ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЦЕССА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

Очень достойная работа, оценка полученная за диплом 5, такая цена потому что диплом уже готов, но плюс в том что в нем куча информации т.е 80-90% уже готово, останется сделать только расчетную часть( если у вас она имеется).По самому диплому, вся информация содержащаяся в нем актуальна, никакого плагиата. ...

1

1

На нескольких местах временных структурных разрезах отмечены зоны нарушений, прослеживаемые до отложений верхнеюрского возраста. Повышенная плотность выявленных тектонических нарушений в своде структуры, в основном, обусловлена большей плотностью профилей, что облегчает трассирование. Подсчитанная плотность выявленных признаков нарушений на единицу длины профиля не показала резких различий в сводовой и склоновых частях структуры.По отражающему горизонту Ф2 Таволгинское поднятие представляет собой изометричную, несколько вытянутую в субмеридиальном направлении складку, оконтуренную сейсмоизогипсой -2820м и имеющую отметку сводовых частей от -2550 до -2445м. Максимальная амплитуда поднятия составляет 375м, размеры структуры 18х10км. Северный и восточный склоны более крутые и за пределами поднятия выполаживаются и переходят в слабодифференцированную седловину, сочленяющую Таволгинскую и Казанскую структуры. Таволгинское поднятие разбито густой сетью дизьюнктивных нарушений, основные направления которых юго-восточное и юго-западное. Основной центральный дизьюнктив проходит через свод структуры с юго-востока на северо - запад, имеет протяженность около 10км, параллельно ему с юго-запада неуверенно выделяется малоамплитудное нарушение, отделяющее юго-западный блок структуры, а с северо-востока система субпараллельных дизьюнктивов, обуславливающих сложное блоковое строение северной части структуры. Почти перпендикулярно вышеописанным проходят семь разрывных нарушений юго-западного направления. Пересечение дизьюнктивов обеспечивает мозаичный блоковый характер строения фундамента. Отдельные блоки имеют размеры от 1,5 до 2х5км.Рифтогенез, наиболее полно проявившийся в ранне-среднетриасовую эпоху, завершил формирование тектонического облика доюрского фундамента и положил начало новому этапу развития Западно-Сибирской плиты – платформенному. Рифтогенез сопровождался активным наземным вулканизмом, что предопределило развитие интрузивных и эффузивных образований.Структурообразование в мезозойско-кайнозойском чехле обусловлено унаследованными движениями структурно-формационных зон доюрского фундамента. В платформенном чехле над антиклинориями сформировались зоны поднятий, над синклинориями – зоны прогибов.Значительный вклад в формирование современного строения региона внесли тектонические движения, проявившиеся в верхнем мелу – неогене. Эти движения привели к перестройке структурного плана в региональном отношении и изменениях в относительном положении отдельных блоков плиты. Кроме этого, они вызвали заложение новых разломов и оживление ранее заложившихся тектонических нарушений.Казанское локальное поднятие (структура III порядка) находится в западной части одноименного крупного куполовидного поднятия (структура II порядка), в пределах внутренней погруженной области Западно-Сибирской плиты.Казанское поднятие, как и большинство локальных поднятий III порядка ЗСП, сформировалось над эрозионно-тектоническим выступом фундамента и является по отношению к последнему унаследованным положительным элементом.Структурный план по более молодым отложениям мела-неогена в основном остается унаследованным, хотя отмечается постепенное выполаживание структуры. По результатам бурения Казанская структура представляет собой брахиантиклинальную складку северо-восточного простирания. По кровле продуктивного верхнеюрского пласта Ю1 в пределах замкнутой изогипсы –2350 м складка имеет размеры 11х15км, амплитуду 72м, углы падения юго-западного и северо-восточного крыльев соответственно 1о и 0о30’. Сравнение структурных планов сейсморазведочных работ МОГТ 1995-1998г.