Создан 22 авг. 2016 г., 9:37
94
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 5320
Альметьевский государственный нефтяной институт
В административном отношении Донецко-Сыртовское месторождение расположено на территории Переволоцкого района Оренбургской области в 40 км западнее г. Оренбург и в 15 км к северо-востоку от п. Переволоцкий. Донецко-Сыртовское месторождение расположено в восточной платформенной части Оренбургской области в пределах Восточно-Оренбургского валоподобного поднятия, которое на востоке граничит с Предуральским прогибом, на западе – с Бузулукской впадиной, на юге примыкает к Соль-Илецкому сводовому поднятию. Осадочный чехол в пределах поднятия представлен рифейвендскими, девонскими, каменноугольными, пермскими и кайнозойскими (четвертичными) отложениями. Вскрытая толщина осадков более 4000 м. Донецко-Сыртовская структура объединяет два поднятия: западное – Донецкое и восточное – Сыртовское. Наиболее контрастно Донецко-Сыртовская структура выражена по колганской толще верхнего девона и ардатовскому горизонту среднего девона. По вмещающим отложениям структура выражена менее контрастно и имеет меньшие линейные размеры. По кровле калиновской свиты нижнеказанского подъяруса Донецко-Сыртовская структура представляет собой структурный нос, погружающийся в западном направлении с отметок -330-400 до -520-550 м. В районе Донецкого поднятия, соответствующего наиболее погруженной части структурного носа, отмечаются два небольших локальных осложнения, оконтуренных изогипсой -450 м и -475 м. Промышленная нефтегазоносность в пределах Донецко-Сыртовского месторождения установлена в 9-ти пластах (одна залежь газовая – Р3 и 19 нефтяных залежей: Т0 – 2 залежи, Т1–1 залежь, Дкт2 – 2 залежи, Дкт3 – 4 залежи, ДIII – 5 залежей, ДV–1–1 – 1 залежь, ДV–1–2 – 2 залежи, ДV–2 – 2 залежи). Из них: залежи пластов Р3, Т1, ДV–1–1, ДV–1–2 и ДV–2 приурочены к Донецкому куполу, залежи Дкт2 – к Сыртовскому куполу, а залежи пластов Дкт3, Т0 и ДIII выявлены как на одном, так и на другом куполе. Приведена краткая характеристика нефтегазоносности, свойств пластовых флюидов пласта ДIII. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта ДIII объёмным методом. Сбор продукции скважин осуществляется 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 УПН. В целом, существующая система сбора продукции скважин на месторождении отвечает требованиям работы промысла и контроля за процессом разработки. Добываемая продукция совместима. Химических реагентов системе сбора не используется. Для определения дебита продукции нефтяных скважин по нефти, газу и определения обводненности продукции рекомендуются установить замерные установки «ОЗНА-Квант». Поскольку главным недостатком «Спутника» является невысокая точность измерения расхода нефти расходомером турбинного типа, обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклонном сепараторе вследствие попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа. «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 надёжность установки и снижает эксплуатационные затраты. Установка подготовки нефти (УПН) предназначена для подготовки нефти Донецко-Сыртовского и Восточно-Капитоновского месторождения Оренбургской области. За 4 квартал 2015 года на установку поступило добытой жидкости с Донецко-Сыртовского и Восточно-Капитоновского месторождений в размере 175 170 м3, что не превышает проектную производительность 375 000 м3. Подбор оборудования на установке производился с расчётом на перспективу увеличения добычи жидкости с выше обозначенных месторождений Обводненность нефти на выходе с установки составляет 1,39-4,04% (норма 5%), установка работает рационально. Анализируя представленные выше фактические показатели за 4 квартал 2015г. по массовой доли механических примесей, содержания воды в готовой продукции, а так же содержания нефтепродуктов в пробах пластовых вод, делаем вывод, что УПН «Донецко-Сыртовская» полностью отвечает предъявленных к ней требованиям. Реконструкции не требует. В качестве ингибитора коррозии предполагается использование химреагента «СОНКОР». На УПН поступает нефть со скважин Вахитовского месторождения, а также нефть с Донецко-Сыртовского месторождения поступающая по нефтепроводу «УПН «Донецко-Сыртовская»-УПН «Вахитовская». Нефть Вахитовского месторождения после сепарации, обезвоживания и обессоливания направляется в буферные ёмкости. Из буферных ёмкостей нефть поступает на прием насосов Н-5/1,2,3 для перекачки в нефтепровод «Вахитовская УПН – Терминал». Газ первой ступени сепарации, пройдя очистку от капельной жидкости в газовом сепараторе, направляется через узел учета газа на ГКС «Вахитовская» и далее в газопровод «Вахитовская ГКС – Загорская УКПНГ». Часть газа первой ступени сепарации направляется на ГТЭС «Вахитовская», где используется в качестве топливного газа. Газ II ступени также направляется на ГКС «Вахитовская» и далее совместно с газом I ступени в газопровод на Загорскую УКПНГ. При аварийной ситуации с приемом и транспортом газа, последний направляется на факельную установку Ф-2. Пластовая вода подается на БКНС-2 для использования в системе ППД. Для предупреждения гидратообразования в газопроводе «УПН «Вахитовская»-УКПНГ «Загорская» предполагается использование метилового спирта (метанола) с дозировкой 0,7 кг/1000м3 в год. В качестве ингибитора коррозии предполагается использование химреагента «СОНКОР» с дозировкой 25 – 30 г/т. На УПН «Вахитовская» рекомендуется применение реагентов-деэмульгаторов: Диссольван-4490, Дин-4, Дин-12Д. В настоящее время Донецко-Сыртовское месторождение работает с поддержанием пластового давления в продуктивных пластах Д3, Дкт3, Б2, Т1. Нагнетательные скважины действуют по системе тандем от расположенных рядом водозаборных скважин. Действующий фонд водоводов по срокам эксплуатации составляет следующие значения: • эксплуатация до 10 лет – 100% фонда водоводов. Для организации системы ППД построена, но не введена в эксплуатацию БКНС на Донецком куполе насосными агрегатами типа ЦНСА 180×1900 – 3 шт. с ЧРП. По состоянию на 01.01.2016г. заводнение осуществляется только минерализованными водами серпуховского горизонта, забираемые из водозаборных скважин. Подтоварную воду с УПН утилизируют в поглощающие горизонты. Проведённое экономическое обоснование и оценка результатов расчёта показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по использованию ингибитора коррозии на установке подготовки нефти «Донецко-Сыртовская» экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 25667,25 тыс. руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ. В работе проведен: Литературно-патентный обзор на тему «Эжекторы» Специальный вопрос на тему «Анализ продукции УПН на соответствие стандарту предприятия и ГОСТУ и возникающих осложнений при подготовке нефти» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Обзорная карта месторождений ПАО "Оренбургнефть" 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Д3 живетского яруса Донецкого купола 3. Геолого-литологический профиль по продуктивным пластам Д3, Д4-1, Д4-2, Д5-2 4. Схема сбора нефти и системы ППД Донецко-Сыртовского месторождения 5. Технологическая схема УПН "Донецко-Сыртовская" 6. Технологическая схема установки подготовки нефти "Вахитовская" 7. Газосепаратор ГС-2-1,6-1200-2 Сборочный чертеж 8. Отстойник воды ОГВ-Г-80-1,0-1-И Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 22 авг. 2016 г., 10:02
