На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Газодобывающей промышленности

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 21.05.2012. Сдан: 2011. Страниц: 25. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Содержание
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………………...
1 ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ……………………………………………………………...
1.1Общие сведения  о месторождении……………………………………………….                                                                                           
      История геологической изученности и разработки
месторождения………………………………………………………………………...                                                                                                                                   
      Стратиграфия………………………………………………………………….......                                                                                                                                   
      Тектоника………………………………………………………………………….                                                                             
      Нефтегазоносность………………………………………………………………..
1.5 Водоносность……………………………………………………………………...                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…………………………………………………
      Анализ системы разработки……………………………………………………...                                                          
      Мероприятия по борьбе с парафина отложениями……………………………..                      
      Парафиноотложения при существующей системе добычи, сбора,
подготовки и  транспорта сырья……………………………………………………...                                                                                             
      Существующее положение профилактики и удаления
парафиноотложений…………………………………………………………………..
      Выводы и рекомендации по предотвращению и удалению парафиноотложений………………………………………………………………......
      Профилактика парафиноотложений на проектируемых сооружениях. Саттелитная установка………………………………………………………………..                                                                                              
      Основные принципы выбора, контроль качества и эффективности ингибиторов парафиноотложений…………………………………………………...                                                                         
      Основные направления исследований и организации работ по предупреждению и удалению парафиноотложений………………………………..                                                                     
2.9 Расчет газосепарации фонтанных подъемников………………………………..                                                                             
    ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ……………………………..
      Приоритетность охраны труда…………………………………………………...                                                       
      Характеристика объектов промыслового обустройства по взрывопожароопасности……………………………………………………………...                                                             
      Технико-технологические решения по обеспечению безопасности производства…………………………………………………………………………..                                                                                                
      Охрана атмосферы воздуха, гидросферы и почвы……………………………...                                                                                                                                     
      Анализ воздействия нефтепромысла на компоненты биосферы………………                                                                                          
      Инженерные и природоохранные мероприятия по защите
окружающей среды…………………………………………………………………...                                                        
4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ……………………………………………………
4.1 Организация  труда………………………………………………………………..                                                                           
4.2 Организация  труда и его оплата…………………………………………………                                                    
4.3 Определение прироста объема продукции после
внедрения мероприятия………………………………………………………………                                                                  
4.4 Себестоимость добычи газоконденсата…………………………………………                                           
Заключение……………………………………………………………………………
Список использованной литературы…………………………………………….........
Приложение……………………………………………………………………………. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

       ВВЕДЕНИЕ 

       Интенсивное развитие газодобывающей промышленности требует повышения эффективности процессов добычи природного газа и конденсата, увеличение компонентной отдачи пластов, совершенствования систем разработки и способов эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений, улучшения методов промысловой подготовки газа и конденсата.
       Опыт  газодобывающей промышленности показывает, что основной проблемой является увеличение полноты извлечения газа и конденсата из продуктивных пластов.
       Газовое или газоконденсатное месторождение  представляет собой сложную структуру, состоящую из большого числа элементов (скважины, установки комплексной подготовки газа, трубопроводы и т.д.), взаимодействующих между собой и внешней средой на разных уровнях.
       С увеличением фонда газовых скважин  всё более существенное значение приобретают вопросы их эксплуатации, поскольку это влияет на разработку месторождения в целом. Учёт интерференции скважин необходим при принятии таких технологических решений, как изменение режима работы действующих скважин или выбор мест бурения новых, для более полного охвата пласта фильтрацией, особенно в условиях проявления начального градиента давления.
       К настоящему времени для анализа  и контроля за процессом разработки газовых и газоконденсатных месторождений  используется определённая система  сбора соответствующей информации (замер дебитов, забойных, устьевых, пластовых давлений, конденсата содержания в добываемом газе и т.п.). При реализации методов интенсификации добычи газа и конденсата необходимо оперативно осуществлять контроль и оценивать их эффективность для поэтапного принятия решения. При значительных объёмах опытно-промышленных работ требуется проведения большого количества замеров различных технологических параметров, что в свою очередь, требует значительного времени. В этих условиях применяются различные математические методы, позволяющие по небольшому числу измерений какого-либо параметра, например дебита скважин, восстанавливать значения дебитов по большому фонду скважин.
       Повышение эффективности разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений  связаны с расширением и углублением  о свойствах газоконденсатных систем, особенностях их фильтрации в продуктивных пластах, с изучением физико-химических процессов, сопровождающих движение систем в пористых средах.
       Даный проект выполнен в соответствии с заданием кафедры НГД – Разработка на дипломное проектирование.
       Проект  состоит из четырех частей: 
       - Основная часть;
       - технико-технологическая часть;
       - охрана труда и окружающей среды;
       - экономическая часть.
       В технико-технологической части проекта рассматривается геологическая изученность месторождения, нефтегазоносность, отражено состояние разработки, способы эксплуатации и соответствующие расчеты.
       В разделе «Охрана труда» приведены  и рассмотрены вредные и опасные  факторы при освоении скважин  и защитные меры при проведении работ.
       В разделе «Охрана окружающей среды»  отражено влияние вредных производственных факторов на биосферу и  рассмотрены мероприятия по предотвращению загрязнения окружащей среды.
       В экономической части произведен анализ вложений на внедрение, а также период окупаемости проекта. 

       Воды  слабоминерализованные, гидрокарбонатно-кальциевые с минерализацией до 1-3 г/л, дебит скважины 26-100 м3/сут. Климат района резко континентальный. Температура воздуха от минус 40 °С (зимой) до плюс 40 °С (летом). Превалируют ветры юго-восточного и северо-западного направлений. Среднегодовое количество осадков составляет 300 – 350 мм, выпадающих в основном осенью, зимой и весной. Глубина промерзания грунта колеблется от 1 до 1,5 м в зависимости от толщины снежного покрова. Продолжительность отопительного сезона 176 дней (с15.10 по 15.04). Растительность типичная для сухих степей. В пределах площади проектируемых работ степи сплошь распаханы. Очень большое количество паразитных насекомых. 