г. с результатами предыдущих исследований показывает большую разницу в изрезанности изолиний, в детальности отдельных элементов рельефа и определенности их взаимоотношений. По опорному отражающему горизонту IIа (подошва баженовской свиты) структура практически сохранила уровень оконтуривающей изогипсы (-2350м). Площадь структуры увеличилась и составила 189км2 против 147,5км2.Рифтогенез наиболее полно проявившийся в ранне-средне-триасовую эпоху, завершил формирование тектонического облика доюрского фундамента и положил начало новому этапу развития Западно-Сибирской плиты-платформенному. Рифтогенез сопровождался активным наземным вулканизмом, что предопределило развития интрузивных (Таволгинская 2) и эффузивных образований (Казанская 1). Структурообразование в мезазойско-кайнозойском чехле обусловлено унаследованными движениями структурно-формационных зон доюрского фундамента. В платформенном мезозойско-кайнозойском чехле над антиклинориями сформировались зоны поднятий, над синклинориями-зоны прогибов.Значительный вклад в формирование современного строения региона внесли тектонические движения, проявившиеся в верхнем мелу-неогене. Эти движения привели к перестройке структурного плана в региональном отношении и в изменениях в относительном положении отдельных блоков плиты. Кроме этого, они вызвали заложение новых разломов и оживление ранее заложившихся тектонических нарушений.В пределах площади работ выделяются локальные поднятия третьего порядка: Таволгинское, Казанское, Западно-Сомовское и Болтное. 2.4 НефтегазоносностьКазанское нефтегазоконденсатное месторождение согласно нефтегазоносному районированию расположено в юго-восточной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и входит в состав Васюганской нефтегазоносной области Казанского нефтегазоносного района. Таким образом, на 01.09.69г., когда проводился подсчет запасов углеводородов по Казанскому месторождению, балансовые запасы свободного газа и конденсата категории С2 по пластам Ю1 и Ю2 составили, соответственно, 534,28 млн.м3, 36,6 тыс.т. и 236,14 млн.м3, 16,2 тыс.т.Продуктивность пласта Ю2 – (пласты Ю13 и Ю14 по новой индексации) была доказана в скважинах 1 и 3. Следует отметить, что в 1969г., когда проводился подсчет запасов газа и конденсата на Казанском месторождении, пласты Ю2 (Ю13 и Ю14) объединялись в единый объект и индексировались, как пласт Ю2 тюменской свиты. Продуктивные пласты Ю11 и Ю12 васюганской свиты в 1969 году тоже рассматривались, как единый пласт Ю1, который характеризовался не только наличием скопления газа и конденсата, но и имел нефтяную оторочку толщиной в 18м.Рис 2.2 Кровля пласта Ю1-1Рис 2.3 Кровля пласта Ю1-2Балансовые запасы свободного газа, конденсата и нефти в пласте Ю1 (Ю11-2) Казанского месторождения на 01.09.69г. составили: свободный газ (С1) – 12492,13 млн. м3, в том числе конденсат (С1) – 8222,9 тыс.т., нефть (С2) – 11280 тыс.т.За период времени, последовавший после 1969г., многие исследователи неоднократно возвращались к вопросам расчленения и корреляции разрезов скважин на Казанском месторождении. Кровля тюменской свиты, которая в 1969г. проходила в кровле пласта Ю2 (Ю13-4) была перенесена значительно ниже. Сам пласт расчленен на два пласта – (Ю13 и Ю14) Ю2, которые были отнесены к васюганской свите. Пласт Ю1 (Ю11-2) тоже был разделен на два пласта – Ю11 и Ю12. В пласте Ю11 условная граница ГЖК для подсчета запасов газа и конденсата категории С1 принята по абсолютной отметке подошвы пласта Ю11 в скважине 9, где при опробовании получены газ и конденсат (а.о. 2342м). Так как в пласте Ю11 вода не получена ни в одной скважине, то для подсчета запасов газа и конденсата категории С2 в пласте Ю11 граница ГВК принимается условно по последней замыкающей изогипсе – а.о. 2370м..Физико-химические свойства газа пластов Ю1 и Ю2 Казанского месторождения сведены в таблицу 1.2.Таблица 2.1 Физико-химические свойства газа пластов Ю1 и Ю2ПластСостав газа, % об.