Реферати українською » Геология » Вибір і розрахунок обладнання для депарафінізації нафтових свердловин в умовах НГВУ "ЛН"


Реферат Вибір і розрахунок обладнання для депарафінізації нафтових свердловин в умовах НГВУ "ЛН"

Страница 1 из 7 | Следующая страница

>ДИПЛОМНАЯ РОБОТА

ТЕМА: ВИБІР І РОЗРАХУНОКОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯДЕПАРАФИНИЗАЦИИ НАФТОВИХСКВАЖИН ЗА УМОВ НГВУ «>ЛН»


>СОДЕРЖАНИЕ

 

Запровадження

1. Геологічна частина

1.1Орогидрография

1.2 Тектоніка

1.3 Стратиграфія

1.4Коллекторские властивості продуктивних горизонтів

1.5 Фізико-хімічні властивості нафти, газу й води

1.6 Режим поклади

1.7 Конструкція свердловин

2. Технологічна частина

2.1 Характеристика фонду свердловин які уЦДНиГ № 1 НГВУ «>ЛН»

2.2 Основні дані про складАСПО і їх освіти нанефтепромисловом устаткуванні

2.3 Основні методи боротьби зАСПО, використовувані в НГВУ “ЛН” і аналіз їхній ефективності

2.3.1 Механічний метод, застосовуваний у НГВУ «>ЛН” для боротьби з відкладеннямиАСПО

2.3.2 Застосування покриттів для боротьби зАСПО

2.3.3 Фізичні методи, застосовувані в НГВУ «>ЛН” для боротьби з відкладеннямиАСПО

2.3.4 Хімічні методи, застосовувані в НГВУ «>ЛН” для боротьби з відкладеннямиАСПО

2.3.5 Теплові методи, застосовувані в НГВУ «>ЛН” для боротьби з відкладеннямиАСПО

3 Механічна частина

3.1Глубиннонасосное устаткування

3.2 Техніка й устаткування що застосовується длядепарафинизации свердловин у умовах НГВУ «>ЛН»

3.3 Техніка й устаткування припаротепловой обробці

3.4 Підбір основногоглубинно-насосного устаткування по свердловині

3.5 Визначення екстремальних навантажень, діючих на голівку балансира

3.6 Розрахунок на міцність склопластикових штанг

4 Спеціальна частина

4.1 Вибір устаткування подачі реагенту (інгібітору)

4.2 Конструктивний розрахунок елементів устрою для введення реагенту взатрубное простір під тиском

4.2.1 Розрахунок корпусу резервуара для реагенту

4.2.2 Розрахунок товщини стінки кришки резервуара

4.2.3 Розрахунок товщини стінки конічного днища

4.2.4 Розрахунокфланцевих сполук

5. Екологічна безпеку

5.1 Заходи з охорони навколишнього середовища проживання і надр за умов НГВУ “>ЛН”

5.2 Охорона атмосферного повітря

5.3 Охорона вод

5.4 Охорона земель

5.5 Охорона праці та техніка безпеки під час видаленняАСПО

6.Организационно-економический розділ

6.1 Техніко-економічна оцінка методів боротьби зАСПО по НГВУ “ЛН”

6.2 Організація профілактичних робіт на нафтопромислах і службіПРС боротьби зАСПО

6.3 Аналіз виходу з експлуатаціїглубинно-насосного устаткування за 2000 -2001 рр.

6.4 Заходи створені задля боротьбу зАСПО в НГВУ “ЛН”

6.5 Розрахунок економічну ефективність від запровадження і заправки дозаторів

Укладання

Література


ЗАПРОВАДЖЕННЯ

>Асфальто-смолистие і парафінові відкладення (>АСПО) зберігають у складі нафт майже переважають у всіх нафтовидобувних районах РФ. Щодо хімічного складуАСПО залежить від властивостей видобутої нафти,термо- і гідродинамічних умов продуктивних пластів, геологічних і фізичних особливостей, способу розробки та експлуатації родовищ.