    1.2 История геологической изученности и разработки месторождения 

       Сейсмические  работы методом отражённых волн (МОВ) с магнитной регистрирующей аппаратурой  по редкой сети профилей (по 10 км.) впервые на Карачаганакской площади были проведены Уральской геофизической экспедицией (УГФЭ). В 1970 – 1972 гг. по их результатам было выявлено Карачаганакское подсолевое поднятие, представлявшее собой антиклинальную структуру с размерами 5х9 км и амплитудой 150 км по отражающему горизонту “П ” - подошва соленосных отложений кунгура.
       В результате переинтерпретации материалов в ходе тематических работ структура по отражающему горизонту была значительно уточнена и вырисовывалась в виде брахиантиклинами с размерами 10х20 км, амплитудой более 400 м с минимальной отметкой в своде 4400 м. Эти материалы были положены в основу рекомендаций на заложение параметрической скважины (П-10).
       В 1978-1979 гг. на Карачаганакской площади были проведены детализационные сейсмические работы методом отражённой глубинной точки (ОГТ) в объёме 770 пог. км по методике 12-кратного и частично 6-кратного перекрытия.
       В 1981-1983 гг. на Карачаганакской площади продолжались детализационные комплексные геофизические исследования с задачей уточнения геологического строения подсолевой структуры.
       В процессе тематических работ проводилась  комплексная интерпретация данных сейсморазведки и гравиметрии, сейсморазведка и электроразведка.
       Анализ  структурных построений, выполненных  на различных стадиях разведки показывает, что бурение и детализационные  работы по сейсмораведке МОГТ последовательно  уточняли конфигурацию структуры, изменяя её значительно. В 1984-1985 гг. дополнительные уточняющие исследования МОГТ по системе 24-кратного прослеживания были проведены в переферийных частях Карачаганакской структуры. Их результаты в целом подтверждали ранее выполненные структурные построения.
       В период с 1978 г. по 1985 г. в пределах Карачаганакской площади отработано более 6000 пог. км профилей МОГТ и МОГТ-ШП. Полученный сейсмический материал неоднороден по качеству прослеживания подсолевых горизонтов. Участкам, перекрытым соляными куполами, соответствуют зоны пониженного качества прослеживания подсолевых отражений. Вместе с тем большая плотность сейсмических профилей на структуре, многовариантность обработки сейсмических данных на ЭВМ, интерпретация сейсмической информации с применением принципов структурно-формационного и сейсмо-стратиграфического анализа позволили создать надежную структурную основу для размещения поисковых и разведочных скважин.
       В июле 1982 года бригадой специалистов был разработан план проведения дополнительных сейсморазведочных работ в новой, более эффективной модификации объёмной сейсморазведки (МОС) с отработкой плотной сети профилей МОГТ. Основной геологической задачей этих работ являлось получение надёжной сейсмической информации по наиболее сложно построенному участку подсолевой структуры за счет высокой плотности наблюдений, трёхмерной миграции волнового поля, изучение пространственных динамических особенностей колебаний. 