СН4С2Н6С3Н8С4Н10С4Н10С5Н12С6Н14N2СО2С5+вЮ288,972,961,770,540,590,131,252,451,321,61Ю172,992,123,543,312,551,581,451,511,299,66Из приведенных данных видно, что пластовые газы продуктивных пластов Ю1 и Ю2 Казанского месторождения отличаются между собой. Газ пласта ЮI значительно тяжелее газа пласта Ю2. Содержание метана в пласте Ю1 составляет 72,99%, в пласте Ю2 – 88,97%. Содержание С5+высш в пласте Ю1 почти в 6,5 раза больше, чем в пласте Ю2. В составе газа пласта Ю2 отмечено наличие гелия.2.5 Подсчет запасовВ 1969 году по результатам разведки в разрезе юры выделены и оценены промышленные запасы газа и конденсата категории С1 по двум юрским продуктивным пластам - Ю1 и Ю2 и неразведанные запасы категории С2 по двум пластам тюменской свиты – Ю3 и Ю4 (протокол ГКЗ № 35 828 от 28.11.69г.). Суммарные запасы газа по месторождению учтены Госбалансом в следующем количестве (по категориям): С1 – 19222 млн. м3 и С2 – 770 млн. м3и по объектам подсчета:Ю1 – 12492 млн. м3, Ю2 – 6730 млн. м3, Ю3 – 534 млн. м3 и Ю4 – 236 млн. м3.По нефтяной оторочке газоконденсатной залежи Ю1 балансовые запасы нефти утверждены в количестве 11280 тыс. т, однако позже в 1985 году протоколом ЦКЗ Министерства геологии СССР были списаны.Месторождение в ГКЗ принято и классифицировано как четырехпластовое и нефтегазокондексатное. Тип залежей – пластово-сводовый. Максимальную площадь газоносности на месторождении занимает пласт Ю1 и минимальную – пласт Ю4.За истекший период на месторождении проведена детализационная сейсморазведка МОГТ-2Д (автор Мельников В.П. с/п 1,3/95-98 Томского геофизического треста ОАО «Томскнефтегазгеология») по уплотняющей сети профилей (1,8-2,2 км/км2), проанализирован и обобщен весь имеющийся геолого-геофизический материал прошлых лет и оценены потенциальные возможности наращивания УВ в целом по месторождению. По результатам работ построена более надежная и кондиционная структурная сейсмооснова по отражающему горизонту IIа (подошва баженовской свиты), кровле верхнеюрских продуктивных пластов Ю11, Ю12 и Ю2 (Ю13-4), что позволило уточнить структурные и подсчетные планы месторождения по основным промышленно-газоносным пластам - Ю1 и Ю2, и наметить расширение площади газоносности в краевых зонах месторождения.Разработка месторожденияРазработка объекта Ю1, Ю2 Казанского месторождения начата в 2008 году на основании «Технологической схемы разработки Казанского месторождения».На данном месторождении в настоящий момент времени в общем фонде находятся 72 добывающие и нагнетательные скважины.Таблица 3.1 Характеристика фонда скважин.НаименованиеХарактеристика фонда скважинКоличество скважин Общий фонд65 Эксплуатационный фонд65Фонд добывающих из них фонтанные45 скважинЭЦН7  в освоении4  В консервации- Пьезометрические 2 Наблюдательные - В ожидании ликвидации - Ликвидированные- Переведены под закачку 7 Переведены на другие горизонты  - Переведены из добывающих7 Общий фонд7 Эксплуатационный фонд7Фонд в т.ч. действующие7нагнетательных в бездействии-скважин в освоении-Используется фонтанный способ добычи нефти, около 90% от общего числа скважин. Также используется механизированный способ добычи нефти, а именно при помощи ЭЦН. На долю механизированного фонда приходится около 270 т/сут, общая суточная добыча нефти составляет около 3000 т/сут. Продолжается бурение новых эксплуатационных скважин.Рис. 3.1 Количество добывающих скважин по способам эксплуатацииДля фонтанного способа добычи применяется фонтанная арматура фирмы ОАО «Корвет», а для механизированного фонда установлены ЭЦН фирмы «Алнас-Н».На данном месторождении существует система ППД. Она состоит из блочной кустовой насосной станции (БКНС), блока распределения воды (БРВ), нагнетательных трубопроводов и системы подготовки воды, которая в свою очередь имеет в своем составе сепаратор объемом 25 м3, два отстойника воды объемом 100 м3 каждый и два резервуара объемом 700 м3. Суточный объем подготовленной воды составляет 4000 м3.Основными осложнениями при эксплуатации скважин являются АСПО и устойчивая эмульсия сырья. Для борьбы с этим применяются горячие промывки скважин и закачка ингибитора и деэмульгатора в трубопроводы УПН.