>Парафиновие відкладення внефтепромисловом устаткуванні формуються переважно внаслідок випадання (кристалізації) високомолекулярних вуглеводнів за незначного зниження температури потоку нафти.

Склад парафінових відкладень залежить від складу нафти і термодинамічних умов, у яких формуються відкладення. Залежно та умовами кристалізації склад парафінових відкладень навіть у однієї свердловині дуже різноманітний. Відрізняються вони за змістуасфальтенов, смол i твердих вуглеводнів. Нерідко парафінові відкладення містять води і механічні домішки.

На інтенсивність парафінових відкладень впливаєобводненность продукції свердловинах.

>АСПО знижують продуктивність свердловин, збільшують знос устаткування, витрати електроенергії та тиск увикидних лініях. Тож зАСПО – актуальна завдання при інтенсифікації видобутку нафти.

Методи боротьби зАСПО передбачають проведення робіт із попередження випадання і видалення вже які утворилися опадів.

Попередження освітиАСПО досягається нанесенням захисних покриттів лежить на поверхні труб та устаткування згидрофильних матеріалів, і навіть введенням у потік видобутої нафти різних інгібіторів.

ВидаленняАСПО досягається шляхом чистки поверхні труб і устаткування механічними шкребками, теплової та хімічної обробкою продукції свердловин.

Багатоглубиннонасосние установки експлуатовані за умов НГВУ «>Лениногорскнефть» (далі НГВУ «>ЛН»), експлуатуються ввисокопарафинящихся свердловинах, де у насосі і трубах відкладається парафін. У НГВУ «>ЛН» застосовуються різні методидапарафинизации свердловин, але це найбільш ефективний хімічний метод запобігання відкладень парафіну із застосуванням інгібіторів. Часто хімічний метод застосовують у поєднані із тепловими і механічними методами.

У дипломному проекті приведено характеристикаРомашкинского нафтового родовища (геологічна частина); розглянуті методидепарафинизации нафтових свердловин експлуатованих за умов НГВУ «>ЛН», розташованої площеюРомашкинского нафтового родовища (технологічна частина); виконано добір і розрахунок устаткування використовуваного длядепарафинизации свердловин у НГВУ «>ЛН» (механічна частина). У штатівській спеціальній частини дипломного проекту розглянутодозировочное пристрійдепарафинизации застосовуваний у умовах НГВУ «>ЛН» при хімічному методі. Наведений розрахунок економічну ефективність застосовуваних методів і дана їх порівняльна характеристика. У дипломному проекті також розглянуті заходи щодо охорони навколишнього середовища проживання і надр за умов НГВУ “>ЛН”, охороні вод і земель у яких розташована експлуатована площа нафтового родовища.


1. >ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТИНА

 

1.1Орогидрография

>Западно-Лениногорская площа розташована ПівдніРомашкинского нафтового родовища. На півночі площа контактує зЮго -Ромашкинским, ніяких звань зЗай-Каратаевской на сході зВосточно -Лениногорской площами. Угеолографическом відношенніЗападно-Лениногорская площа єпересеченную місцевість з численними ярами і балками. Абсолютні позначки коливаються не більше від +100 до + 250 м. Більша частина площі займають лісові масиви.

Клімат району різкоконтинентальний - сувора зима з сильнимибуранами і спекотне літо. Переважна напрям вітрів - південно-західне. Найбільш холодним місяцем є - січень, має середню місячну температуру - 13,7 0 З , - 14,4 0 З. Найбільш теплим місяцем є липень - середня місячна температура коштує від +18,5 0 З, до + 19,5 0 З. Абсолютний мінімум температури сягає у Красноярську деякі роки до - 49 0 З. Максимальна літня температура сягає +38 0 З. Найбільше опадів випадає у липні (до 60 мм), мінімальне у лютому (до 17 мм).Грозовая діяльність від 40 до 60 годин на року.