95
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Альметьевский государственный нефтяной институт
Рассматриваемое месторождение находится в пределах сравнительно высоко освоенной территории Самарской области. Административно Покровская площадь входит в состав приграничной части двух районов: Безенчукского и Красноармейского и удалена от областного центра г. Самары к юго-западу на расстояние 67 км. Литолого-стратиграфический разрез осадочных отложений на Покровском месторождении изучен по материалам глубокого поисково – разведочного и эксплуатационного бурения и представлен породами кристаллического фундамента, девонскими, каменноугольными, пермскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Общая толщина осадочного чехла достигает 2100 м. Расчленение разреза произведено, в основном, по данным каротажа с учетом керна. Залежи месторождения пластово-сводового типа частично литологически экранированные, сложенные карбонатными коллекторами трещиновато-порового типа, а также песчаниками и алевролитами порового типа тульского и бобриковского горизонтов. Рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта В-3 объёмным методом. Покровское месторождение находится в промышленной разработке с 1950 года. В составе Покровского месторождения выделяют Покровское, Красно-Октябрьское и Томыловское поднятия. В настоящее время добыча нефти ведется только на Покровском поднятии. По состоянию на 01.01.2016 г. действующий фонд добывающих скважин Покровского месторождения составляет 84 единицы, из них 18 скважины находятся в накоплении, 1 скважина – остановлена. На месторождении для сбора продукции скважин реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа. Продукция скважин месторождения под давлением, развиваемым электроцентробежными насосами, глубинными штанговыми насосами по выкидным трубопроводам, поступает на 21 узла подключения скважин БГ – блоки гребёнок. Дебиты отдельных скважин по жидкости на данном месторождении определяются по динамограммам подземного оборудования. После узлов подключения скважин газожидкостная смесь по нефтегазосборным трубопроводам поступает на Покровскую УПН. УПН «Покровская» предназначена для подготовки товарной нефти добываемой со скважин Покровского и Гражданского месторождений. Подготовка товарной нефти, осуществляется на УПН до товарной кондиции по ГОСТ Р 51858-2002 г. и заключается в разгазировании, обезвоживании и обессоливании нефти до остаточного содержания в ней воды не более 0,5 %. Нефть девонских и угленосных пластов транспортируется совместно. Вспомогательные материалы (реагенты-деэмульгаторы, ингибиторы коррозии, парафиноотложений, солеобразований) в системе сбора на Покровском месторождении не применяются. Фактический уровень использования газа Покровского месторождения за 2015г. составил 25,3 %. Замер дебита осуществляется на блочных гребёнках так и по динамограммам подземного оборудования. Данным метод носит расчётный, косвенный характер. Плановом режиме заменять существующие блочные гребенки на АГЗУ типа «ОЗНА-Импульс». Подготовка нефти до товарной кондиции происходит на УПН «Покровская». Подготовка нефти, осуществляемая на УПН, заключается в разгазировании, обезвоживании и обессоливании нефти до остаточного содержания в ней воды не более 0,5 %. Для разрушения водонефтяных эмульсий, а так же для улучшения транспортных свойств в качестве вспомогательных материалов используется деэмульгаторы: Decleave, Диссольван 2830, Нордэк 323 и ДИН – 12 Е. Сырьем для УПН служит газоводонефтяная эмульсия (до 4900м³/сут) с содержанием воды до 80%, добываемая из скважин Покровского и Гражданского месторождений. В связи с высокой обводненностью сырья дипломным проектом рекомендуется использовать в процессе подготовки нефти на установке ингибиторы коррозии. Ингибитор коррозии рекомендуется подавать на входную гребёнку. В настоящее время, попутный нефтяной газ, выделившийся в аппаратах, сжигается на факеле. Дипломным проектом рекомендуется утилизировать попутный нефтяной газ. Для этого можно предложить мероприятия: а) строительство газопровода до ближайших сетей газосбора – УПСВ «Горбатовская», б) включение в технологическую схему УПН «Покровская» путевой подогреватель нефти, в качестве топлива для которого можно использовать попутный нефтяной газ, в свою очередь путевой подогрев улучшить процесс деэмульсации на УПН «Покровская». Сбор продукции скважин Покровского 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 учётом максимально возможного использования существующих мощностей. По состоянию на 01.01.2016 г. Покровское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления в пластах А-3, А-4, О-2, Б-2, Б-2', Б-3, В3, Дл. По состоянию на 01.01.2016 г. действующий фонд нагнетательных скважин, составляет 14 шт. (№242, 556, 3151, 8, 129, 142, 757, 76, 717, 702, 706, 59, 53, 54). Фонд действующих водозаборных скважин составляет 2 шт. (№124, 146). 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. На площадках КНС систем заводнения и поглощения необходимо предусмотреть замер расхода и давления закачиваемой и утилизируемой воды. В специальном вопросе проведен анализ физико-химических свойств скважинной продукции Покровского месторождения с точки зрения осложнения в системе сбора. В экономической части определена экономическая эффективность от предложенного технологического мероприятия в системе сбора Покровского месторождения. В работе проведен: Литературно-патентный обзор на тему «Стаблизация нефти» Специальный вопрос на тему «Анализ физико-химических свойств скважинной продукции Покровского месторождения с точки зрения осложнения в системе сбора» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Обзорная карта месторождений Самарской области АО "Самаранефтегаз" 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта В3 турнейского яруса 3. Схематический геолого-литологический профиль пластов В1, В2, В3, Дл по линии скважин 702-701-724-54 4. Схема сбора нефти и газа Покровского месторождения 5. Система поддержания пластового давления Покровского месторождения 6. Технологическая схема УПН "Покровская" 7. Сепаратор нефтегазовый НГС-1,0-3000 тип I Сборочный чертеж 8. Сепаратор нефтегазовый НГС-1,0-3000 тип I Сборочный чертеж 9. Отстойник ОН-200-1,0-2-2 Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 22 авг. 2016 г., 10:27
96
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ)