    1.3 Стратиграфия 

       На  площади проектируемых работ  наиболее древними вскрытыми отложениями  являются отложения нижнего девона /скв.  15, Д-5/. Описание нижележащих отложений делятся по аналогии с районами Бузулукской впадины, Восточно-Оренбургского и Соль-Илецкого сводов.
       По  данным сейсморазведки на площади проектируемых  работ глубина залегания фундамента /горизонт “ф”/ составляет порядка 7-9 км.         
       Верхнепротерозойская  группа – РR - Региональное распространение в данном районе имеют два комплекса - рифейский и вендский.
       Сложен  он толщей красноцветных пород молассовидного облика с грубым чередованием КПШ гравелитов, песчаников и аргиллитов.
       Вендский  терригенный комплекс бурением вскрыт в пределах Восточно-Оренбургского  свода. Толщина комплекса предположительно составляет 600-800 м. Отложения, трансгрессивно залегающие на фундаменте или отложениях рифея, представлены серо-цветными песчаниками и аргиллитами с подчинёнными прослоями карбонатных пород.
       Палеозойская  группа - PZ Ордовикская и силурийская системы – О-S.
       Отложения ордовика установлены на востоке  и юге Восточно-Оренбургского  свода, в пределах Соль-Илецкого свода и в прогибе, разделяющие их. Максимальная толщина отложений вскрыта скв. 1. Красный яр в бортовой части Соль-Илецкого свода. Скважина по ордовикским отложениям прошла 2020 м и не вскрыла их на полную мощность.
       На  юге и востоке Восточно-Оренбургского свода так же вскрыты силурийские отложения, максимальная толщина их составляет 40 м.
       Нижнепалеозойские отложения сложены плотными песчаниками  и аргиллитами серого цвета с  прослоями карбонатных пород.
       В разрезе Карачаганакской площади предполагается присутствие нижнепалеозойских отложений общей толщиной порядка 1000 м.
       Керн из интервала 6245 – 6248 м представлен аргиллитами тёмно-серыми с буроватым оттенком.
       Вскрытая  толщина нижнедевонских отложений  составляет около 30 м.
       Средний отдел Д2 - Среднедевонские отложения вскрыты поисковыми скважинами Д-6 и 15 и представлены эйфельским и живетским ярусами.
       Отложения эйфельского яруса, по данным скважины Д-5 состоят из карбонатно-глинистой  толщи, предположительно бийского возраста /интервал 6218 – 6081 м/, карбонатной /интервал 5980 – 5955 м / толщин, предположительно афонинского возраста. В скважине Д-5 эта толща имеет аналогичную характеристику и, скорее всего, может расцениваться как покрышка.
       Верхний отдел. Д3 - Верхнедевонские отложения представлены фаменским ярусом. Нижне-среднефаменские нерасчленённые отложения со стратиграфическим перерывом перекрывают среднедевонские отложения. Наиболее полно разрез нижне-среднефаменских отложений изучен в 15 скв., где встречаются прослои серых и тёмно-серых органогенно-обломочных известняков, и почти чёрных мелко кристаллических доломитов. Лишь в южной части месторождения известняки имеют подчиненное значение.
       Верхнефаменские отложения имеют чёткую палеонтологическую характеристику по фораминиферам, частично по водорослям. Толщина верхнефаменских отложений достигает до 368 м, и в краевых частях поднятия.
       Каменноугольная система – С - Отложения каменноугольной системы, вскрытые на всей изученной площади, представлены нижним и средним отделами.
       Нижний отдел – С1 - Нижние каменноугольные образования представлены турнейским визейским и серпуховским ярусами.
       Турнейский  ярус представлен нижним подъярусом и литологически не отличается от верхнефаменских. Толщина колеблется от 5-79 м.
       Визейский ярус перекрывает турнейские отложения с небольшим перерывом и определяется по редкой литологической смене водорослево-сферовых известняков органогенно-обломочными разностями или термоцветными глинисто-битуминозными доломитизированными известняками. Мелководный тип представлен известняками биоморфно-детритовыми толщиной до 1448 м, рифовый тип – известняками светло-серыми преимущественно водорослями толщиной до 623 м, глубоководное темно-серыми и серыми плитчатыми, микро слоистыми известняками и доломитами толщиной до 27 м.
       Ассельский  ярус сложен тремя типами разреза. Первый боигенными известняками. Второй – склоновый биоморфно-детритовыми известняками. Третий – глубоководные, почти чёрные битуминозные породы. Максимальная толщина ассельских отложений биогенного типа достигает 557 м, склонового от 42 до 216 м. Глубоководные ассельско-артинские отложения общей толщиной 20-40 м на ярусы не подразделяются.
       Сакмарский  ярус - в рифовой фации представлен  серыми водорослевыми известняками, в склоновых типах - органогенно-детритовыми и пелитоморфными известняками. Толщина первого типа от 23 до 90 м, второго от 15 м до 56 м.
       В относительно глубоководном типе разреза  сакмарские отложения выделяются условно.
       Артинский ярус - в рифовом и склоновом  типах разреза подразделяется на 2 подъяруса: нижне - и верхнеартинский. Первый сложен из разрезов двух типов рифового /биоморфно-детритового известняка/ и склонового/ в основном вторичные доломиты/ и достигают толщины 90 м. Второй по литологии и типу разреза сходен с первым подъярусом. Толщина артинских отложений в биогенном типе разреза от 143 м до 303 м, в склоновом типе от 5 до 217 м.
       Кунгурский  ярус - в наиболее полных разрезах представлен  нижней толщей карбонато-сульфатной серые, голубовато-серые ангидриты, с прослоями  доломитов, и верхней соленосной каменной солью и соленосно-терригенными породами. Толщина первой колеблется от 1 до 300 м, толщина соленосных отложений изменяется от 172 м до 3028 м.  

       1.4 Тектоника 

       Месторождение Карачаганак приурочено к крупному поднятию в отложениях подсолевого палеозоя, расположенного в Карачаганак-Кобландинской зоне в внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины на небольшом удалении к северу от Карачагакского поднятия фиксируется бортовой уступ Прикаспийской впадины, простирающийся в целом в субширотном направлении. Наиболее чётко этот уступ выделяется по подошве кунгурского яруса. В подстилающих нижнепермских и каменноугольных отложениях в районе уступа наблюдается резкая смена шельфовых карбонатных фаций на глубоководные глинисто карбонатные, в связи с чем уступ считается тектоно-седиментационным образованием в зоне сочленения Прикаспийской впадины с Волго-Уральской антиклизой. В пределах бортового уступа Прикаспийской впадины и его внешнего обрамления по различным горизонтам подсолевого палеозоя выделяется ряд поднятий преимущественно валообразного характера.
       По имеющимся геофизическим данным во внутренней части северного борта впадины также намечается ряд подобных структур. При этом считается, что Карачаганакское поднятие является составной частью Карачаганакско-Кобландинского вала. Строение Карачаганакского подсолевого поднятия охарактеризовано структурными планами по четырём отражающим горизонтам (П3, С1, П2, П1-S), из которых два нижних (П3, С1), не имеет привязки к данным бурения непосредственно на месторождении и поэтому их стратификация условна. Горизонт П3 предположительно относится к подошве карбонатного комплекса верхнего девона. Горизонт С1 – к кровле известняков турнейского яруса нижнего карбона, горизонт П2 - к размытой поверхности нижнего - среднего карбона и горизонт П1-S - к кровле известняков артинского яруса нижней перми (П1) и перекрывающих их ангидритов филипповского горизонта (S), там где мощность последних незначительна. Отражения П1 и S практически сливаются в единый отражающий горизонт. Сравнение структурных планов Карачаганакского поднятия по указанным горизонтам подсолевого комплекса свидетельствует как о явных чертах их сходства, так и о наличии весьма существенных различий. При этом структурные планы горизонтов П1 и П3 характеризуют, соответственно, строение кровли и подошвы карбонатного массива месторождения Карачаганак, а горизонт С1 и П2 - его внутреннее строение на уровне каменноугольных отложений.
       По всем указанным горизонтам поднятие имеет несколько вытянутую форму и ориентированно в субширотном направлении более или менее параллельно бортовому уступу Прикаспийской впадины. Достаточно близкими остаются и размеры поднятия в контурах, замыкающих его изогипсы по каждому горизонту. Весьма существенной особенностью строения карбонатного массива Карачаганакского поднятия является увеличение его амплитуды вверх по разрезу, что объясняется его тектоно-седиментационной природой. Зона увеличения мощностей нижнепермских карбонатных образований, получившая чёткое структурно - морфологическое обособление, локализуется в пределах центральной части поднятия.  

       1.5 Нефтегазоносность 

       Основная  нефтегазоконденсатная залежь приурочена к крупному нижнепермскому карбонатному массиву размерами 29х16 км и амплитудой около 1700 м.
       Залежь  массивная экранируется галогенно-терригенной  покрышкой, представленной отложениями  кунгурского яруса и верхней  перми.
       Кроме основной нефтегазоконденсатной залежи установлена продуктивность карбонатного пласта филлиповского сульфатно-карбонатного горизонта, из которого в скважине  30 получен приток газа с конденсатом дебитом 47,7 тыс. м3/сут. и 47,5 тыс. м3/сут. соответственно. Толщина филиповского горизонта колеблется от первых метров до 302 метров. В горизонте практически повсеместно встречаются доломитовые прослои толщиной от долей до 10 метров. Ловушка в горизонте пластов литологически замещённая, границы залежей в краевых частях структуры определены уровнем ГНК основной залежи. Коллекторские свойства пласта невысокие. По ГИС средние значения пористости в скважинах колеблются от 6 до 9,0%, достигая иногда 13%.
       Небольшая нефтяная залежь выявлена в спорадически развитых в пределах межкупольной мульды низкопорово-трещиноватых коллекторах  залегающих непосредственно над  филипповским горизонтом. Из скважин  112 получен приток нефти дебитом 30 м3/сут. Толщина продуктивности пласта от 2 до 20м. Тип ловушки пластовый, литологически ограниченный.
       Получение притока лёгкой нефти дебитом 72,6 м3/сутки и газа 69,1 тыс. м3/сут. при опробовании интервала 5670 –5764 м в скважине № 15 доказана промышленная продуктивность среднедевонских отложений.
       Залежь  состоит из двух частей газоконденсата, приурочено к нижнепермско-каменноугольным  отложениям и нефтяной подушки в  каменноугольных отложениях.
       Дебиты  газа составляют 40-1980 тыс. м3/сут., а конденсата 30-1354 м3/сут. Площадь газоносности равен 197,9 млн. м2, при высоте залежи 1390 м. ГНК принят в среднем на абсолютной отметке - 4950 м. Пластовая газоконденсатная смесь состоит из трёх основных групп: углеводородов (87,8 - 91,5%), кислых (8,0 - 11,4% об.) и инертных (0,6-1,1% об.).
       Плотность дебутанизированных конденсатов находится  в пределах 780-800 кг/м3, на границе с ГНК плотность повышается до 814 кг/м3. Увеличение плотности конденсатов в приконтактной зоне с 785,0 до 810,5 кг/м3 приводит к повышению его вязкости с 2,07 до 3,598х10 м2/с, повышение температуры застывания на 15 ?С, возрастанию содержания твёрдых парафинов с 1,76 до 3,0% мас. и смол от 0,28 до 0,78% мас. Характерные особенности конденсатам придают значительные содержания серы. Из сераорганических соединений присутствуют сульфиды, дисульфиды. Из кислородосодержащих содержащих – смолы и асфальтены.
       Физико-химические свойства девонской нефти изучены  по одной пробе, отобранной в скважине  15 из интервала 5647-5754 м. Плотность девонской нефти равен 803,5 кг/м3. По компонентному составу нефть малосернистая (0,30% мас.) смолистая (0,89% мас.) с невысокой концентрацией асфальтенов (0,056% мас.). Содержание твердого парафина составляет 4,38% мас. Фракционный состав нефти относительно лёгкий. Растворённый в нефти газ представляет собой сложную смесь, состоящую из углеводородов и не углеводородных компонентов. Углеводородная часть представлена главным образом, метаном (74,2 - 78,4% мас.) и его гомологами С (10,2 - 14,1%). Не углеводородная часть состоит из сероводорода (1,78 - 7,6%), двуокиси углерода (4,96 - 7,69%) и азота (0,44 - 0,89%). Суммарное соединение тяжёлых углеводородов С не превышает 0,49% мол.
       По  товарным характеристикам конденсаты и нефти месторождения содержат бензиновые, керосиновые, дизельные, масляные фракции и остатки выше 450 С. Потенциальные содержания фракций следующие: бензиновая (22,0% до 51,9% мас), легкая керосиновая от 11,6 до 15,8% мас, дизельная от 3,6 до10,6% мас, масляная от 12,7 до 20,5% мас, остаток выше 450 С (мазут) от 6,1 до 38,0% мас. Балансовые запасы газа 600 млрд. м3, конденсат 500 млн. т, нефти 200 млн. т.
                                 
       1.6 Водоносность 

       Карачаганакское месторождение располагается в  пределах погруженной части Северо-Каспийского артезианского нефтегазоконденсатного бассейна.
       В осадочном чехле бассейна выделяется серия водоносных горизонтов и комплексов, составляющих два гидрогеологических этажа /надсолевой и подсолевой/, разделённых  региональным водоупором – соленосно-ангидритовой толщей кунгурского яруса. Изученная часть подсолевого этажа сложена карбонатной толщей, нижнепермско-каменноугольного возраста, представляющей собой единый подсолевой водонапорный комплекс. Водовмещающими породами в отложениях нижнемелового, юрского, триасового и верхнепермского возраста являются прослои песков и песчаников. В триасовом водоносном комплексе четыре резервуара мощностью от 140 – 450 м, характеризуются хорошими коллекторскими свойствами (пористость 21 – 31%) и плотность воды от 1163 кг/м3 на глубине 150 м, до 1186 кг/м3 на глубине 2100 м. В гидрогеологическом отношении подсолевой этаж изучен до глубины 4900 м, в законтурной зоне Карачаганакского НГКМ и до глубины 5333 м непосредственно в контуре месторождения.
       Пластовые воды имеют плотность 1161 – 1190 кг/м3. Минерализация 232,5 - 279,0 г/л, рН 5,5-5,6; хлоридный натриевый и хлоридный кальциево-натриевый состав относится к хлористо-кальциевому типу. Эти рассолы в гидрохимическом отношение близки к рассолам отложений того же возраста Оренбургского газоконденсатного месторождения. Данные о пластовых водах получены по разведочным скважинам  6, 8, 13, 14, 17, 21, 23, 24, 27, 28, 29, 33, 35. Из них собственно пластовую воду иногда с незначительной примесью нефти вскрыли скважины № 8, 21, 27, 28, 35. Этими скважинами вода получена с глубин от 5237 м до 5333 м. Во всех этих скважинах вода изливалась. Дебит излива колеблется по скважинам от 1,9 до 49,0 м3/сут. Устьевые статические давления составляют 2,290 - 3,303 МПа. 

       Основные  показатели разработки по состоянию на 01.01.2010г.
       Основные  показатели разработки приведены в  таблице 2.2. Как следует из таблицы, на месторождении добывают свободный, растворенный газ, конденсат и нефть. Свободный газ и конденсат добывают из I и II объектов разработки. Растворенный газ и нефть добывают из III объекта. Через 12 скважин углеводороды (УВ) добывают из двух и трех совместных объектов. Из двух совместных объектов II+III углеводороды добывают через десять скважин.
       Особенностью  фонда является фонд скважин находящихся в консервации. Таких скважин 82 (показатель54). Основные причины консервации ожидание обустройства скважин и отсутствие потребителя. Из 82 законсервированных скважин 58 освоены, имеют либо открытый забои, либо перфорированны. 24 скважины не освоены, ожидают перфорации и освоения.
       Характеристика  фонда месторождения  Фонд скважин месторождения  представлен в  таблице 2.5. Как видно  из таблицы пробурено 313 скважин. Эксплуатационный фонд составляет 81 скважина, в том числе:
Действующий фонд - 35 скважин:
    дающие газ и нефть – 35
Бездействующий  фонд - 46 скважин:
    стоит КРС - 1 скважина (2Д)
    в ожидании КРС - 26 скважин
    обводненные (забиваются гидратом) - 2 скважины
    в обустройстве и освоении после КРС - 8 скважин
Контрольный фонд -12 скважин:
    наблюдательные газовые - 7
    в ожидании КРС - 5 скважин
    скважин в консервации - 82 скважины
    под закачку - 4 скважины
    контрольные - 16 скважин
    в ожидании ремонта или ликвидации - 3
Промсточные - 13 скважин:
    нагнетательные - 1 скважина (1рп);
    контрольные - 12 скважин
    разгрузочные - 41
    наблюдательные на Т и Р2 - 7
Скважины  в ожидании ликвидации - 5:
    эксплуатационные - 3 скважины
    специальные - 2 скважины
Ликвидированные - 33 скважины :
    разведочное - 29 скважин
    эксплуатационные - 4 скважины
       В таблице 2.1 приведены причины необходимости КРС. скважин ожидают наземного обустройства. Подземное оборудование их типовое. скважин Находятся на восстановлении пластового давления. Подземное и наземное оборудование. 2 скважины (113,319) обводнены - гидратообразование. 1 скважина-2Д в КРС.
Таблица 2.1-Скважины ожидающие КРС КНГКМ.
№ скважины       Причины
      1       2
      7       Металл  в клапане-отсекателе
      9       Металлический предмет на глубине 4587м
      16       МКД(межколонное  давление), скв.задавлена 20.01.10г
      103       Нарушение экс. колонны на глубине 3880-3885м
      104       МКД, скважина задавлена 23.11.09г
      105       МКД,скважина задавлена 7.10.09г
      108       МКД, скважина задавлена 2.06.09г
      121       МКД, скважина задавлена 26.04.10г
      125       МКД, скважина задавлена 24.06.10г
      150       МКД
      201       МКД
      304       Металлический предмет на глубине 4630м
      313       МКД, скважина задавлена 9.02.10г
      317       Не  извлекается циркуляционный клапан
      320       МКД
      329       Отсутствует забой
      340       МКД
      351       Скважина  в освоении
      379       МКД, скважина задавлена 07.05.09г
      606       МКД, скважина задавлена 15.10.10r
      623       МКД
      804       МКД, скважина задавлена 09.07.10г
      809       МКД, смятие НКТ, негерметичность клапана-отсекателя
      811       Разобщение  объектов
      817       Разобщение  объектов
      625       МКД, скважина задавлена 07.01. 10г
 
        Как видно из таблицы 2.1, 18 скважин ожидают ликвидации межколонного давления, которое создается газом, проникающим по каналам между стенкой скважины и цементным кольцом, по каналам между колоннами обсадных труб, по каналам в цементном камне и т.п. или вообще говоря в результате некачественного тампонажа, цементирования эксплуатационной и технических колонн. 5 скважин забиты (засорены) посторонними предметами.  
 
 
 
 
 

      Рисунок  2.1 - Схема фонтанной арматуры на скважинах КНГКМ
       БВМ рассчитан на соединение 36 трубопроводов и  предназначен для  распределения пластового газа:
    по трем трубопроводам диаметром 12", соединенным с технологическими линиями № 1,2.3 УКПГ:
    по одному трубопроводу диаметром 6", соединенному с контрольным сепаратором (для подключения 22 скважин для замера дебита газа и конденсата);
    по одному трубопроводу, соединенному с 4 технологической линией УКПГ (для подключения трубопроводов с 7 скважин);
    по одному трубопроводу, соединенному с системой факела высокого давления УКПГ.
       Распределение газа по трубопроводам  осуществляют с помощью  крапов.
       На  каждом трубопроводе установлен клапан-отсекатель для его разгрузки в случае необходимости.
       Исследуемый Пластовым газ  по трубопроводу поступает  в подогреватель. Перед подогревателем установлен клапан отсека гель. В случае превышения давления выше установленного клапан отсекатель закрывается с сигнализацией предельных значений на щите в операторной. Температура газа на входе и на выходе подогревателя контролируется термометрами. Регулируется клапанами с помощью регулятора и регистрируется на панели в операторной. 
       Из  подогревателя газ  через расходный клапан поступает в контрольный сепаратор. На панели в операторной проводится регистрация расхода.
       В контрольном сепараторе происходит отделение  газа от конденсата. Давление, температура, уровень конденсата контролируют с регистрацией и сигнализацией по верхнему и нижнему пределу.
 
 
 
 
 
 
 
 

Рисунок 2.2- Типовая схема подземного оборудования скважины
       2.2 Мероприятия по борьбе с парафина отложениями 

       Нефть и конденсат КНГКМ характеризуются  большим содержанием парафинов, смол и асфальтенов, количественно отличающихся на различных участках месторождения.
       Содержание  парафинов, смол и асфальтенов в  конденсате составляет соответственно: 1.0-5.6% в среднем 2.9%; 0.02-2.90% в среднем 0.7%; 0.0-0.23% в среднем 0.07%. Одним из наиболее распространенных осложнений при добыче таких нефти являются асфальтосмолопарафиновых отложения (АСПО). Основными причинами, приводящими к образованию АСПО, являются снижение растворяющей способности нефти по отношению к парафину в результате уменьшения температуры и разгазирование, причём преобладает температурный фактор. При эксплуатации нефти- и газоконденсатных скважин, характеризующихся глубокими депрессионными воронками резко увеличивается возможность выпадения АСПО. В условиях низко проницаемых пластов КНГКМ депрессия на пласт может достигать 10 МПа и более, поэтому при достижении величины забойного давления ниже давления насыщения по пласту вместе с частично раз газированной нефтью движется свободный газ. В призабойной зоне пласта происходит дросселирование газонефтяной смеси, что приводит к резкому снижению температуры фильтрующих агентов на 6.5-16°С и вероятности выпадения парафинов в порах пласта. При движении нефти от забоя до промысловых сооружений охлаждение, в основном, происходит при движении по стволу скважины за счет теплообмена с окружающей средой, а также за счет выделения и расширения газа обусловленное снижением давления (примерно в два раза). В результате уменьшения температуры снижается растворяющая способность нефти и твердые парафины начинают выделяться из раствора, при этом наиболее интенсивная парафинизация происходит в подъемных трубах и в при скважинном оборудовании Температура начала кристаллизации парафинов из стабильного конденсата КНГКМ находится в пределах 33-36°С. Основная масса твердых парафинов выпадает в интервале температур от 25 до 0°С, достигая максимума при 15-25°С.
       Фирма AGIP/LACH провела исследования нефти  со скважины 713 в результате которых получены следующие данные:
       - температура застывания +15°С;
       - температура помутнения нефти  +44°С;
       - содержание парафина 1.416 кг/тн нефти, (содержание парафинов в конденсате составляет 0.3 кг/тн - по исследованиям AGIP/LACH в 1994 г.). Парафиновый осадок содержит значительную долю нормальных парафинов С30- С40. 

    2.3 Парафиноотложения при существующей системе добычи, сбора, подготовки и транспорта сырья 

       Как известно, факторами, определяющими  состав и интенсивность образования отложений парафина, являются гидродинамическая характеристика потока, абсолютная величина и разность температур между металлической поверхностью и нефтью, природа и чистота обработки поверхностей оборудования и трубопроводов, физико-химические свойства конденсата и растворенных в нем твердых углеводородов, степень обводненности конденсата и наличия в нем растворенного газа, механических примесей, смолистых, асфальта смолистых и сернистых соединений. Подземное оборудование эксплуатационных скважин и шлейфы. Ниже приведены данные исследований процесса отложений парафина, выполненные при пробной эксплуатации месторождения Карачаганак.
       За  период с 1981-1982 гг. в скважине 2 проведены  поинтервальные комплексные исследования на установке «Порта-Тест». Интервал исследования 4154-4343м. При давлении сепарации 6.0 МПа и температуре сепарации +12?15°С отмечались нарушения технологического процесса вследствие отложения парафинов и образования гидратов в технологическом оборудовании и шлейфовом газопроводе. При температуре сепарации +30°С отложения парафинов были отмечены только в сепараторе. В течение 53 часов, при температуре сепарации +30°С на внутренней поверхности сепаратора накопился слой парафина толщиной до 5-7мм, а при температуре сепарации +12 - +15°С за 71 часов – 30 мм. В обоих случаях - парафин был черного цвета с желтыми включениями, густой, нетекучий. Интервал исследований 4114-4126 м. Анализ устьевых температур показывает, что при дебитах газа менее 250-300 тыс.м3/сут, нефти менее 300-400 м3/сут вероятность выпадения парафинов в стволе и шлейфах добывающих скважин II и III объектов разработки высока.
       Учитывая  наличие осложняющих факторов (высокая  объемная доля коррозионно-агрессивных  и ядовитых компонентов в пластовом  газе; высокое содержание жидких углеводородов в потоке; наличие твердых парафинов в конденсате с высокой температурой застывания), для четвертой технологической линии, также как и для трех 550 технологических линий, принята схема подготовки газа и конденсата к транспорту методом низкотемпературной сепарации (НТС), как обеспечивающая длительную эксплуатацию и надежную подготовку газа и конденсата к транспорту с минимальными капитальными и эксплуатационными затратами.
       В связи с тем, что образование  парафиновых отложений и накопление их на металлической поверхности, в первую очередь, зависит от абсолютной величины и разности температур на границе металл-конденсат, осложнения из-за отложений парафина в конденсата проводе чаще возникают в холодное время года.  

    2.4 Существующее положение профилактики и удаления парафиноотложений 

       В настоящее время на КНГКМ применяют  предусмотренные проектом ОПЭ методы предотвращения парафиноотложений. К числу их относится ввод химических реагентов в устье скважины (только для нефтяных скважин), а также в технологические трубопроводы УКПГ. Ввод реагента-ингибитора парафиноотложений ЕС-6426А (фирмы Налко/Эксон) осуществляется в, единственно действующую в настоящее время, нефтяную скважину 905.
       УКПГ- 3 - Существующий метод эксплуатации предусматривает использование всех четырех ниток и поочередный вывод из работы одной из них для удаления парафиноотложений. На технологических нитках 1, 2, 3 и 4 продукция со скважин подогревается в кожухотрубных теплообменниках, расположенных перед входными сепараторами, до 36°C - выше температуры образования отложений парафина. ДЭГ применяется для сопроводительного обогрева теплообменников и для обогрева пучка трубопроводов системы спутникового обогрева, системы КИП и А, предохранительных устройств, в том числе и головной насосной станции (ГНС). Водно-гликольная смесь (60% ДЭГ) подогревается до температуры +95?100°С, в системе с четырьмя параллельно включенными газовыми трубными печами R501?504, c котлами
ёмкостью  по 11 м3. Тепло производительность каждой печи 6000000 ккал/час.
       Конденсата проводы УКПГ-ОГПЗ - В процессе эксплуатации происходит постепенное снижение пропускной способности конденсата провода из-за отложения в трубе парафинов, а также накопления продуктов коррозии и механических примесей. Обеспечение максимальной пропускной способности конденсата проводов производится периодической очисткой внутренней полости с использованием очистных устройств. Для этого конденсата проводы оборудованы узлами запуска и приема поршней. Периодичность поршневания, не реже одного раза в неделю, установлена опытным путем за время эксплуатации конденсата провода. В качестве очистных устройств применяются:
       - очистные поршни типа ОП, ОПРМ (для ликвидации газовых «шапок»);
       - скребковые очистные поршни (для  очистки от парафинов).
       Пропуск поршней состоит из следующих  этапов:
       - запасовки и запуска очистного  поршня;
       - контроля движения очистного  поршня;
       - приема очистного поршня. 

    2.5 Выводы и рекомендации по предотвращению и удалению парафиноотложений 

       Из  вышеизложенного можно сделать  вывод, что участками, подверженными парафинизации при добыче, сборе, подготовке и транспорте сырья на КНГКМ, являются:
       - насосно-компрессорные трубы скважин 2 и 3 объектов разработки;
       - выкидные линии скважин 2 и  3 объектов разработки;
       - коллекторные линии;
       - внутренние поверхности аппаратов  и трубопроводы, где возможна  конденсация жидкой фазы и конденсата проводы технологических ниток;
       - внутренние поверхности труб теплообменников "газ-газ";
       - технологические трубопроводы головной  насосной станции;
       - экспортные конденсата проводы.
       В соответствие с приведенными данными  состава и свойств пластовых  флюидов, а также термодинамическими условиями добычи, сбора, подготовки и транспорта продукции на КНГКМ, для предупреждения и удаления парафиноотложений рекомендуется:
       - вводить ингибитор парафиноотложений  в устье скважин, работающих  на нефтяной объект. Реагент необходимо подавать на забой скважины по реагента проводу, для защиты от парафиноотложений НКТ;
       - подавать ингибиторы парафиноотложений  во входные манифольда, до
      поступления газоконденсатной смеси на установку  первичной сепарации;
       - подогрев газоконденсатной смеси  осуществлять до 36°С, то есть выше
      температуры кристаллизации парафина;
       - увеличить мощности фильтрования (сепарации) газа, для снижения  выноса жидкости в теплообменники "газ-газ" и в экспортные газопроводы;
       - оптимизировать систему нагнетания  химических реагентов, с учетом  новых выбранных химических реагентов. Система должна быть переоборудована с тем, чтобы впрыскивать ново выбранные химические реагенты по результатам опытно-промысловых испытаний;
       - удаление отложения парафина  в теплообменниках «газ-газ» производить  с помощью пара, через специальный штуцер, с соблюдением допустимого температурного режима и/или промывать теплообменники диспергатором/ растворителем парафина;
       - для обеспечения легкого и  безопасного техобслуживания теплообменников  и очистки различного оборудования построить систему подготовки пара для исключения использования передвижной паровой установки (ППУ); 555
       - выбор ингибитора парафина отложений произвести, исходя из условий его максимальной растворимости в конденсате с тем, чтобы часть ингибитора уносилась с капельной влагой попадающей в теплообменники «газ-газ» для предотвращения парафиноотложения в последних;
       - разработать регламент на ингибиторы  парафина отложений для
      Карачаганакской нефтегазоконденсатной смеси. 

    2.6 Профилактика парафиноотложений на проектируемых сооружениях. Саттелитная установка 

       В саттелитных установках, при замере дебита скважин, ГЖС подогревается  в теплообменниках до 50°С для предотвращения отложения парафина и снижения вязкости. В качестве теплоносителя используется 60% ДЭГ. Подогрев ДЭГа осуществляется на установке подогрева ДЭГ, которая монтируется на салазках. В связи с тем, что саттелитные установки предназначены для сбора продукции со скважин работающих на III (нефтяной) объект, предусматривается впрыск ингибитора парафиноотложений на входе в саттелитную установку, для предотвращения парафина отложений в технологических трубопроводах и оборудовании саттелитной установки, а также в коллекторных линиях.
       На  УКПГ-2 для очистки трубопроводов  от парафиноотложений размещаются  два устройства периодического приема и запуска скребков. Одно устройство приема и запуска расположено у входных манифольдов и используется для очистки от парафиноотложений выкидных трубопроводов Д=250 мм. Другое устройство приема и запуска скребков размещается рядом с площадкой UNIT-368 и используется для очистки от парафиноотложений трубопроводов экспорта конденсата Д=350 мм. На каждом трубопроводе предусмотрено необходимое количество ответвлений, оборудованных запорной арматурой, используемой для подключения передвижного устройства для приема и запуска скребка. Само устройство оснащено приборами для контроля температуры и давления среды, предохранительным клапаном и затвором, позволяющим производить укладку или выемку скребка. Предусмотрена возможность продувки устройства инертным газом или паром. На выкидных трубопроводах для фиксирования прохождения скребка устанавливаются индикаторы. Устройство для приема и запуска скребка кондесатопровода Д=350 мм передвижное и по мере необходимости подключается к одному из конденсатопроводов.
       Тестовые сепараторы УКПГ-2 -Для предотвращения отложения парафина в тестовых сепараторах предусмотрен подогрев газожидкостной смеси до 50°С в кожухотрубных теплообменниках, за счет подачи в межтрубное пространство теплообменников горячей нефти. 

    2.7 Основные принципы выбора, контроль качества и эффективности ингибиторов парафиноотложений 

       Основным  требованием к ингибиторам парафиноотложений, бесспорно, является достижение высокой эффективной защиты оборудования от парафиноотложений, но на окончательный выбор ингибиторов решающее влияние оказывают их технологические свойства. При выборе ингибитора следует учитывать его физико-химические свойства (вязкость, температура застывания, растворимость, плотность), которые должны позволять применение их в зимних условиях. Кроме того, защищая оборудование от парафиноотложений, ингибиторы должны обладать определенным комплексом и других свойств обеспечивающих их активное использование. Так, химические реагенты, кроме извлекаемых и регенерируемых, в том числе и
      ингибиторы  парафиноотложений, применяемые на КНГКМ в конечном итоге попадают на газоперерабатывающий завод, поэтому важнейшими критериями возможности применения ингибиторов являются их способность не:
       - вызывать вспенивание растворов  аминов, гликолей, которые используются  в процессе очистки и осушки природного газа;
       - осложнять ведение технологического  процесса;
       - ухудшать качество газа и конденсата;
       - повышать устойчивость эмульсий.
       Необходимо  разработать методику мониторинга  парафиноотложений. Для этого нужно в первую очередь определить точки контроля за отложением парафина (ТКП) и установить образцы на них. Изучить возможность использования в качестве ТКП коррозионных зондов, которые обычно устанавливаются на всех аппаратах и трубопроводах УКПГ. Для эффективного контроля ингибиторной защиты, наряду с интенсивностью отложения парафина необходимо контролировать следующее:
       - концентрацию ингибитора в рабочих  растворах;
       - содержание ингибитора в пробах  конденсата;
       - количество используемых ингибиторов;
       - периодичность проведения мероприятий по ингибированию. 

    2.8 Основные направления исследований и организации работ по предупреждению и удалению парафиноотложений 

       1. В связи с ростом добычи  нефти на КНГКМ определить  для нефтеконденсатных смесей данного месторождения скорости образования парафиноотложений и количество необходимых реагентов – ингибиторов и удалителей в зависимости от соотношения парафинов, смол и асфальтенов в сырье.
       2. Установить скорость образования  отложений в различных участках
      технологической схемы в зависимости от тех или иных факторов, в т. ч. От соотношения парафинов, смол и асфальтенов в исходном сырье и конденсатах,
      получаемых  на различных ступенях сепарации, а  также от типа применяемого
      ингибитора  парафиноотложения.
       3. Разработать методику мониторинга парафиноотложений для КНГКМ.
       4. Определить эффективность применения  и уточнить расходный показатель намеченного к применению ингибитора и растворителя парафиноотложений.
       5. Исследовать возможность использования  конденсата, выделяемого после НТС, для удаления парафиноотложений, с предварительным определением его растворяющей способности отложений парафина, отлагаемых на различных участках добычи, транспорта и подготовки нефти и газа.   
       Тепловое  воздействие — один из наиболее эффективных методов воздействия на пласт для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи. Повышение продуктивности скважин при тепловом воздействии определяется целым рядом явлений: растворением отложившихся на стенках поровых каналов парафинов и асфальтено-смолистых веществ, изменением реологических свойств нефти, возникновением термических напряжений и микро разрушением горных пород и т. п.
       При повышении температуры выпавшие парафинистые и асфальтено-смолистых вещества растворяются в нефти, в результате чего увеличивается радиус поровых каналов и, соответственно, проницаемость пористой среды.
       Влияние температуры на интенсификацию добычи за счет изменения реологических  свойств нефти носит более  сложный характер. При нагреве  происходит резкое снижение вязкости и предельного напряжения сдвига, результате чего дебит скважины возрастает. Однако при этом снижаются упругие (вязкоупругие) свойства нефти. Наличие этих свойств приводит к выравниванию профиля притока. Поэтому ослабление вязкоупругих свойств нефти при нагреве вызовет усиление неравномерности профиля притока, несмотря на общее увеличение дебита скважины. Это уменьшит объемы нефти, добываемой из низко проницаемых про пластков, будет способствовать прежде - временному обводнению скважины.
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.