Майданом проходять автомобільні дороги, що з'єднують містаБугульму,Альметьевск, Леніногорськ і промислові дороги. У адміністративному відношенніЗападно -Лениногорская площа розташована на земляхБугульминского іЛениногорского районів РТ, не більше землекористуванняБугульминского іЛениногорскогогосплемптицезавода, радгоспу “Підлісний”, радгоспу “Шлях до комунізму”, колгоспу імені КалінінаЛениногорского району.Западно-Лениногорская площа із трьох сторін охоплює місто Леніногорськ, межує зЮго -Ромашкинской площею. Крім містаЛениногорска площею розташовані села Верхній Каран,Дурасово,Тимяшево іРомашкино. На цей час площею є розвинена система збору, транспорту, й підготовки нафти, газу й води, підтримки пластового тиску, електропостачання, зв'язку, автоматики ітелемеханизации.

1.2 Тектоніка

>Ромашкинское нафтове родовище приурочено до великої структурі платформного типу - Південному куполу Татарської зводу. Ця структура чітко простежується поверхнею кристалічного фундаменту, і навіть помаркирующим поверхням девону і карбону.Западно -Лениногорская площа розташована на південно-східному схилі Південного бані.

У межах площі вивчення тектоніки проводилося по структурної карті, побудованої по покрівліпашийского горизонту (підошваренери “Верхній вапняк”). Абсолютні позначки цієї поверхні коливаються від 1955 м північ від площі (зонаЮжно -Ромашкинскогоразрежающего низки, ділянки свердловин 2081, 1085, 2087, 1077 а, 2096) до 1497,8 (>скв 3542,южно- східна частина).Западно -Лениногорская площа витягнута всубтронном напрямі, переважно попростиранию поверхні “верхнього вапняку.

Загальна картинамоноклинальности ускладнюється окремими невеликими виступами всубмеридиальном напрямі. У тому числі найважливішими прогини західному кордоні площі (лінією свердловин 2080, 3551, 6243, 6443, 6427 амплітуда до 13 м). Із заходу виступ обмежується прогином лінією свердловин 2094 - 6444, Сході поволі перетворюється намоноклинальний схил. Менші розміри мають виступ в південно-східної частини площі (свердловини 6456, 8723, 8761) прогини лінією свердловин 6224- 6388, 6161, 6162, 6392. Усі перелічені структури є по відкладенню домоноклинальному схилу не більше площі структурами 2-го підряду.

З структур 3-го підряду можна назвати невеликі виступи (свердловини 6215,6215а, 6079) і прогини (6017, 6224, 6313) що ускладнюють структури 2-го порядку, мають звичайну форму, близьку доизотермической і зафіксовані у1-2-х свердловинах.Угли падіння площею становить 10 , зазвичай становлячи кілька хвилин (0,7°). Більше різким якого є у центрі площі, на лінії свердловини 697- 3542, де сягає величини 0°12>.

Структурні плани продуктивних пластів горизонти Д1 (а; б1,2;б3; в; р; буд.) переважно збігаються зі структурним планом поверхнірапера “ верхній вапняк “. Розбіжність докладно пояснюються особливостями складання структурних карт по поверхням продуктивних пластів, колистратиграфическая поверхню може місцями замінюватись поверхнеюлитологической.

1.3 Стратиграфія

Найбільш древнімиобразованьями, які розкрито свердловинами, є породи кристалічного фундаменту, вік яких визначено як -архейский.Сложени вони абометаморфизованними породами, представленимибионито -гранитовими,бионито -платопладовими ібионито -склинятовимигнейсами, абоизверженними породами,внедрившимся в товщугнейсов. До древнім гранітам ставлятьсяплатоплодовиегранито-гнейси, кварцовідиорити,габурдиайоди. Зона розвитку магматичних порід характеризуєтьсяполосовими аномаліями, гравітаційними і магнітними полями. Їх характерна вузька лінійна протяжність.