Месторождение расположено в Пономаревском районе, в 27 км к югу от райцентра Пономаревка и в 40 км к северо-западу от районного центра Шарлык. В непосредственной близости от месторождения находится Романовское, а в 18 км к юго-востоку Родниковское месторождения. В геологическом строении района принимают участие породы кристаллического фундамента архей, верхнепротерозойского возраста и породы осадочного чехла палеозойского, кайнозойского (четвертичного) возрастов. В региональном тектоническом плане район Врезовское нефтяное месторождение расположено в пределах юго-восточной части Русской платформы, в северо-восточной части Восточно-Оренбургского структурного выступа (ВОСВ) второго порядка, приуроченного к северному склону Шарлыкского локального выступа, окончания Жигулевско-Оренбургского свода. Примыкает к крайней восточной части к Большекинельскому валу. По поверхности кристаллического фундамента, погребенного под довольно мощной толщей осадочных отложений (до 3000 м), погружается в южном направлении в сторону Прикаспийской впадины. В соответствии со схемой нефтегеологического районирования Врезовское месторождение относится к Восточно-Оренбургскому нефтегазоносному району. Месторождение является многопластовым, в его пределах на разных структурных этажах (нижний карбон, средний девон) выявлено 12 залежей нефти, которые приурочены к отложениям турнейского яруса (пласты Т1, Т2, Т3), фаменского яруса (пласты Зл1, Зл2, ДфII) и живетского яруса ардатовского горизонта (пласт ДIII-2). В пласте Зл1 (основная залежь) выделены два пропластка – Зл1-1 и Зл1-2, залежь нефти приурочена к верхнему Зл1-1 и Зл1-2 полностью водонасыщен на основном поднятии. Залежь нефти пласта Зл1-1 пластовая сводовая, размеры 3,1x3,2 км, этаж нефтеносности - 24 м. По керну из шести скважин определены: пористость - 62 определения, проницаемость - 50 определений; нефтенасыщенность из трёх скважин - 32 определения. По данным ГИС проведено по 164 определения пористости и проницаемости, 125 определений нефтенасыщенности в 20 скважинах. ГДИ проведены в четырёх скважинах. При проектировании значения пористости и нефтенасыщенности приняты по ГИС, проницаемость принята по ГДИ. Свойства нефти изучены по двум глубинным и четырём поверхностным пробам. Нефть средняя по плотности, маловязкая, высокосмолистая, парафинистая, высокосернистая. Свойства нефти пласта Зл1 (основная залежь) изучены по двум глубинным и четырем поверхностным пробам. Нефть средняя по плотности, маловязкая, высокосмолистая, парафинистая, высокосернистая. В пласте Зл1 (район скважины № 32) выделены два нефтенасыщенных пропластка – Зл1-1 и Зл1-2. Залежь нефти пластовая сводовая, размеры залежи составляют: 1,3x1 км, этаж нефтеносности - 41 м. Керн по пласту не отбирался. По данным ГИС выполнено по 13 определений пористости и проницаемости, восемь определений нефтенасыщенности в двух скважинах. При проектировании значения пористости и нефтенасыщенности приняты по ГИС, проницаемость принята по ГДИ. Свойства нефти охарактеризованы двумя поверхностными пробами. Физико-химическая характеристика нефти принята по аналогии с глубинной пробой залежи основного купола. Нефть тяжёлая, маловязкая, высокосмолистая, парафинистая, высокосернистая. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта Зл1-1 (основная залежь) Врезовского месторождения объёмным методом. На месторождении для сбора продукции скважин реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа. Cбор добываемой продукции осуществляется построенной в 1998-2001 гг. системой нефтесборных трубопроводов. Продукция скважин под давлением 1.0-1.4 МПа по выкидным линиям поступает на три замерные установки, где проводится замер количества поступающей продукции от каждой скважины. От замерной установки продукция по нефтесборному трубопроводу направляется на ДНС Романовского месторождения. Отсепарированный газ сжигается на факеле и используется на собственные нужды промысла. Процент использования попутного газа составляет 95,4%. Окончательная подготовка продукции, добываемой на Врезовском, Романовском и других месторождениях, осуществляется на УПН «Пономаревская». Отделившаяся пластовая вода, очищенная от мехпримесей и нефти, направляется на КНС для использования в системе ППД. Подготовленная нефть поступает на прием насоса и перекачивается по напорному нефтепроводу на НПС «Шкапово». Сбор продукции угленосных и девонских пластов осуществляется совместно. В системе сбора на месторождении не используются химические реагенты. На Врезовском месторождении 64,71% протяжённости действующей системы выкидных линий и 33,33% нефтесборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94 [4]). Рекомендуется осуществить плановую замену наиболее старых участков (старше 2003 года) выкидных линий и сборных коллекторов. Для защиты технологического оборудования и трубопроводов от коррозии, уменьшения количества отложений АСПО в напорном трубопроводе рекомендуется использовать различные вспомогательные реагенты. Рекомендуется заменить замерную установку «Спутник» АМ-40-8-400 на измерительные установки типа «ОЗНА ИМПУЛЬС», которые имеют дополнительные функции и ряд преимуществ. «ОЗНА ИМПУЛЬС» предназначена: - для измерения среднесуточного массового расхода жидкости; - измерения среднесуточного объемного расхода газа; - определения среднесуточного массового расхода нефти. Дополнительные функции: - измерение давления и температуры; - измерение плотности жидкости; - определение обводненности нефти, - приведение расхода газа к стандартным условиям и определение газового фактора нефти. Количество подключаемых скважин составляет 1-8 шт. Сырьем для Романовской ДНС является обводненная нефть, добываемая механизированным способом на Романовском и Врезовском месторождениях. Проектная производительность ДНС Романовская – 330 тыс.т/год по жидкости, а фактическая – 603.1 тыс.т/год по жидкости. Таким образом, установка перегружена на 82,76%. Нефтяной газ на Романовском месторождении используется на собственные нужды промысла на 1 подогреватель нефти ПНПТ – 1.6, остальной сжигается на факеле. Реагенты в подготовке продукции на установке не применяются. В связи с увеличением обводненности продукции скважин Врезовского и Романовского месторождений на Романовском месторождении рекомендуется ДНС реконструировать в УПСВ. По рекомендуемой технологии обводненная газонасыщенная нефть со скважин Романовского и Врезовского месторождений должна поступать на УПСВ в сепаратор первой ступени, где при давлении 0.6-0.8 МПа будет осуществляться первая ступень сепарации. Нефть после первой ступени сепарации далее поступает в нагреватель, где осуществляется предварительный нагрев нефти. После нагревателя нефтяная эмульсия подается в отстойник предварительного сброса воды. Подтоварная минерализованная вода из отстойника поступает в аппараты очистки воды и далее в систему ППД. Нефть из отстойника далее подается в сепаратор-буфер, где осуществляется вторая ступень разгазирования. После сепараторов- буферов нефть насосами откачивается насосами на УПН Пономаревская. Нефтяной газ используется на собственные нужды на нагрев нефти и на работу ГТЭС Родникового месторождения. Для подачи газа на ГТЭС Родникового месторождения необходимо построить газопровод с Романовской УПСВ до ГТЭС Родниковского Д=89мм и L=16км. УПСВ Романовского месторождения запроектировать на 664.3 тыс.