- •Содержание
- •Список таблиц
- •Список рисунков
- •Введение
- •1 Обзор литературы и постановка задачи
- •1.1. Общие сведения об Арланском месторождении
- •1.2Геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения
- •1.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов
- •1.5 Запасы нефти и газа
- •1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и воды и коллекторские свойства пород-коллекторов продуктивных горизонтов
- •1.6 Постановка цели и задач дипломного проекта
- •2 Режим работы нефтесборных сетей «арланского» месторождения
- •2.1 Причины, механизм образования и способы борьбы с парафиновыми отложениями в трубопроводах
- •2.1.1 Состав парафиновых отложений
- •2.1.2 Факторы, влияющие на образование парафиновых отложений
- •2.1.3 Температурный режим трубопроводов системы промыслового сбора нефти
- •2.1.4 Химические методы борьбы с отложениями парафина в трубопроводах системы промыслового сбора нефти
- •2.1.5 Методы борьбы с аспо в трубопроводах системы промыслового сбора нефти
- •2.2 Анализ работы системы сбора нефти на Арланском месторождении
- •2.2.1 Работа системы сбора продукции скважин
- •2.2.2 Принципиальная система сбора на Арланском месторождении
- •3. Раздел общего проектирования
- •3.1 Проектирование трубопроводов системы сбора
- •3.1.1 Классификация трубопроводов
- •3.1.2. Основные принципы проектирования трубопроводов
- •3.2 Основные элементы системы сбора, транспорта и подготовки промысловой продукции
- •3.3 Характеристика используемого оборудования для удаления аспо в трубопроводах
- •3.4 Образование парафина в обводненных пластах Арланского месторождения
- •3.5 Выбор оборудования для магнитной депарафинизации
- •4 Расчетный конструкторско-технологический раздел
- •4.1 Проектирование удаления аспо в нкт и пзп скважин в условиях Арланского месторождения
- •4.2 Анализ эффективности примененных методов удаления аспо
- •4.3 Расчет закачки снпх-7541
- •4.4 Расчет закачки палр-о по удалению аспо в нкт и пзп
- •5 Расчет технико-экономических показателей
- •5.1 Краткая аннотация
- •5.2 Расчет затрат на закачку снпх-5313
- •5.3 Расчет экономической эффективности от закачки снпх-5313
- •5.4Выводы
- •6 Безопасность и экологичность проекта
- •6.1 Правила безопасного внедрения технологического проекта
- •6.1.1 Правовые, нормативные и инструктивные акты, регламентирующие трудовую деятельность
- •6.1.2 Общие требования техники безопасности при сборе, подготовке и перекачке нефти, газа и воды
- •6.1.3 Промысловые трубопроводы
- •6.1.4 Опасность и вредность
- •6.1.5 Техническое обеспечение безопасности
- •6.2 Мероприятия по охране недр и окружающей среды
- •6.2.1 Нормативно-правовые, нормативные акты, инструктивно-методические документы в области охраны окружающей среды
- •6.2.2 Экологическая обстановка на цппн «Шушнур»
- •6.2.3 Мероприятия по охране окружающей среды
- •Заключение
- •Список используемых источников
1.2Геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения
Терригенная толща нижнего отдела каменноугольной системы представлена отложениями елховского, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов вязейского яруса [2].
Бобриковский горизонт сложен песчано-глинистыми и углисто-глинистыми породами. Вверх по разрезу на аллергитах залегает наиболее мощный пласт этого горизонта, который обозначен индексом Сv1. Пласт широко развит на всей площади Арланского месторождения. Представлен он песчаниками серыми и буровато-серыми, кварцевыми, в основном мелкозернистыми, в различной степени глинистыми. Мощность пласта изменяется в пределах от 0 до 30 м.
Породы шестого пласта перекрываются аргиллитами, которые хорошо прослеживаются по площади и за ее пределами. Данная часть разреза, мощностью до 3 метров, представлена светло-серым каолитовым плотным аргиллитом. Выше залегает пласт алевролита небольшой мощности 0,4 - 1 м, который в юго-восточной части месторождения переходит в глинистый песчаник и чаще всего объединяется с пластом СVI.