До складу осадової товщіРомашкинского родовища входять відкладеннядевонской, кам'яновугільної, пермської ічетвертичной систем.Породипалеозойского осадового комплексу залягають наметаморфизованном первинне-осадочномкристаллизационном фундаменті.

>Девонские освіти у межахРомашкинского нафтового родовища представлені двома відділами - середніми і верхніми. У середньому відділі виділяються два ярусуейфельский іалевролито -глинистими породами.

>Пашийский обрій є основним промисловим об'єктом даного родовища. Нижня його кордон - покрівляаргелитовой пачки (репер “глина “) над шаром Д2 . Верхня кордонпашийского горизонту проводиться у разі підошві карбонатної пачки “ верхній вапняк “. Потужність горизонту коштує від 24 м (північно-східна частина) до 52 м (південно-західна частина родовища).

>Пашийский обрій представлений п'ятьмаалевролито - піщаними пачками (пласт Д1 - а, Д1 - б, Д1 - в, Д1 - р, Д1 - буд.),подразделеннимиалевролито -глинистими відділами. Допашийским відкладенням (горизонту Д1) >нижнефранскогоподъяруса приурочена основна покладРомашкинского родовища. Нафта належить до типу смолистих, сірчистих іпарафинистих. Питома вага смол 27 - 37 %, парафіну 53 %, середня в'язкість нафти родовищу становить 30сП.

Початковий статичний рівень підземних вод,терригенной частини девонуРомашкинского родовища (до його розробки) перебувала на абсолютних оцінках мінус 15 - 25 м.Пластовое тиск на контурінефтеносности горизонту Д1 = 17,5Па.

Зараз рух рідини в обрії Д1 переходить від нагнітальних лав і експлуатаційним. Швидкість руху шарових вод в обрії Д1 підвищується проти природною, що існувала на початок розробки родовища, на сотні тисяч разів. Упьезометрических свердловинах на горизонтах Д1 і Д2 статичний рівень вимірюється зараз у межах оцінок мінус 292 м. плюс 217 м; пластовий тиск 14,5 – 21,0Па.

У зв'язку з збільшенням закачуванням холодної води до дільниць горизонту Д1,геотермические умови її також кілька змінюються убік деякого зниження пластовій температури.

1.4Коллекторские властивості продуктивних горизонтів

 

>Коллекторские властивості експлуатаційного об'єкта охарактеризовані в таблиці 1.

Таблиця 1

Метод

дослідження

Найменування

>Проницаемость

>мкм2

>Пористость Початкова
>нефтенасищенность >Газонасищенность

Лабораторні

дослідження

керна

Кількість свердловин

Кількість визначень

Середнє значення

Коефіцієнт варіації

29

505

0,384

67,3 %

30

605

20,9

16,6 %

18

400

0,818

14,2 %

-

-

-

-

Лабораторні

дослідження

керна

Інтервал

зміни

параметрів

0,001 - 1,3 3,2 - 28,2 0,228 - 0,967 -

>Геофизические

дослідження

керна

Кількість

свердловин

Кількість визначень

Середнє значення

212

389

0,283

454

1270

18,8

451

1248

0,805

-

-

-

Вони отримані виходячи з досить представлених лабораторних досліджень кернів і результатів досліджень геофізичними методами.

Привертає увагу як значно менше свердловин, якими бути відібранийкерновий матеріал, і вищі значення параметрів, проти результатами геофізичних досліджень. Інтервали виміру параметрів досить значні і особливо зкерновим даним, що на значну неоднорідність колекторів, що становлять продуктивні пласти. Загальна товщина горизонту змінюється не більше площі від 26,0 до56,0м становлячи загалом 39 м, нафтова загалом дорівнює 9,8 м змінюючись не більше від 2,0 до 30 м її середня ефективна товщина дорівнює 18,6 м змінюючись від 4,0 до 38,0 м.

Бо у межахводонефтяной зони розглядаються пласти з підошовної водою, їх загальна і ефективна товщина дорівнює. Властивістюсложенности будівлі експлуатаційного об'єкта площі можуть бути дані, приведені в таблиці 2.