т/год по жидкости для Врезовского месторождения. На УПН нефтяная эмульсия походит сепарацию, предварительный и окончательный сброс подтоварной воды, обессоливание, подготовку нефти и далее насосами перекачивается по напорному нефтепроводу на ПСП «Шкапово» АК «Транснефть». Технологической схемой предусмотрено поступление нефтяной эмульсии на УПН «Пономаревская» двумя потоками: - I поток – газонасыщенная нефтяная эмульсия Пономаревского месторождения обводненностью 45-55%; - II поток – частично разгазированная нефтяная эмульсия Романовского, Врезовского, Родниковского месторождений обводненностью 10-15%. Сырьем УПН «Пономаревская» является обводненная нефть Пономаревского, Романского, Врезовского, Родниковского месторождений. При необходимости на УПН «Пономаревская» поступает нефть с УПСВ Самодуровская. Поступающая нефтяная эмульсия имеет в своем составе пластовую воду (в эмульгированном состоянии), механические примеси, различные минеральные соли – хлористый натрий NaCl, хлористый кальций CaCl2, хлористый магний MgCl2 и т.д. В состав нефтяной эмульсии входят и различные газы органического и неорганического происхождения. Нефтяная эмульсия Романовского, Врезовского, Родниковского месторождений, поступающая с ДНС «Романовская» и УПСВ «Родниковская» - разгазированная, Пономаревского месторождения – газонасыщенная. Обводненность нефтяной эмульсии Романовского, Врезовского, Родниковского месторождений составляет 10-15%, Пономаревского месторождения –45-55%. Готовой продукцией УПН «Пономаревская» является товарная нефть I группы качества по ГОСТ Р51858-2002 [7]. Для улучшения процесса разрушения нефтяной эмульсии, защиты технологического оборудования и трубопроводов от коррозии, уменьшения количества отложений АСПО в напорном трубопроводе, а также – нейтрализации сероводорода в товарной нефти на УПН «Пономаревская» используют различные вспомогательные реагенты. Попутный газ с УПН используется на собственные нужды. Подтоварная вода закачивается в систему ППД. В настоящее время Врезовское месторождение работает с поддержанием пластового давления в продуктивных пластах Зл1, Т1, Т2, Зл2, Дф2, закачка воды осуществляется по схеме «тандем». 14,3 % из построенных водоводов высокого давления имеют срок эксплуатации более 10 лет. К числу основных мероприятий по повышению эксплуатационной надежности системы ППД Врезовского месторождения 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 осуществлён по результатам специально организованных испытаний так называемыми «образцами-свидетелями». Проведён технологический расчёт оборудования, гидравлический расчёт двухфазного и однофазного трубопровода. Проведенное экономическое обоснование и оценка результатов расчета показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по использованию ингибиторов АСПО в системе сбора и подготовки Врезовского месторождения экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 11443,75 тыс. руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ. В работе проведен: Литературно-патентный обзор на тему «Осушка газа» Специальный вопрос на тему «Рекомендации по защите трубопроводов системы сбора от парафиноотложений Врезовского месторождения» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Обзорная карта месторождений нефти и газа на территории Оренбургской области 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Зл1+Зл1-1 3. Геологический профиль продуктивных отложений по линии скважин 3510-3509-3543-3513-3541-3572-32Р-3558 4. Схема сбора скважинной продукции Врезовского месторождения 5. Схема системы поддержания пластового давления Врезовского месторождения 6. Технологическая схема ДНС "Романовская" 7. Технологическая схема УПН "Пономаревская" 8. Общий вид резервуара объемом 2000 м Сборочный чертеж 9. Сепаратор нефтегазовый НГС-2-П-1,0-3400-2-Т-И Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 22 авг. 2016 г., 13:17
97
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Альметьевский государственный нефтяной институт
Саврушинское нефтяное месторождение в административном отношении расположено на территории двух областей: Бугурусланском районе Оренбургской области и Похвистневском районе Самарской области. Участок месторождения находится на правобережье р. Бол. Кинель, в верховьях речек Анлы, Савруша, Тылкаш, в южных отрогах Бугульминско - Белебеевской возвышенности. Саврушинское месторождение расположено в пределах Северо-Кинельского нефтегазоносного района Оренбургской области. Скважинами, пробуренными на Саврушинском месторождении, породы кристаллического фундамента не вскрыты. Здесь самыми древними оказались отложения бавлинской серии. Пласт Б2. Северо-Западное поднятие. Сложен песчаниками и алевролитами. Залежь нефти пластового типа. Размеры залежи 2.5 х 1 – 1.5 км. Этаж нефтеносности 13.4 м. Пористость изучена по керну (2 определения в одной скважине) и по ГИС (24 определения в 9 скважинах). Проницаемость определялась по результатам ГДИ (5 определений в 2 скважинах) и по керну (1 определение в 1 скважине). Нефтенасыщенность определена по ГИС (15 определений в 8 скважинах). Для проектирования значение пористости принято по ГИС, проницаемости – по ГДИ. Определение коэффициентов вытеснения нефти и относительных фазовых проницаемостей (ОФП) не проводилось. Отбор глубинных проб нефти при опробовании скважин не проводился. Поэтому при расчетах приняты параметры нефти, аналогичные для залежи пласта Б2 Юго-восточного купола. Нефть средняя по плотности, маловязкая. Пласт Б2. Район скважины 30. Сложен песчаниками и алевролитами. Залежь нефти пластового типа. Размеры залежи 2.1 х 1.25 км. Этаж нефтеносности 10.7 м. Пористость изучена по керну (2 определения в одной скважине) и по ГИС (2 определения в 1 скважине). Проницаемость не определялась. Нефтенасыщенность определена по ГИС (1 определение в 1 скважине). Для проектирования значение пористости принято по ГИС, проницаемости – по ГДИ. Определение коэффициентов вытеснения нефти и относительных фазовых проницаемости (ОФП) не проводилось. Отбор глубинных проб нефти при опробовании скважин не проводился. Поэтому при расчетах приняты параметры нефти, аналогичные для залежи пласта Б2 Юго-восточного купола. Нефть средняя по плотности, маловязкая. Пласт Б2. Юго-восточное поднятие. Сложен песчаниками и алевролитами, пластового типа. Размеры залежи 4.5 ´ 1.5 – 2.0 км. Этаж нефтеносности 17.3 м. Пористость изучена по керну (9 определений в 6 скважинах) и по ГИС (19 определений в 6 скважинах). Проницаемость определялась по керну (5 определений в 3 скважинах) и по результатам ГДИ (2 определения в 2 скважинах). Нефтенасыщенность определена по ГИС (19 определений в 6 скважинах). Для проектирования значение пористости принято по ГИС, проницаемости – по ГДИ. Определение коэффициентов вытеснения нефти и относительных фазовых проницаемости (ОФП) не проводилось. Свойства нефти охарактеризованы четырьмя глубинными и тремя поверхностными пробами. Нефть средняя по плотности, маловязкая. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта Б2 Саврушинского месторождения объёмным методом. Месторождение введено в разработку в 1968 году. На 01.01.2016 г. 8 скважин числится в добывающем фонде, 6 в нагнетательном и 3 в водозаборном. На Саврушинском месторождении существует однотрубная герметизированная система сбора. Продукция от группы скважин по выкидным линиям направляется на АГЗУ (2 шт.), где проводится автоматический замер продукции и с помощью системы телемеханики передаётся на диспетчерский пульт промысла (ЦДНГ-1). Далее газожидкостная смесь направляется на ДНС «Саврушинская». После частичной подготовки на ДНС «Саврушинская», продукция скважин поступает по напорным трубопроводам на УПСВ «Карповская». На Карповскую УПСВ поступает газоводонефтяная эмульсия с месторождений ЦДНГ-№1-Саврушенского, Ново-Кудринского, Карповского, Западно-Степановского и Журавлёво-Степановского. Обезвоженная нефть откачивается на Красноярскую УПН для дальнейшей подготовки, а сточная вода, после очистки, откачивается в систему ППД. С Красноярской УПН нефть, подготовленная до товарной кондиции подается на СИКН-243 ЛДПС «Похвистнево» и сдаётся ОАО «АК Транснефть». В системе сбора на месторождении реагенты не используются. Добываемая нефть совместима. Учитывая длительный срок эксплуатации системы сбора (с 1968г.) потребуется провести реконструкцию системы сбора, которая включает в себя замену труб, отработавших десятилетний срок эксплуатации. Замерные установки «Спутник» (АМ-40-8-400) рекомендуется заменить на измерительные установки типа «ОЗНА ИМПУЛЬС, которые имеют дополнительные функции и ряд преимуществ. «ОЗНА ИМПУЛЬС» предназначена: - для измерения среднесуточного массового расхода жидкости; - измерения среднесуточного объёмного расхода газа; - определения среднесуточного массового расхода нефти. Дополнительные функции: - измерение давления и температуры; - измерение плотности жидкости; - определение обводненности нефти, - приведение расхода газа к стандартным условиям и определение газового фактора нефти. Количество подключаемых скважин составляет 1-14 шт. Дожимная насосная станция Саврушенского месторождения (ДНС «Саврушенская» для сбора нефтегазоводяной эмульсии со скважин Саврушинского, Ново-Кудринского, Каменского месторождений, частичного разгазирования добываемой жидкости и последующего транспорта ее на Карповскую «УПСВ», сбора попутного нефтяного газа. На ДНС - ГС «Савруша» в качестве сырья поступает нефтегазоводяная эмульсия. В процессе обработки сырья получают частично разгазированную жидкость и попутный нефтяной газ. Для защиты напорного нефтепровода от коррозии предусмотрена подача ингибитора коррозии. При проектной добыче жидкости до 4500 т/сут. (объем перекачиваемой жидкости 1500-1700 м3/сут.) существующая дожимная насосная станция не обеспечит пропуск и подготовку этих объёмов. Поэтому рекомендуется провести полную реконструкцию ДНС по схеме предварительного сброса воды с использованием её в системе ППД. Карповская установка предварительного сброса воды построена в 1972г. по проекту института «Гипровостокнефть» Центральный сборный пункт (ЦСП) нефти на Карповском месторождении НГДУ «Бугурусланнефть» - для сброса и обезвоживания нефтяной эмульсии с группы месторождений Саврушинское, Ново-Кудринское, Карповское, Западно-Степановское, Северо-Степановское ЦДНГ-№1 [5]. Проектные объёмы поступающей эмульсии составляет до 3000 м3/сут. при обводненности – до 85%. Проектный объем товарной продукции 350-800 т/сут. при обводненности 1-3%. Фактические объёмы поступающей эмульсии составляет до 2600 м3/сут. при обводненности – до 85%. Мощностей установки хватает для выполнения технологического процесса. Обезвоженная нефть откачивается на Красноярскую УПН для дальнейшей подготовки, а сточная вода, после очистки, откачивается в систему ППД. На Карповской УПСВ для ведения технологического процесса применяют следующие хим. реагенты: - ингибиторы коррозии для защиты водоводов системы заводнения месторождений от внутренней коррозии. Ввиду того, что для заводнения на очистных сооружениях на Карповской УПСВ применяется сточная вода, содержащая коррозионно-активные компоненты (соли, сероводород), для защиты от внутренней коррозии применяются ингибиторы коррозии (в настоящее время типа «Сонкор», «Корексит»). В 2010-2011 гг. построена газопоршневая установка на Карповской УПСВ и с 2011 года коэффициент использования попутного газа составляет 95%. Проведенный анализ работы установки в специальном вопросе показал, что установка работает в штатном режиме. Для улучшения показателя качества подготовленной нефти по содержанию воды рекомендуется в процессе подготовки использовать деэмульгаторы, которые следует подавать перед промежуточными ёмкостями - сепараторами С-1/1., С-1/2. Установка подготовки нефти, установка очистки нефти от сероводорода предназначена для обработки высокообводненной нефтяной эмульсии предназначена с месторождений Северо-Красноярского, Ново-Михайловского, Красноярского и Завьяловского и обезвоженной нефти Карповской УПСВ с получением товарной обессоленной нефти отвечающей требованиям ГОСТ 31378-2009 [7], конкретная группа качества предусматривается планом производства. С Красноярской УПН нефть, подготовленная до товарной кондиции, по нефтепроводу диаметром 273×8 мм подается на СИКН-243 ЛДПС «Похвистнево» и сдаётся ОАО «АК Транснефть». Технологической схемой предусмотрено поступление продукции скважин на УПН двумя потоками: - I поток (Н1) – водогазонефтяная эмульсия с участков Красноярского, Северо-Красноярского, Ново-Михайловского и Завьяловского месторождений; - II поток (Н2) – обезвоженная нефть с Карповской УПСВ. Готовой продукцией является товарная обессоленная нефть отвечающая требованиям ГОСТ Р 51858-2002 [9]. Производительность установки составляет: Общий объем товарной продукции ~1684 т/сутки. Объем обводнённой нефтяной эмульсии – 4286 т/сут. при обводненности до 90 %. Объем обезвоженной нефти с Карповской УПСВ поступающей на обессоливание – до 800 т/сут. при обводненности до – 2 ÷ 5 %. Фактический режим работы установки: Объем обводнённой нефтяной эмульсии – 4178 т/сут. при обводненности до 90 %. Объем обезвоженной нефти с Карповской УПСВ поступающей на обессоливание – до 800 т/сут. при обводненности до – 2 ÷ 5 %. Мощностей установки хватает для выполнения технологического процесса. Поскольку обводненность поступающей продукции высока, поэтому для для разрушения водо-нефтяных эмульсий используются деэмульгаторы. Пластовая вода, сброшенная на УПН, в настоящее время утилизируется в системе ППД. В настоящее время качество воды по содержанию мех. примесей и нефтепродуктов соответствует требованиям ОСТ 39- 225-88. 