ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 28.04.2024
Просмотров: 59
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
ННК Н 10-22Лутфуллина Э.А.
Группа 4Н197-1
8
Дипломный проект
Министерство образования и науки Республики Башкортостан
Государственное автономное профессиональное образовательное учреждение
Нефтекамский нефтяной колледж
Специальность 21.02.01
Группа 4 Н 197-18
Механизм образования АСПО и технология тепловых
методов борьбы с ними при эксплуатации скважин,
оборудованных ШНУ в условиях КЦДНГ-6 КР УДНГ
Пояснительная записка
ННК Н197-18.040.10-22 ПЗ
Дипломник Лутфуллина Э.А.
Руководитель дипломного проекта Никитина А.В.
Содержание
| | Лист |
| Введение | 6 |
| 1 Геолого-промысловый раздел | 7 |
| 1.1 Общие сведения о месторождении | 7 |
| 1.2 Литолого-стратиграфический очерк | 9 |
| 1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды | 12 |
| 2 Раздел нефтегазопромыслового оборудования | 16 |
| 2.1 Оборудование, применяемое при данной технологии | 16 |
| 2.2 Расчет оборудования | 29 |
| 3 Раздел технологических процессов эксплуатации нефтяных и газовых месторождений | 33 |
| 3.1 Технология проведения работ | 33 |
| 3.2 Технологическая эффективность проведенной технологии | 47 |
| 3.3 Расчет технологических процессов | 52 |
| 4 Экономический раздел | 58 |
| 4.1 Краткая аннотация | 58 |
| 4.2 Расчет сметы затрат на проведение мероприятия | 58 |
| 4.3 Расчет экономической эффективности от предлагаемого мероприятия | 63 |
| 5 Раздел промышленной и экологической безопасности | 68 |
| 5.1 Промышленная безопасность | 68 |
| 5.2 Экологическая безопасность | 70 |
| Заключение | 72 |
| Литература | 73 |
| Приложения: Электронная презентация формата А-4 в объеме 18 листов | |
Введение
Одним из наиболее распространённых механизированных способов эксплуатации скважин является способ с использованием скважинного насоса с приводом, расположенным на поверхности. Свыше 70 % действующего фонда скважин оснащены штанговыми насосными установками (ШНУ).
При добыче парафинистой нефти серьезной проблемой, вызывающей осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются отложения парафина, формирование которых приводит к снижению производительности системы и эффективности работы насосных установок.
Как известно, борьба с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) в процессах добычи нефти ведется по двум направлениям: предотвращение отложений и удаление уже сформировавшихся отложений. Выбор оптимальных способов борьбы с АСПО и эффективность различных методов зависит от многих факторов, в частности, от способа добычи нефти, термобарического режима течения, состава и свойств добываемой продукции.
Несмотря на большое разнообразие методов борьбы с отложениями парафина, проблема еще далека от разрешения и остается одной из важнейших в нефтедобывающей отрасли, поэтому данный вопрос на сегодняшний день является актуальной задачей.
В дипломном проекте рассматривается механизм образования АСПО и описывается технология тепловых методов борьбы с ними при эксплуатации скважин, оборудованных ШНУ в условиях КЦДНГ-6 КР УДНГ.
1 Геолого-промысловый раздел
1.1 Общие сведения о месторождении
Татышлинское нефтяное месторождение расположено в северной части Татышлинского района республики Башкортостан. На юго-западе граничит с Югомашевским, на северо-западе с Куедино-Красноярским и на северо-востоке с Этышским месторождениями. Два последних расположены в пределах Пермской области, причём с Куединским месторождением граница проведена по линии горного отвода.
Месторождение разведкой открыто в 1960 г. (скважина №1). В промышленную разработку вступило в 1970 году, разрабатывается цехом по добыче нефти и газа №6 НГДУ «Краснохолмскнефть».
В геоморфологическим отношении площадь месторождения представляет собой слабо всхолмлённую равнину, сильно расчленённую овражно-балочной и речной системами. Наиболее приподнятые части площади представлены цепью мелких эрозионных холмов, протягивающихся полосой с юго-запада на северо-восток. Отметки рельефа на водоразделах достигают 225-230 м., в поймах рек понижаются до 105-110 м. Основная гидросеть района относится к бассейнам р.р. Буй и Быстрый Танып и представлена р.р. Ари и Б. Юг с их многочисленными мелкими притоками.