Выше аргиллитов залегает песчано-алевролитовый пласт СV0.Песчаники темно-серые и серые с буроватым оттенком, кварцевые, тонкозернистые, глинистые, слабоцементированные, иногда известняковые.
На месторождении пласт представлен преимущественно плотными породами и участками, не является коллектором. Мощность его обычно не превышает 3 метров.
Выше разрез представлен пачкой песчано-алевролитовых пород, которая разделяется маломощным аргиллитом на два самостоятельных продуктивных пласта СV (нижний) и СVI (верхний), который представлен неравномерно-глинистыми и буровато-серыми песчаниками.
Песчаники пятого пласта темно- серые, глинистые, слабоцементированные, перелистые с включениями светло-серых разностей, в отдельных случаях известняковые, иногда наблюдается переход их в алевролиты. Мощность пласта в среднем около 3 метров.
Выше по разрезу следует аргиллитовый прослой. Аргиллиты темно-серые, дисперсные и выдержанные по площади.
Указанный прослой перекрывается маломощным алевролитовым пластом (С1у0). Он замещается известковистыми алевролитами и известняками. Песчаники этого пласта темно- буровато-серые, тонко- дисперсные, неравномерно-глинистые, иногда сильно известковистые. Мощность их не превышает 2 м.
На известковистых аргиллитах залегает пласт СIII, представленный песчано-алевролитовыми породами. Песчаники темно- буровато-серые, кварцевые, сильно глинистые, алевролиты известковистые. Мощность пласта изменяется в пределах 0.8 -6,5 м.
Пласт С11 имеет самое широкое развитие на всем Арланском месторождении. Песчаные породы пласта буровато-серые, темно-серые, кварцевые, мелкозернистые, неравномерно- глинистые, слабоцементированные. Мощность пласта изменяется в широких предках и достигает 12 м. Пласт С1 по существу имеет слабое развитие на месторождении. Песчаники темно-серые, кварцевые, глинистые, в менее глинистых участках нефтенасыщенные. Мощность пласта не превышает 3 м.
1.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов
Глубина эксплуатации горизонтов терригенной толщи 1260-1350 м. Положение водонефтяного контакта изменяется от -1173 до -1188 м.
Арланское месторождение является многопластовым и относится к разряду крупных нефтяных месторождений России. Нефть - высокосернистая, смолистая, обладает большой вязкостью. Эта особенность осложняет условия ее разработки и переработки.
Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Он может заметно изменятся даже в пределах одной залежи. В месте с тем все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются составом. Состав нефти каждого месторождения уникален различны и свойства нефти. Кроме того свойства нефти изменяются при добычи, при движении по пласту, в скважине, системами сбора и транспорта при контакте с другими жидкостями и газами. Поэтому подробное изучение свойств нефти, ее состав важен для подсчета запасов нефти в залежи, выбора метода повышения нефтеотдачи пласта.
Состав нефти классифицируют на элементарный, фракционный и групповой, основными элементами входящими в состав нефти являются углеводород и водород. В большинстве нефтей содержание углерода от 83 до 87%, количество же водорода резко превышает 12-14% [2].
Содержание этих элементов в нефти необходимо знать как для нефтепереработки, так и при проектировании методов повышения нефтеотдачи пластов. Значительно меньше в нефти других элементов: серы, кислорода, азота. Их содержание редко превышает 3-4%. Однако компоненты нефти, включающие эти элементы, во многом влияют на ее физико-химические свойства. Так сернистые соединения нефти вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти.
Нефти терригенной толщи нижнего карбона тяжелые (плотность при давлении насыщения 0,875), сернистые (до 3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые.
В процессе разработки были продолжены исследования глубинных проб пластовой нефти. Исследовано глубинных нефтей - 251 проба из 91 скважины. Пласты I, IV и V раздельных анализов не имеют.