5% попутно выделившегося газа сжигается, остальное используется на собственные нужды установки. В настоящее время Саврушинское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления в продуктивных пластах Б2, Т1. Заводнение продуктивных пластов осуществляется технической водой, добываемой из водозаборных скважин. Всего действуют 6 нагнетательные скважины, работающие по системе «Тандем» с водозаборными скважинами. Водозаборные скважины оборудованы насосами УЭЦН 80  1300. 37,5 % протяженности действующей системы водоводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью десять лет (РД 39-132-94 [2]). Рассматриваемая водоводная система Саврушинского 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. Целесообразно реконструировать существующую ДНС с созданием систем предварительного сброса воды с подготовкой ее для закачки в продуктивные пласты. Проведён технологический расчёт отстойника и сепаратора, гидравлический расчёт двухфазного и однофазного трубопровода. Проведенное экономическое обоснование и оценка результатов расчёта показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по замене старых трубопроводов (срок службы более 10-ти лет) Саврушинского месторождения ЦДНГ-7 экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 38582,75 тыс. руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ. В работе проведен: Литературно-патентный обзор на тему «Трубы для системы сбора» Специальный вопрос на тему «Анализ работы установки УПСВ «Карповская» за 4 квартал 2015 г.» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Обзорная карта месторождений ПАО "Оренбургнефть" 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Б2 бобриковского горизонта 3. Геолого-литологический профиль по продуктивных пластов по линии скважин 35-314-321-320-29-315-16-307-302-306-22 4. Схема сбора нефти Саврушинского месторождения 5. Схема системы ППД Саврушинского месторождения 6. Принципиальная схема ДНС "Саврушинская" 7. Принципиальная схема УПСВ "Карповская" 8. Отстойник сборочный чертеж 9. Сепаратор нефтегазовый НГСП-II-П-1,0-3000-2-Т-И Спецификации к техническим чертежам
Создан 22 авг. 2016 г., 13:28
98
Тип: Контрольная работа
Стоимость: 200
Альметьевский государственный нефтяной институт
Контрольная работа №1 Вариант № 8 "Элементы линейной и векторной алгебры" Сдана на 5. Задание 1: Найти (методом присоединенной матрицы) матрицу, обратную матрице A. Сделать проверку. Задание 2: Дана система линейных уравнений. Доказать ее совместимость и решить тремя способами: 1. методом Гаусса; 2. по формулам Крамера; 3. средствами матричного исчисления. Сделать проверку. Задание 3: Точки A (2;-3;5), В (1;-4;6) и D (3;6;4) являются вершинами ромба ABCD, то длина AC равна? Задание 4: Даны координаты вершин пирамиды А1А2А3А4. Найти: 1. длину ребер А1А2, А1А3, А1А4; 2. угол между ребрами А1А2 и А1А4; 3. площадь грани А1А2А3; 4. объем пирамиды; 5. длину высоты, опущенной из вершины А4 на грань А1А2А3. А1 (7;2;2), А2 (5;7;7), А3 (5;3;1), А4 (2;3;7).
Бесплатные файлы: Задание.odt
Создан 22 авг. 2016 г., 14:14
99
Тип: Контрольная работа
Стоимость: 200
Альметьевский государственный нефтяной институт
Контрольная работа №2. Вариант №8. Сдана на 4. Задание 1. Составить параметрические уравнения прямой, проходящей через точки А (-5;3;-2) и В (-3;2;-2). Задание 2. Даны уравнения двух высот треугольника х+у=4 и у=2х и одна из его вершин А (0;2). Составить уравнения сторон треугольника. Сделать чертеж. Задание 3. Преобразовать уравнение 4х2+3у2-8х+12у-32=0 в каноническое уравнение эллипса, найти его полуоси, координаты центра и эксцентриситет. Построить линию. Задание 4. Линия задана уравнением в полярной системе координат. Требуется: 1). построить линию по точкам; 2). найти уравнение данной линии в декартовой прямоугольной системе координат, у которой начало совпадает с полюсом, а положительная полуось абсцисс - с полярной осью; 3). по уравнению в декартовой прямоугольной системе координат определить, какая это линия. Построить линию.
Бесплатные файлы: Задание.odt
Создан 22 авг. 2016 г., 14:52
100
Тип: Контрольная работа
Стоимость: 266
Альметьевский государственный нефтяной институт
Контрольная работа №3. Вариант №8. Сдана на 5. Задание 1. Найти пределы, не применяя правило Лопиталя. Задание 2. В пунктах а,б,в,г найти dy/dx, а в пункте д найти d2y/dx2. Задание 3. Используя геометрический смысл производной, составить уравнения касательной и нормали к заданной кривой. Задание 4. Найти пределы, применяя правило Лопиталя. Задание 5. Исследовать и построить графики функций. Задание 6. Найти наибольшие и наименьшие значения функции на отрезке.
Бесплатные файлы: Задание.odt
Создан 22 авг. 2016 г., 15:24
101
Тип: Контрольная работа
Стоимость: 333
Альметьевский государственный нефтяной институт
Контрольная работа №4. Вариант №8. Сдана на 5. Задание 1. Найти области определения функций. Задание 2. Найти частные производные заданной функции. Задание 3. Найти полные дифференциалы I и II порядков данных функций z=ln (x3+y2). Задание 4. Дифференцирование сложных функций. Задание 5. Найти частные производные второго порядка функции z=f (x;y). z=x lny. Задание 6. Найти производную неявной функции от х, заданную уравнением в точке с координатами х=х0, у=у0. Задание 7. Найти градиент функции в точке М. U=ln (x2+y2), M (1;-1;2). Задание 8. Найти производную функции U=(x,y,z) в точке А по направлению к точке В. Задание 9. Найти уравнения касательной плоскости и нормали к поверхности в заданной точке М. Задание 10. Найти экстремумы функции двух переменных.
Бесплатные файлы: Задание.odt
Создан 22 авг. 2016 г., 15:58
102
Тип: Контрольная работа
Стоимость: 133
Альметьевский государственный нефтяной институт
Задание 1. Тема 1: Инфинитив, формы и функции. а) Поставьте глагол в соответствующую форму инфинитива. б) Переведите предложения с инфинитивом. в) Выберите соответствующую форму инфинитива. Задание 2. Тема 2: Объектный инфинитивный оборот. а) Переведите на русский язык предложения с объектным инфинитивным оборотом. б) Составьте предложения, употребив объектный инфинитивный оборот. Задание 4. Тема 4: Сослагательное наклонение. а) Переведите на русский язык предложения с глаголом-сказуемым в сослагательном наклонении. б) Переведите на английский язык. Образец: 1. Жаль, что ее не было там. (Мне бы хотелось, чтобы она там.) - I wish she had been there. 2. Жаль, что я не богат. ( Мне бы хотелось, чтобы я был богат.) - I wish I were rich. 3. Жаль, что я не поеду в Нью-Йорк летом. (Я бы хотел узнать их решение.) - I wish I would go to New York next summer.