Территория месторождения расположена в лесостепной зоне. Небольшие лесные массивы занимают северо-западную и юго-восточную части площади. Лес смешанный, с преобладанием хвойных пород. Представлен: елью, пихтой, сосной, берёзой, осиной, липой, дубом. Лиственные леса приурочены преимущественно к речным долинам, где к вышеназванным их разновидностям добавляются ольха, ива, вяз.
Луга на территории месторождения распространены преимущественно по окраинам лесных массивов и вдоль рек.
Месторождение относится к третьей климатической зоне России.
Климат района умеренно континентальный с продолжительной морозной зимой и жарким летом. Среднегодовая температура равна +1,5 ℃ , января – 15,5 ℃, июля +18,3 ℃, абсолютный min температуры - 41℃, абсолютный max температуры +35℃. Среднегодовое количество осадков 450 - 500 мм, и наибольшее количество осадков приходится на осенние и зимние месяцы. Высота снежного покрова 0,8 – 2 м. Максимальная глубина промерзания грунта - 1,0 м.
Район сельскохозяйственный, основное занятие населения – земледелие и животноводство, в меньшей степени лесное хозяйство.
Промышленное развитие определяется в основном нефтедобывающей отраслью. Из полезных ископаемых кроме нефти широкое распространение имеют строительные материалы: глины, известняки, песок, гравий. Месторождение связано с окружающими районами автодорогами. В 13 км. к югу от месторождения находится районный центр Верхние Татышлы, в 90 км на северо-запад находится железнодорожная станция - г. Янаул. На территории месторождения находится 8 населенных пунктов: Ст. Кайпан, Нов. Кайпан, Буль-Кайпан, Карманово, Солдово, Беляшево, Бадряш, Аук-Буляк. Электроснабжение осуществляется от высоковольтной сети через подстанции «Татышлы», «Кайпан» и «Бадряш»110/35/6 кв.
Закачка пластовой воды производится от УПС–6 через 7 шурфов с установками ЭЦН–250/1800 и ЭЦН – 400/1250 через водораспределительные блоки. Для более эффективной работы системы ППД, на строящейся УПС-46 оборудовано 3 шурфа с установками ЭЦН–125/1200, для дальнейшего подпора закачиваемой пластовой воды.
На природный и сельскохозяйственный ландшафты накладывается промышленный ландшафт - нефтедобывающий. По территории месторождения проходит сеть промысловых коммуникаций: высоконапорные водоводы, нефтепроводы системы нефтесбора, магистральный нефтепровод «Чернушка – Кутерем» Добытая нефть по напорному нефтепроводу поступает в Четырмановский парк и далее перекачивается в Краснохолмский нефтепарк и на головные сооружения станции Кутерем.
1.2 Литолого-стратиграфический очерк
Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивных пластов изучались по данным лабораторных исследований керна, результатам интерпретации ГИС и гидродинамическим исследованиям скважин.
Нефтеносность для песчаников терригенной толщи нижнего карбона определялась с помощью зависимости, полученной по результатам лабораторных исследований кернов нижнего карбона. Исследования проводились в институте БашНИПИнефть. Газонасыщенность определена по результатам лабораторных исследований при определении физических свойств нефти в пластовых условиях.
Тип залежи — массивно-слоистая, структурная; углы падения – 2-3°. Имеются прослои и линзы мощностью 0,4-9 м, плотные прослои - 0,4-4 м (в нижней части разреза). Нефть тяжелая, сернистая, высоковязкая с большим содержанием смол и асфальтенов, сероводород содержится в нефти (0,18 % мольных), в газе (1,23 % мольных), в пластовой воде - определен качественно.
Нефти Татышлинского месторождения имеют низкие газосодержание и давление насыщения, существенно повышенную вязкость нефтей всех пластов, низкие пластовое давление и температуру.
Нефтеносны песчаники ТТНК (до 7 пластов) кыновского. пашийского (Д1) и муллинского (ДН) горизонтов и известняки среднего карбона (башкирский ярус), нижнего карбона (серпуховский и турнейский ярусы), верхнего девона (фаменским ярус 3 интервала). Приурочено к серии валообразных и куполовидных поднятий (до 15) небольшого размера, разделенных прогибами.