Казанское НГКМ находится на первой стадии процесса разработки месторождений, происходит разбуривание, обустройство месторождения, ввод скважин и промысловых сооружений (ввод элементов разработки) в эксплуатацию, добыча нефти растет, что обусловлено в значительной степени скоростью освоения. Проект развития данного месторождения рассчитан до 2032 года, с максимальной добычей в 6000 т/сут. в 2017 году. 4. Специальная часть4.1 Технология и технологическая схема подготовки нефти Сбор продукции с кустов скважин осуществляется по лучевой схеме, по которой газожидкостная смесь поступает на УПН, производительностью 1600 тыс. т/год по товарной нефти. Газожидкостная смесь с кустовых площадок под давлением 6-10 кгс/см2, температурой +2...+10 °С поступает в сборный коллектор расположенный на площадке подключения. Для улучшения процесса деэмульсации нефти и отделения пластовой воды, а также для борьбы с парафиноотложением и коррозией в трубопровод нефтегазоводяной смеси после сборного коллектора предусмотрена подача деэмульгатора и ингибитора парафиноотложения и коррозии с блока дозирования реагентов.4.2 Описание технологической схемы УПН.Рис 4.1 Технологическая схема УПН.После площадки подключения нефтегазоводяная смесь поступает на площадку первой очереди УПН и на площадку второй очереди УПН. На технологической площадке размещаются: сепарационные установки, площадка нагревателей нефти, площадки отстойников нефти и площадка газовых сепараторов. На сепарационной установке расположены нефтегазовые сепараторы первой ступени, трехфазный сепаратор второй ступени и сепаратор концевой ступени сепарации. Площадка нефтегазовых сепараторов Сепаратор нефтегазовый С1 представляет собой горизонтальный аппарат объемом 50 м3, оборудованный на входе успокоительным коллектором и устройством предварительного отбора газа – депульсатор, которые обеспечивают в совокупности депульсацию (стабилизацию) и расслоение потока смеси нефти и газа, а также выделение попутного нефтяного газа из жидкости. Сепаратор нефтегазовый С1.1 представляет собой горизонтальный аппарат объемом 100 м3, с двумя гидроциклонами. Для наибольшей эффективности первичной сепарации нефтегазовая смесь поступает в гидроциклоны путем тангенциального ввода, при этом отделение газа от нефти происходит под действием центробежных сил.Нефтеводогазовая смесь с температурой +2…+10°С поступает в сепарационный блок нефтегазовых сепараторов на первую ступень. В аппаратах происходит холодная сепарация нефти с дальнейшим выделением попутного нефтяного газа из жидкости. Стабилизируя нефтегазоводяной поток, сепараторы С1, С1.1 служат для предварительного сброса газа, тем самым облегчая работу следующим за ними трехфазным нефтегазосепараторам С2 и С2.1. В сепараторах С1 и С1.1 отделяется до 65% нефтяного газа от нефти. Отделившийся нефтяной газ поступает на площадку газосепараторов ГС2 и ГС2.1 для очистки от капельной жидкости.Частично дегазированная нефть с С1 поступает на площадку подогревателей.Площадка подогревателей нефти Площадка подогревателей включает в себя три подогревателя нефти комбинированных (ПНК-1,9) ПП1-3 состоящих из камеры сгорания (радиантной и конвективной), камеры нагрева продукта с промежуточным теплоносителем и газорегуляторного пункта (ГРП) в состав которого входит газовая горелка с воздуходувкой для принудительного нагнетания воздуха. Подогреватель нефти оснащен устройствами, приборами, исполнительными механизмами, обеспечивающими дистанционное управление, контроль и регулирование параметров процесса нагрева нефти и режима работы ПНК, защиту оборудования нагревателя и аварийную сигнализацию при отклонении параметров процесса и режима работы от заданных значений. Процесс нагрева нефти в подогревателях осуществляется в два этапа.На первом этапе нефть нагревается в конвективной камере отходящими дымовыми газами, на втором этапе нагрев происходит в камере промежуточного теплоносителя.В качестве промежуточного теплоносителя может использоваться подготовленная вода либо растворы антифриза или тосола.Холодная нефть с I ступени сепарации далее по направлениям поступает на подогрев в ПП1, ПП2 и в ПП3 соответственно. Для улучшения процесса дегазации и отделения воды от нефти, нагрев эмульсии должен обеспечиваться до 55-70оС. Далее нагретая нефть направляется на II ступень сепарации. В случае создания аварийной ситуации на печах, предусмотрено ручное по месту и дистанционное отключение печи и опорожнение трубопроводов и змеевика печи в дренажную емкость Е2 с последующей откачкой нефти в линию поступления в РВС2000 №1-6.Площадка сепараторов нефтегазовых со сбросом воды Трехфазный сепаратор С2 представляет собой горизонтальный аппарат объемом 50 м3, оборудованный системами блокировок, защит и сигнализаций обеспечивающий контроль рабочих параметров. Внутри аппарата на уровне 46% (1100мм) расположена перегородка, которая делит аппарат на два отсека (технологический и буферный). Обезвоживание нефти в С2 обеспечивается до содержания воды в нефти не более 10%.Трехфазный сепаратор С2.1 представляет собой горизонтальный аппарат объемом 100 м3. Для увеличения эффективности процессов разделения нефти, воды и газа в аппарате предусмотрена перегородка, состоящая из блоков заполненных насадками (кольца Пааля). Переток нефти из технологического в буферный отсек через перегородку находится на уровне 76% (2300мм). Обезвоживание нефти в С2.1 обеспечивается до 5%. Нефтеводогазовая смесь с температурой 55-65°С с площадки нагревателей поступает в трехфазный сепаратор С2 и в сепаратор С2.1. Отделившийся нефтяной газ поступает на площадку газосепараторов ГС2 и ГС2.1 для очистки от капельной жидкости.Нефть с остаточным содержанием воды и попутного газа поступает в отстойники нефти ОН1, ОН1.1.Площадка отстойников нефти Отстойник нефти ОН1 представляет собой горизонтальный, полый аппарат объемом 100 м3.Отстойник нефти ОН1.1 представляет собой горизонтальный аппарат маточного типа состоящий из технологического и буферного отсеков общим объемом 100 м3. Для увеличения эффективности процессов разделения нефти и воды в аппарате предусмотрена перегородка, состоящая из блоков заполненных насадками (кольца Пааля). Переток нефти из технологического в буферный отсек через перегородку расположен на уровне 80% (2400мм). Обезвоживание нефти в ОН1 и ОН1.1 по содержанию воды на выходе обеспечивается до товарного качества (до 0,5%).Для интенсификации процесса обессоливания нефти перед входом в отстойники предусмотрена подача пресной воды с водозабора.Давление в аппаратах поддерживается гидростатически (до 0,12 МПа) за счет перепада высот между отстойниками и концевыми сепараторами КС1, КС1.1 устанавливаемым на отметке 13,0 м. Отделившаяся пластовая вода подается в усреднитель промстоков для дальнейшей утилизации на горизонтальной факельной установке.Обезвоженная нефть поступает на вход концевых сепараторов КС1 и КС1.1.Площадка концевых сепараторов Стабилизация нефти (давление насыщенных паров не более 66,7 кПа (500 мм рт.ст.)) происходит в концевой сепарационной установке в сепараторах КС1, КС1.1.Концевой сепаратор КС1 представляет собой горизонтальный аппарат объемом 25 м3, оборудованный системой сигнализаций обеспечивающих контроль рабочих параметров. Концевой сепаратор КС1.1 представляет собой горизонтальный аппарат полочного типа объемом 100 м3. Эффективность сепарации обеспечивается за счет пленочного истечения нефти по оребренным полкам.Отделившийся нефтяной газ с сепаратора КС1 и сепаратора КС1.1 сжигается на факельных установках низкого давления ФУ2, ФУ2.1.Далее стабилизированная нефть поступает на распределительные гребенки резервуарного парка.Для контроля остаточного содержания воды в нефти с КС1 в блоке измерительно-регулирующем предусмотрен автоматический, поточный влагоанализатор УДВН-1пм.Резервуары нефти Резервуарный парк УПН состоит из шести резервуаров вертикальных стальных Р1-6 объемом 2000 м3 каждый. Обвязка и внутреннее устройство резервуаров выполнено таким образом, что каждый резервуар может быть как технологическим, так и товарным.Нефть с площадки сепарации поступает в технологический резервуар Р1 на отметку 1,2 м от днища резервуара.