Бесплатные файлы: Задание.doc
Создан 23 авг. 2016 г., 8:39
103
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ)
В Административном отношении Ново-Запрудненское месторождение расположено в пределах Кинельского района Самарской области, в 50 км к северо-востоку от областного центра г. Самара. Геологический разрез Ново-Запрудненского месторождения слагают отложения среднего и верхнего девона, каменноугольной, пермской и четвертичной систем. Рядом скважин вскрыты породы кристаллического фундамента. Толщина осадочного чехла достигает 3002 м (скв. 24). Ново-Запрудненское месторождение относится к числу наиболее крупных и высокопродуктивных в Самарской области. Месторождение состоит из трех участков (куполов): Ново-Запрудненское поднятие; Аульский и Сколковский купола. В разрезе палеозойских отожений, вскрытом 171-ой скважиной, промышленная нефтеносность установлена в 14 пластах-коллекторах: А0’ - каширский горизонт А0 - каширский горизонт (московский ярус) А4 – башкирский ярус А6 – серпуховский ярус Б0 – тульский горизонт Б2, Б3 – бобриковский горизонт В1 – кизеловский горизонт турнейского яруса Дк’, Дк – тиманский горизонт ДI’, ДI, ДII’, ДII – пашийский горизонт Пласт А4 выделяется в кровельной части башкирского яруса. Представлен известняками с прослоями доломитов. Выделена одна залежь массивного тип. Размеры в принятых границах – 5,82×2,56 км, высота 24,9 м Керн отбирался из 18 скважин. На керне выполнено 162 определения пористости (из 13 скв.), 14 определений проницаемости (из 6 скв.), Определение остаточной водонасыщенности на керновом материале проведено на 38 образцах. Значения открытой пористости, начальной нефтенасыщенности, проницаемости приняты по данным собственных керновых исследований и ГИС, с использованием для построения петрофизических зависимостей данных по керновому материалу пластов-аналогов (Алексеевское, Белозерско-Чубовское, Алакаевское месторождения). Коэффициент вытеснения в лабораторных условиях не определялся, и принят по обобщенной зависимости остаточной нефтенасыщенности от проницаемости породы пласта А4, установленная для месторождений северо-восточной части Бузулукской впадины. Физико-химические свойства нефти и газа изучены по данным исследований двух глубинных проб из одной скважины и шести поверхностных проб из пяти скважин. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта А4 Восточного участка Ново-Запрудненского месторождения объёмным методом. На месторождении для сбора продукции скважин реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа, осуществляется раздельный сбор продукции скважин угленосных и девонских продуктивных горизонтов. Продукция скважин Ново-Запрудненского месторождения поступает на 9 автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ) типа «Спутник» (8 АГЗУ на Ново-Запрудненском поднятии и 1 АГЗУ на Сколковском куполе). На АГЗУ поочередно производится замер дебита скважин по нефти, газу и воде. После замера на АГЗУ продукция скважин поступает на двухпоточную установку предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) Ново-Запрудненского месторождения, где девонский поток Ново-Запрудненского, Криволукского и часть девонского потока после АГЗУ № 5 Алакаевского месторождения обезвоживается до 1,9 % воды. Далее потоки по двум раздельным трубопроводам поступают на Алакаевскую УПН. На УПН кроме обезвоженного девонского потока Ново-Запрудненского и Криволукского месторождений поступает продукция скважин угленосного потока Ново-Запрудненского и Путиловского месторождений и два потока Алакаевского месторождения. Они проходят обезвоживание и затем направляются на Отрадненский НСП, где осуществляется подготовка нефти до товарной кондиции по ГОСТ Р 51858-2002 г.[8] Отсепарированный газ в аппаратах Ново-Запрудненской УПСВ направляется на осушку в газосепаратор и далее в газопровод «Кривая Лука – Отрадненский ГПЗ». Фактический коэффициент использования газа Ново-Запрудненского месторождения составляет 87,45 %. Химические реагенты в системе сбора не используются. 100 % протяжённости выкидных линий и 1000 % протяженности нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94 [4]). Для надежной и безаварийной работы системы нефтесбора рекомендуется разработка программы по объемам капремонтов и замены нефтесборных трубопроводов; - в связи с неизбежным ростом обводненности продукции скважин и анализом отказов трубопроводов за 2015 год (100% отказов – внутренняя коррозия) все трубопроводы рекомендуется защищать ингибиторами коррозии; - провести испытания и подбор требуемого типа ингибитора коррозии, и разработку программы способа дозирования реагентов; - провести обследования трубопроводов с целью выявления коррозионно-опасных участков с устройством мест образцов-свидетелей. 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. В рассматриваемый перспективный период разработки Ново-Запрудненского месторождения под давлением скважинных насосов, также как и в настоящее время, будет поступать на площадку Ново-Запрудненской УПСВ, где происходит разгазирование нефти при давлении 0,5 МПа (угленосный поток) и 0,53 МПа (девонский поток). Перед входом на УПСВ будет подаваться деэмульгатор Реапон-4В, расход откачиваемой жидкости с установки также будет контролироваться расходомерами «ТУРБОКВАНТ». Далее отсепарированная нефть будет откачиваться на Алакаевскую УПН для дальнейшей обработки продукции, а затем на Отрадненский НСП, где осуществляется и будет осуществляться подготовка нефти до товарной кондиции по ГОСТ Р 51858-2002 г. 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. Ново-Запрудненская УПСВ установка предварительного сброса пластовой воды предназначена для сбора продукции эксплуатационных скважин, сепарации газа, отделения пластовой воды и дальнейшего транспортирования нефти на Алакаевскую УПН и газа на ОГПЗ. На установке ведётся отдельная обработка девонских и угленосных пластов. Проектная мощность установки – 3000 м3/сут. Фактическая производительность установки – до 4200 м3/сут. (по жидкости). По сбросу воды – до 2700 м3/сут. Для деэмульсации отсепарированной эмульсии, а так же для улучшения транспортных свойств в качестве вспомогательных материалов используется деэмульгаторы марки Реапон – 4В и «ДИН-1Е». В настоящее время УПСВ «Ново-Запрудненская» перегружена по угленосному потоку, вследствие чего сброс воды осуществляется в объёме закачки угленосного потока. Дипломным проектом рекомендуется организация системы поглощения на Ново-Запрудненском месторождении. Сброс в поглощающие скважины непосредственно в районе извлечения нефти на месторождении с учётом территориального расположения существующих и проектных площадок для организации установок сброса пластовой воды (УПСВ). Во-первых, существенно сокращаются материальные затраты на формирование всей инфраструктуры по утилизации, во-вторых, что значительно важнее, уменьшается риск отрицательного воздействия на окружающую среду, связанный с порывами трубопроводов из-за высокой коррозионной активности сточных вод. Для этого потребуется строительство новых поглощающих скважин на Ново-Запрудненском месторождении, кроме того потребуется установка дополнительного технологического оборудования на УПСВ: нефтеотстойник, водоотстойник, нефтенасоная, строительство водораспределительного пункта. 