Таблиця 2

Кількість свердловин

що використовуються визначення

Коефіцієнтпесчанности, До п

Коефіцієнтрасчленности, До р

Середнє

значення

Коефіцієнт варіації

Середнє

значення

Коефіцієнт варіації
235 0,35 40,0 4,5 28,0

 

За даними можна дійти невтішного висновку про наявність у розрізі об'єкта значної кількості пластів, співвідношення ефективної товщини продуктивної частини й загальної товщини горизонту Д1 не більшеЗападно -Лениногорской площі.

1.5 Фізико-хімічні властивості нафти, газу й води

 

Фізико-хімічні властивості нафти, газу й водипашийского горизонту Д1 >Западно -Лениногорской площі досліджувалося в “>ТатНИПИ нафту” ЦПК містаАльметьевка. Параметри шарових нафт змінюються у таких межах: тиск насичення від 7,41 до 9,32МПа, середнє - 8,09МПа,газосодержание від 46,4 до 78,9 м3/т, середнє 60,2 м3/т; об'ємний коефіцієнт від 1,128 до 1,210 , середнє - 0,8048; в'язкість від 2,3 до 5,05МПа·с, середнє - 3,4мПа·с.

Параметри поверхневих нафт змінюються у таких межах: щільність нафти - 0,8578г/см3; в'язкість від 10,5 до 26,1мПа·с; середнє - 14,6 при 20 0З; вміст сірки від 0,7 до1,3;среднее значення - 1,1; смолсеменогелевих від 26,0 до 28; середнє 27,0 параметрів від 1,0 до 3,6, середнє 2,8; вихід світлих фракцій до 100 0З- 7,3 % обсягу; до 200 0З - 26,2 % обсягу; від 300 0З - 48,2 % .

Отже, нафти горизонту Д1 за своїми властивостями можна віднести до сірчистим іпарафинистим.

Аналіз даних свідчить у тому, що середнє величини деяких параметрів нафти і є з порівнянню з прийнятими на дату затвердження запасівГКЗ загаломЛениногорской площі. Це сталося результаті обліку додаткової інформації з аналізам,отобранним наступного року і виключення неякісних аналізів при підготовки їх до автоматизованої обробці.

Підземні водитерригенного девонуЗападно -Лениногорской площі за складом ставляться до хлор -натриевому типу із високим вмістом кальцію, із незначною кількістю сульфатів ігидрокарбонатов. Загальна мінералізація води від 252 до 280г/м, загалом 270г/м. Уионно-солевом складі переважають хлориди (загалом 160г/м3 і натрій 70,8г/м3), щільність води загалом - 1,186г/см3 , в'язкість - 1,9мПа·с.

У природничих, не порушених закачуванням води, умовах перетворюється на підземних водахтерригенного девону сірководень відсутня. При про закачуваннясульфатних вод, змістсульфатвосстанавливающих бактерій в шарових умовах проектується сірководень у кількості 26 - 96 мг/л.

>Газонасищенность підземних вод 0,248 - 0, 368 м3/т, знижується у міру віддалення від нафтових покладів. У складірастворенного у питній воді газу переважає метан.


1.6 Режим поклади

>РазбуриваниеЗападно-Лениногорской площі почалося 1962 року відповідно до технологічної схемою розробки 1959 року із західного частини по сітці800x650 м.

У наступні рокиразбуривания і введення площі проводиться у разі окремих ділянок з одночасним бурінням оціночних свердловин на введених у розробку зонах.

>ЭксплуатируетсяЗападно-Лениногорская площу перейменують наупруговодонапорном режимі. Напір вод створюється шляхом штучного нагнітання води в 95 нагнітальних свердловин. Початковий пластовий тиск 175атм.; поточне - 170атм.; компенсація відбору рідини - 0,5 % .

Страница 1 из 7 | Следующая страница

Схожі реферати:

Навігація