не откачивается напорный нефтепровод на «Алакаевскую» УПН. Обводненность нефти после выхода с УПСВ может составлять до 20%. Уровень использования попутного газа Белозерско-Чубовского месторождения будет составлять более 95%. Проведены технологические расчёт оборудования отстойника и сепаратора, гидравлический расчёт двухфазного и однофазного трубопровода. В экономической части определён экономический эффект от предложенного технологического мероприятия по использованию попутного на нужды УПСВ «Белозерская». В работе проведен: Литературно-патентный обзор на тему «Современные способы борьбы с отложениями солей в системе сбора и системе ППД. Ингибиторы солеотложения» Специальный вопрос на тему «Комплекс мероприятий по усовершенствованию работы УПСВ» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Обзорная карта месторождений АО "Самаранефтегаз" 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта А4 башкирского яруса 3. Геолого-литологический профиль по продуктивым пластам А2, А3 верейского горизонта и А4 башкирского яруса 4. Схема сбора нефти и ППД Белозерско-Чубовского месторождения 5. Принципиальная схема УПСВ "Белозерская" 6. Принципиальная схема УПН "Алакаевская" 7. Принципиальная схема УПН "Красноярская" 8. Отстойник ОН-200-1-2 Сборочный чертеж 9. Сепаратор нефтегазовый НГС-2-П-0,6-3000-2-Т-И Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 22 авг. 2016 г., 9:11
93
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 5320
Тюменский государственный нефтегазовый университет (ТюмГНГУ)
Кушниковское месторождение расположено на северо-западе Оренбургской области, в Асекеевском административном районе, на землях муниципального образования Аксютинского сельсовета. Литолого-стратиграфический разрез составлен на основании данных бурения поисково-разведочных скв. 22, 23, 81, 82 и эксплуатационных скважин Кушниковского месторождения. Палеонтологических исследований керна в этих скважинах не проводилось. Наиболее полно геологический разрез изучен в скв. 81, где он вскрыт до глубины 3029 м и представлен архейскими, палеозойскими (девонскими, каменноугольными, пермскими) и четвертичными отложениями. Месторождение расположено в северной части Бузулукской впадины, вблизи ее сочленения с Южно-Татарским сводом. Поверхность фундамента залегает здесь на глубине 2,9-3,1 км и регионально погружается в южном направлении. Фундамент имеет блоковое строение. Фундамент покрывается, с большим стратиграфическим несогласием, мощной толщей пород палеозоя. В эмско-среднефранское время породы в общих чертах повторяют строение фундамента: они также испытывают региональное погружение в южном направлении и осложнены тектоническими нарушениями. Отмечается сглаженность структурных форм по сравнению с фундаментом. По результатам исследований плотность пластовой нефти Кушниковского месторождения составляет от 857,4 до 881,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре колеблется от 3,02 до 5,49 МПа, газосодержание от 13,3 до 25,36 м3/т. По товарной характеристике нефть Кушниковского месторождения по плотности характеризуется как тяжёлая и битуминозная (с плотностью нефти дифференциального разгазирования от 880,9 до 899,1 кг/м3), сернистая, высокосернистая, особо высокосернистая (массовое содержание серы 1,80-3,43 %), смолистая и высокосмолистая (массовое содержание смол 8,3-30,63 %), парафинистая (массовое содержание парафинов 3,66-8,80 %). Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объёмным методом пласта Б2 Кушниковского месторождения. Месторождение открыто в 1975 г, в 1976 году начата пробная эксплуатация двумя разведочными скважинами на бобриковские отложения, согласно планам пробной эксплуатации, утвержденным Госгортехнадзором. Действующим последним документом является проект «Дополнение к проекту разработки Кушниковского нефтяного месторождения Оренбургской области», (протокол ЦКР № 5975 от 23.09.2014г.). Залежь пласта Б2 по типу является пластовой с общими начальными геологическими запасами 2379 тыс. т и извлекаемыми запасами 1190 тыс. т (в границах лицензионного участка запасы составляют 2048 и 1023 тыс. т соответственно). Залежь пласта Т1 по типу является пластовой сводовой с общими начальными геологическими запасами 1736 тыс. т и извлекаемыми запасами 782 тыс. т (в границах лицензионного участка запасы составляют 1512 и 681 тыс. т соответственно). В течение 2015 г. на объекте Б2+Т1 добыча велась из 10 добывающих скважин (8 совместных). Средний текущий дебит нефти – 9 т/сут., жидкости – 110,6 т/сут., обводненность продукции – 91,9 %. Годовая добыча нефти в 2015 году составила 32,675 тыс.т., что составляет 1,7 % от НИЗ, числящихся на балансе ПАО «Оренбургнефть». Всего с начала разработки по объекту отобрано 1073,643 тыс.т. нефти (54,4 % от НИЗ). Текущий КИН – 0,231 при утвержденном 0,479. За весь период разработки в объект Б2+В1 закачано 4151,745 тыс. м3 воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 88 %. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины – 110,7 м3/сут. На графике показателей разработки (рис. 2.1) видно, что все показатели разработки объекта Б2+В1, начиная с 2002 года имеют тенденцию к возрастанию. Увеличивается и средняя обводнённость добываемой продукции, хотя период 2001-2003 гг. характеризуется относительной стабильностью обводнённости. Стоит также отметить, что внедрение закачки воды в 2003 году сопровождается увеличением объёмов добываемой жидкости и опреснением попутно добываемой воды. Анализиря энергетичекое состояние объекта Б2+В1 с одной стороны, пластовое давление в зонах отбора добывающих скважин, расположенных вблизи от очагов заводнения, с началом закачки стабилизируется на высоком уровне (выше давления насыщения), с другой, наблюдается преждевременный прорыв закачиваемой воды к забоям добывающих скважин, тем самым значительная часть запасов остается неизвлеченной. Для расчета перспективного плана добычи нефти объекта Б2+В1 Кушниковского месторождения используется эмпирическая методика, или характеристика вытеснения, Г.С. Камбарова на основании фактических данных предшествующего периода. Расчет технологических показателей выполнялся при условии, что месторождение будет разрабатываться существующим фондом скважин, без бурения новых. Анализируя полученные значения, можно сделать следующие выводы:  при существующей системе разработки, без применения ГТМ запроектированный КИН 0,479 не будет достигнут. Для достижение проектного коэффициента нефтеотдачи необходимо проведение комплекса геолого-технических мероприятий и бурение новых скважин. Рассмотрение результатов ГТМ, проведенных на Кушниковском месторождении, показало их достаточно высокую эффективность и они должны использоваться в дальнейшем. По мере неуклонного роста обводненности добываемой продукции потребуется применение методов ограничения водопритока и интенсификации добычи нефти из нефтенасыщенных интервалов пониженной проницаемости (по технологии комплексного воздействия на ПЗП). Отбор жидкости из продуктивного пласта Б2 бобриковского горизонта осуществляется через 10 действующих скважин, из которых 9 скважин перфорированы совместно с турнейским ярусом, из них две скважины остановлены. Только на бобриковский горизонт работают две действующие скважины. Разработка залежей фактически ведется совместным фондом скважин, что негативно сказывается на разработке обеих залежей. В скважинах вскрыты два пласта сильно отличающихся по фильтрационно-емкостным свойствам. Результатом этого явились преждевременные прорывы закачиваемой воды к забоям добывающих скважин по наиболее продуктивным высокопроницаемым пропласткам. Происходит опережение процесса обводнения скважин по сравнению с отборами нефти, что приводит к неравномерности выработки запасов из пластов. Кроме того, реализованная на месторождении приконтурная закачка в сочетании с очаговой оттеснила часть запасов в краевые зоны залежей, где нет пробуренных добывающих скважин. Судя по полученным результатам, доразработка месторождения будет сопровождаться отбором большого количества попутно-добываемой воды при высоком водонефтяном факторе продукции длительное время. Кушниковское месторождение находится на поздней стадии разработки с высокой обводненностью добываемой продукции 93 %. При прохождении добываемой водонефтяной смеси через рабочие полости погружных центробежных насосов образуется высоко дисперсная, стойкая водонефтяная эмульсия с вязкостью кратно превышающей вязкость нефти, что ведет к росту гидравлических сопротивлений, осложняет работу насосов, снижается коэффициенты наполнения и КПД. Для улучшения работы насосного оборудования в условиях вязких эмульсий необходимо вводить в эмульсию химреагенты для снижения вязкости. Такими реагентами могут быть реагенты – деэмульгаторы типа – дисолван, дауфакс (импортные) и отечественные – ДИН, СНПХИнтенсивность парафиноотложений небольшая, но для предотвращения отложений парафина в глубинно-насосном оборудовании необходимо использовать ингибиторы парафина серии СНПХ, путем закачки их в затрубное пространство с помощью устьевых дозаторов УДЭ – 1,6/6,3. Проведённое экономическое обоснование и оценка результатов расчёта показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по интенсификации процесса разработки объекта Б2+В1 Кушниковского месторождения ЦДНГ-9, путём солянокислотной обработки призабойной зоны пласта экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 17024,58 тыс. руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ. В работе проведен: Литературно-патентный обзор на тему «Современные способы борьбы с отложениями солей в системе сбора и системе ППД. Ингибиторы солеотложения» Специальный вопрос на тему «Комплекс мероприятий по усовершенствованию работы УПСВ» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Б2 бобриковского горизонта 2. Геолого-литологический профиль по продуктивным пластам Б2 и Т1 3. Карта начальных нефтенасыщенных толщин пласта Б2 бобриковского горизонта 4. Карта текущих отборов жидкости и закачки воды пласта Б2 (по состоянию на 01.01.2016) 5. Карта накопленных отборов жидкости и закачки воды пласта Б2 (по состоянию на 01.01.2016) 6. Графики разработки объекта Б2+В1 Кушниковского месторождения 7. Установка ЭЦН Секция нижняя Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам ДОЖИМНАЯ НАСОСНАЯ СТАНЦИЯ УСТАНОВКА КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ ЦЕХ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРО-ЦЕНТРОБЕЖНЫЙ НАСОС НЕФТЕГАЗОВЫЙ СЕППАРАТОР, УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, УСТАНОВКА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