Тульский горизонт
Коллектор пласта CIV представлен песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, алевритистыми, не отсортированными. Зерна кварца угловатые, размером 0,02-0,15 мм, преобладают размеры 0,10-0,15 мм. Примесь алевритового материала достигает 30-40%, цемент углисто-глинистый, прослоями глинистый, базальный. Коллекторские свойства пласта изучались по данным лабораторных исследований керна: пористость из нефтяной части пласта по керну определена по 71 образцу из 15 скважин, проницаемость из нефтяной части по 43 образцам из 14 скважин. По результатам лабораторных исследований керна проницаемость пласта CIV изменяется от 0,072 до 1,002 мкм2, среднее значение проницаемости пласта 0,438 мкм2. Проницаемость нефтяной части пласта изменяется в пределах 0,016-1,21 мкм2, составляя в среднем 0,419 мкм2. Среднее значение пористости по керну равно 0,211 д.ед., она изменяется в пределах 0,172-0,259 д.ед. Пористость по ГИС (158 определений из 153 скважин) изменяется от 0,155 до 0,248 д.ед. Среднее значение пористости по ГИС равно 0,209 д.ед. Принятая пористость при проектировании равно 0,210 д.ед.
Коллектор пласта СV представлен песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, не отсортированными, сильно алевритистыми. Зерна кварца в большинстве угловатые, иногда полуокатанной формы, размеры 0,05-0,25 мм, преобладает размер фракции 0,1-0,2 мм. Цемент глинистый, участками углистый, порового типа (0,01-0,03 мм). Поры сообщаются между собой. Пористость из нефтяной части пласта по керну определена по 201 образцу из 26 скважин. Среднее значение пористости по керну равно 0,223 д.ед., изменяется от 0,165 до 0,273 д.ед. Пористость по ГИС (252 определений из 246 скважин) изменяется от 0,162 до 0,267. Среднее значение пористости по ГИС равно 0,227 д.ед. Принятая пористость при проектировании равно 0,225 д.ед. Проницаемость пласта по данным исследования керна (85 определений из 85 скважин) изменяется от 0,031 до 1,824 мкм2. Среднее значение 0,516 мкм2.
Песчаники пласта CVIо состоят из зерен кварца фракции 0,25-0,10 мм и 0,10-0,06 мм. Содержание фракции 0,25 мм небольшое. Пористость по керну изменяется в диапазоне от 0,17 до 0,25 д.ед., среднее 0,213 д.ед. Пористость по ГИС (264 определений из 264 скважин) изменяется от 0,152 до 0,256 д.ед. Принятая пористость при проектировании равно 0,213 д.ед. Проницаемость по керну (62 определений из 21 скважин) равно 0,462 мкм2, она изменяется в пределах 0,012-3,862 мкм2.
Бобриковский горизонт
Пласт CVI1 представлен песчаниками кварцевыми, разнозернистыми, не отсортированными; преобладают полуокатанные формы зерен. Пористость из нефтяной части пласта по керну определена по 7 образцам из 3 скважин, она изменяется от 0,185 до 0,250 д.ед Среднее значение 0,219 д.ед. Пористость по ГИС (20 определений из 16 скважин) изменяется от 0,179 до 0,280 д.ед. Среднее значение 0,213 д.ед. Принятая пористость при проектировании равно 0,220 д.ед.
Проницаемость по керну изменяется в диапазоне от 0,043 до 3,723 мкм2, среднее значение 1,182 мкм2.
Турнейский ярус.
Породы–коллекторы турнейского яруса, по данным литолого-петрографических исследований, представлены известняками пористыми, сгустково-комковыми. Породы сложены мелкими сгустками пелитоморфного карбоната кальция, обломками члеников криноидей, острапод, брахиопод, сцементированных обильным базальным мелкозернистым кальцитом, образовавшимся в результате полной перекристаллизации многочисленных обрывков трубчатых водорослей. Встречаются округлые комки пелитоморфного карбоната кальция. Размер фрагментов породы варьируется от 0,03 до 1,0 мм и единичные мелкие каверны размером до 2 мм. Цемент породы мелко-среднезернистый, часто трудно различимый в пестрой массе породы.