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. На технологической нитке № 1 производится подготовка девонской нефти, поступающей с Козловской УПСВ, СУ-6, 5, точки врезки 21 Кинель-Черкасского месторождения и с точки врезки 2 Мухановского месторождения. На технологической нитке № 2 производится подготовка девонской и угленосной нефти, поступающей с Козловской УПСВ, Алакаевской УПН, СУ-26, 3, 4, 7, 9, 10, 25, 27, 17, 11, 12, 18, 19 и с точки врезки 1 Мухановского месторождения. На установке предварительной подготовки нефти № 3 производится разгазирование обводненной нефти, холодный отстой в резервуарах с отделением нефти и пластовой воды. Проектная производительность установки №3 по товарной нефти составляет 46000 т/сут. Проектная производительность установки улавливания легких фракций составляет 8,2 м3/мин. Сырьем установок № 3/1 и № 3/2 является обводненная до 85 % объемных нефть девонских и угленосных горизонтов, которая поступает на данные установки раздельными потоками. Обработка девонской и угленосной нефтей на установках также осуществляется раздельно. Отделившаяся пластовая вода в технологических резервуарах подается на установку № 4 НСП для ее подготовки и очистки. Выделившийся в результате сепарации попутный нефтяной газ на установке подается по газопроводу на ГКС и ОГПЗ. В качестве вспомогательных материалов на установке № 3 применяются химические реагенты, такие как метанол и деэмульгаторы. Метанол используется для предотвращения образования кристаллогидратов и борьбы с ними в газопроводах подачи попутного газа от сепараторов установки на ГКС и ОГПЗ. Для повышения эффективности разделения водонефтяных эмульсий в технологическом процессе установки применяются следующие реагенты - деэмульгаторы: Прогалит-20/40, Диссолван-4411, Диссолван-4316, Диссолван-4490, Диссолван-2830, Реапон-4В, Реапон-СТХ-1, ДИН-4. Комбинированная установка комплексной подготовки нефти № 2 предназначена для доведения показателей качества нефти, поступающей с установки № 3, до величин, указанных в ГОСТ Р 51858-2002. Проектная производительность установки № 2 по товарной нефти составляет 24000 т/сут. Готовой продукцией на установке № 2 является товарная нефть по ГОСТ Р 51858-2002, транспортируемая на установку № 3/2. При стабилизации нефти выделяется широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38101524-93. Выделившийся при стабилизации нефти газ направляется на газокомпрессорную станцию. В качестве вспомогательных материалов на установки № 2 используется пресная вода для осуществления процесса обессоливания, а также газ (сухой, попутный нефтяной), используемый в качестве топлива для печей. На установке № 2 имеется реагентное хозяйство, предназначенное для хранения реагента и подачи его в поток сырой нефти, приходящей на установку № 3/2. Степень подготовки нефти определяется показателями, приведенными в табл. 2.9. Таблица 2.9 Группы нефти Наименование показателя Норма для нефти группы Метод испытания 1 2 3 1. Массовая доля воды, %, не более 0,5 1,0 1,0 По ГОСТ 2477-65 2. Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 100 300 900 По ГОСТ 21534-76 3. Массовая доля механических примесей, %, не более 0,05 По ГОСТ 6370-59 4. Давление насыщенных паров, кПа 66,7 66,7 66,7 По ГОСТ 17556-52 (мм. рт. ст.), не более (500) (500) (500) t=37,8 0С 5. Содержание хлорорганический соединений не нормируется. Определение обязательно. АСТМ Д 4929-99 6. Массовая доля сероводорода, ppm, не более 20 50 10 ГОСТ 50802-95, п.п.9.9 ГОСТ Р 51858-2002 7. Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, ppm, не более 40 60 100 ГОСТ 50802-95, п.п.9.9 ГОСТ Р 51858-2002 В качестве вспомогательных материалов на установке № 2 применяются газ, используемый в качестве топлива, пресная вода для осуществления процесса обессоливания, химические реагенты, такие как метанол и деэмульгаторы.Метанол используется для предотвращения образования кристаллогидратов и борьбы с ними. Для повышения эффективности разделения водонефтяных эмульсий на установку № 3/2 подаются следующие реагенты – деэмульгаторы с установки № 2: Прогалит-20/40, Диссолван-4411, Диссолван-4316, Диссолван-4490, Диссолван-2830, Реапон-4В, Реапон-СТХ-1, ДИН-4. Внесение изменений в существующий технологический процесс подготовки нефти не требуется. В настоящее время Ново-Запрудненское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления. Закачка воды была начата с 1965 года. Система ППД была введена на 9 объектах разработки Ново-Запрудненского поднятия: А4, Б0 (залежь западного участка), Б2 (залежь восточного участка), ДК’, ДК, ДI’, ДI (основная залежь), ДII’, ДII. На 01.01.2016 г. закачка ведётся в 13 скважин, из них одна остановлена [9]. В рассматриваемый период разработки Ново-Запрудненского месторождения в качестве источника водоснабжения для целей заводнения девонских продуктивных пластов предусматривается использование очищенных пластовых сточных вод, которые будут сбрасываться с Ново-Запрудненской УПСВ в объеме предполагаемой закачки. Для целей заводнения угленосных продуктивных пластов рекомендуется использовать высокоминерализованные подземные воды бобриковского водоносного горизонта, залегающие в пределах горного отвода Ново-Запрудненского месторождения в интервале глубин 1850-1870 м. Основными технологическими требованиями к рабочему агенту для заводнения являются [11]: • сохранение устойчивой приемистости нагнетательных скважин; • предотвращение осложнений при эксплуатации водоводов и оборудования системы заводнения из-за отложения неорганических солей; • предупреждение коррозионного износа водоводов системы заводнения и оборудования скважин; • предупреждение бактериальной жизнедеятельности в призабойной зоне нагнетательных скважин. Проведенное экономическое обоснование и оценка результатов расчета показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по замене АГЗУ-2 типа «Спутник» на АГЗУ типа «ОЗНА-Импульс» на Ново-Запрудненском месторождении экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 10180,04 тыс. руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ. В работе проведен: Литературно-патентный обзор на тему «Стабилизация нефти» Специальный вопрос на тему «Комплекс мероприятий по усовершенствованию системы сбора и подготовки нефти» 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 продуктивному пласту А4 башкирского яруса 4. Схема сбора нефти Ново-Запрудненского месторождения 5. Схема системы ППД Ново-Запрудненского месторождения 6. Технологическая схема УПСВ "Ново-Запрудненская" 7. Технологическая схема УПН "Алакаевская 8. Технологическая схема установки №3/1 УКПН-1 ЦПНГ-3 9. Технологическая схема установки 2 УКПН-2 ЦПНГ-3 10. Отстойник ОВ-100-1-2 Сборочный чертеж 11. Сепаратор нефтегазовый НГС-2-П-0,6-3000-2-Т-И Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам