- •Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
- •Глава 1. Технологическая часть 7
- •Глава 2.Техническая часть 73
- •Глава 3. Охрана труда 99
- •Введение
- •Глава 1. Технологическая часть
- •1.1 Анализ системы сбора продукции скважин
- •Свойства пластовой нефти Тверского месторождения
- •Физико-химическая характеристика дегазированной нефти
- •Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Тверского месторождения
- •Сведения о состоянии нефтепромысловых трубопроводов Тверского месторождения
- •Характеристика действующих выкидных линий по срокам эксплуатации
- •Характеристика действующих нефтегазосборных и напорных трубопроводов по срокам эксплуатации
- •Технологический режим работы на 01.01.2016
- •Блок-схема системы сбора продукции скважин
- •1.2 Анализ работы агзу
- •Устройство и принцип работы.
- •Выводы по анализу системы сбора продукции скважин
- •1.3 Анализ днс Тверская
- •Характеристики сырья
- •Характеристика вспомогательных материалов
- •Деэмульгатор дин-4
- •Физико-химические показатели деэмульгаторов дин-4
- •Технологическая схема Тверской днс
- •1.4 Анализ упсв «Горбатовская»
- •Характеристика сырья
- •Технологическая схема упсв Горбатовская
- •Характеристика вспомогательных материалов
- •Характеристика изготовляемой продукции
- •Характеристики продукции в течение прохождения технологического процесса
- •Описание технологического процесса
- •Описание технологической схемы
- •1.5 Анализ упн г. Нефтегорска
- •Технологическая схема упн Нефтегорская
- •Физико-химическая характеристика изготовляемой продукции
- •Физико-химическая характеристика вспомогательного сырья
- •1.6 Анализ системы ппд
- •Описание технологической схемы.
- •Химическая стабильность и совместимость пластовых вод
- •Требования к качеству воды
- •Обоснование геологических объектов и конструкции поглощающих скважин для сброса попутно добываемых вод
- •Предполагаемые объемы строительства объектов и сооружений системы поглощения на Тверском месторождении
- •Глава 2.Техническая часть
- •2.1 Гидравлический расчет простого однофазного трубопровода
- •Параметры трубопровода
- •2.2 Гидравлический расчет простого двухфазного трубопровода.
- •Параметры трубопровода
- •Технологический режим скважины
- •2.3 Расчет нефтегазового сепаратора
- •Механический расчет
- •2.4 Технологический расчет отстойника
- •Исходные данные
- •Усредненное распределение дисперсной фазы по d
- •Глава 3. Охрана труда
- •3.1 Меры безопасности при работе на упн
- •Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика производственных зданий, помещений и наружных установок
- •Литературный обзор на тему«Системы сбора продукции скважин за рубежом»
- •Принципиальные технологические схемы сбора и обезвоживания нефти на месторождениях в фрг
- •Технологическая схема сбора и обработки продукции скважин, содержащей сероводород
- •Технологическая схема подготовки нефти с применением резервуаров и деэмульсаторов (Нигерия)
- •Технологическая схема обезвоживания нефти (Венесуэла)
- •Технологическая схема сбора и обработки нефти (Иран)
- •Патентный обзор на тем: «Современные ингибиторы солеотложения»
- •Список использованной литературы
Глава 1. Технологическая часть
1.1 Анализ системы сбора продукции скважин
В административном отношении Тверское нефтяное месторождение расположено в пределах Волжского и Кинельского административных районов Самарской области, в 40 км на юго-восток от г. Самары.Cхема системы сбора приведена на рисунке 1.1.
Ближайшими населенными пунктами являются: к северо-востоку – пос. Парфеновка, к северо-западу – пос. Дубовый Умет, западу – пос. Ровно-Владимировка и югу – пос. Яблоневый овраг и Подьем-Михайловка.Поселки связаны между собой грунтовыми дорогами. Ближайшая железнодорожная станция – Безенчук. [12]
На Тверском месторождении залежи нефти открыты в продуктивных пластах:
Б-2, ДК, Д-I/, Д-III, Д-IV – на Центральном куполе;
О-2 – на Юго-Восточном куполе.
Разработка Тверского месторождения осуществляется с 1971 года.
Физико-химические свойства разгазированных нефтей и компонентный состав газа Тверского месторождения представлены в таблицах 1.1-1.4.
Для сбора продукции скважин на месторождении реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа.
Продукция скважин Тверского месторождения под давлением, развиваемым электроцентробежными насосами (22 скважины) по выкидным трубопроводам поступает на 4 (АГЗУ-1, 2, 3, 5) автоматические групповые замерные установки.
Продукция скважин Тверского месторождения (кроме продукции АГЗУ-5) после замера по нефтегазосборным трубопроводам в количестве 415735м3/год, обводненностью 79%, поступает на Тверскую ДНС, которая предусмотрена для предварительной сепарации и последующего транспорта частично разгазированной эмульсии Тверского месторождения и Подъем-Михайловского поднятия Подъем-Михайловского месторождения (272290 м3/год и обводненность 89,5%), по напорному трубопроводу диаметром 219 мм, протяженностью 7,440 км на Горбатовскую УПСВ.
Попутный нефтяной газ Тверского месторождения, выделившийся в аппаратах Тверской ДНС, под собственным давлением по существующей сети газопроводов транспортируется на Нефтегорский газоперерабатывающий завод (НГПЗ). В случае необходимости газ может сбрасываться на свечу. Фактический уровень использования газа Тверского месторождения составляет порядка 90,67%.
Таблица 1.1
Свойства пластовой нефти Тверского месторождения
Наименование параметра |
Пласт Б-2 |
|
Диапазон |
Принятое значение |
|
изменения |
||
1 |
2 |
3 |
Пластовое давление, МПа |
– |
24,00 |
Пластовая температура, 0С |
– |
50 |
Давление насыщения газом, МПа |
– |
3,41 |
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т |
26,80 – 31,40 |
29,40 |
Газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3/т |
– |
24,00 |
Плотность в условиях пласта, кг/м3 |
799,0 – 813,5 |
804,3 |
Вязкость в условиях пласта, мПас |
2,22 – 2,72 |
2,47 |
Коэффициент объемной упругости, 1/Мпа∙10-4 |
– |
10,26 |
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С |
|
|
-при однократном (стандартном) разгазировании |
1,570 – 1,764 |
1,654 |
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
– |
1,471 |
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С |
|
|
-при однократном (стандартном) разгазировании |
837,0 – 843,0 |
840,0 |
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
– |
837,0 |
Таблица 1.2