«МОДЕРНИЗАЦИЯ УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ НА ФЕСТИВАЛЬНОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ (ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ)»

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

По промыслово-геофизическим данным среднее значение проницаемости составило 3 мкм2*10-3 м. интервал изменения от 0,05 мкм2*10-3 м до 0,63 мкм2*10-3 м. Средний коэффициент открытой пористости пласта М равен 16%, изменяется от 9 до 21%. Начальная нефтенасыщенность составила 82%, изменяясь от 78 до 88% (табл. 2.10).Таблица 2.9.Таблица испытанийИнтервал пласта(м)Индекс пластаИнтервал испытания(м)Дата окончания испытания объектаТип перфоратора(кол-во отв.)Время исследования (час)Ø штуц (мм) или Hcp дин. (м)Дебит (м3/сут)Газ.фак-тор.(м3/м3)Давлениe, атм (глуб. замера)Депрессия на пластΔР, (атм.)t пласт,ºС (глуб. замера)Коэфф.продукт. (м3/сут)/ атмИскусств. забой.(м)Всего / на режимеИП приток (мин)КВД при ИП (мин)НефтьГаз (тыс)КонденсатВода (объём, м3)ТрубноеЗатрубноеЗабойноеПластовое12345б78910111213141516171819202122Фестивальная площадь, скважина 2512349-2412Б3-Б6 тарск2363-239325.11.70ИП35202.2 м31042393Фестивальная площадь, скважина 252 (на Ай-Кагальской структуре)1748-1757А1 киял1740-176204.07.71ИП19280.6 м3771762Pz+M+тюм3016-310005.11.71Откр.ствол744/441421.5146.531.152.5148.7353.1204.41200.1531003063-3100Pz+к.в.3064-310005.09.71ИП66320.6 м31283100Фестивальная площадь, скважина 253 (на Ай-Кагальской структуре)2565-2608Б10 кулом2550-257629.05.72ИП402.2 м313425762844-2900Ю1 васюг2855-288629.08.72ПКС-80 (320)143/621003плёнка1.610.03528863207-3304К.в. + тюм3209-330419.08.72Откр.ствол188/4312801.92.2116 (3200)3304Фестивальная площадь, скважина 255 (на Ай-Кагальской структуре)2504-2516Б15 кулом2502-252325.03.75ИП24165.4 м313225232748-2779Бажен2739-278031.03.75ИП2850сухо14327803242-3301К.в.+Pz3244-330102.05.75ИП4372сухо1421203301Таблица 2.10.Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенностиВид исследованийНаименованиеПараметрыПроницаемость, мкм2*10-3Коэф-т открытой пористости, %Начальн. нефтенасыщенность, %Пласт МГеофизические исследования скважинКоличество скважин221Общее количество определений/по скважинам87252-7387252-7373252-73Среднее значение/по скважинам252-3252-16252-82Интервал изменений/по скважинам0,05-0,63 (252)9-21 (252)78-88По промыслово-геофизическим данным пласт М в интервале 3061-3078 м охарактеризован, как неоднородный, проницаемый, с плотными пропластками. В результате опробования установлено, что пласт М нефтенасыщенный, проницаемый, уплотненный.В районе скв. 253 (интервал 3209-3304 м) и 252 (интервал 3227-3254 м) литологически представлен песчаником средне и крупнозернистым, плотным, крепкосцементированным и аргелитом.Лабораторные исследования по определению коэффициента вытеснения Фестивального месторождения не проводились.По продуктивному нефтенасыщенному пласту М керн не сохранился, поэтому не представляется возможным проведение физико-гидродинамических исследований (фазовые проницаемости, коэффициент вытеснения).Расчет коэффициентов вытеснения был произведен по зависимости:где ост, нач - коэффициенты остаточной и начальной нефтенасыщенностей.HYPERLINK "file:///F:\\ШИШМИНА\\122\\Usr\\Метод%20диплом\\Титульный%20ТПУ.doc" \l "_Toc168302059#_Toc168302059"3. ТЕКУщЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИФестивальное нефтяное месторождение насчитывает в своем составе один куст, две отдельно стоящие скважины. Все скважины разрабатываться при помощи УЭЦН, нефть Фестивального месторождения является малосернистой, малосмолистой, но при этом парафинистой с низким содержанием светлых фракций. Фонд скважин насчитывает 5 добывающих скважин. Все скважины являются наклонно направленные. Среди всего фонда можно выделить три скважины с проведенными работами по ГРП. Проведя анализ эффективности ГРП можно сказать, что на Фестивальном нефтяном месторождении качество ГРП можно считать хорошим, после серии разрывов получили повышение добычи в среднем на 40%, при этом обводненность суммарно увеличилась до 60%. Как и на любом промысле существует и ряд проблем связанных с добычей нефти, а именно: систематические срывы подачи ЭЦН, заклинивание насосов, прогар кабеля и др. Кроме этого на месторождении находятся несколько отдельно стоящих разведочных скважин.На Фестивальном нефтяном месторождении применяются ЭЦНы производителя: Компании «Schlumberger»Куст№1Скв№252, пробурена в 2006 году и является наклонной скважиной, длина 2750 м, эксплуатация ведется УЭЦН. Скв№313, пробурена в 2006 году и является наклонной скважиной, длинна 3000 м, эксплуатация ведется УЭЦН. Скв№320, пробурена в конце 2006 года и является наклонной скважиной, длинна 2970 м, эксплуатация ведется УЭЦН. Отдельно стоящие скважиныСкв№257, пробурена в начале 2008 года и является наклонной скважиной, длинна 3006, эксплуатация ведется УЭЦН. Скв№258, пробурена в конце 2007 года и является наклонной скважиной, длинна 3040, эксплуатация ведется УЭЦН. 3.1 Применяемые методы интенсификацииа) Механические методы воздействия на ПЗПГидравлическим разрывом называется процесс, при котором давление жидкости воздействует непосредственно на породу пласта вплоть до ее разрушения и возникновения трещины.[4] Продолжающееся воздействие давления жидкости расширяет трещину вглубь от точки разрыва. В закачиваемую жидкость добавляется расклинивающий материал, например, песок, керамические шарики или агломерированный боксит. Назначение этого материала - удержать созданную трещину в раскрытом состоянии после сброса давления жидкости. Так создается новый, более просторный канал притока. Канал объединяет существующие природные трещины и создает дополнительную площадь дренирования скважины. Жидкость, передающая давление на породу пласта, называется жидкостью разрыва.Проведение гидроразрыва преследует две главные цели:1) Повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью гидроразрыв - лучший способ повышения продуктивности.2) Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.На Фестивальном нефтяном месторождении сервисная компания «Империал ФракСервис» произвела серию гидроразрывов на следующих скважинах: №№ 257, 252, 313.Вследствие чего получили увеличение притока равный 40% от общего дебита фонда. При этом увеличение объема добываемой пластовой воды возросло с 10% до 20-25%. б) Химические методы воздействия на призабойную зону пластаМетод кислотного воздействия основан на реагировании водного раствора кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми минеральными веществами, блокирующими призабойную зону.[4]В настоящее время в нефтедобывающей промышленности кислотное воздействие используется для:- обработки призабойной зоны в добывающих и нагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;- обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсификации) их производительности;- очистки фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды,- очистки фильтра в призабойной зоне скважин от образований, обусловленных процессами ремонта скважин;- удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин; - инициирования других методов воздействия на призабойную зону.Исходя из сказаного выше, и плюс то что месторождение находиться в стадии разработки и планируется ввод новых скважин, что соответственно приведет к увеличению объемов нефти. Оптимально расмотреть вариант модернизации установки подготовки нефти на Фестивальном месторождении.4. Технологический процесс подготовки нефтиПродукция с кустовой площадки Фестивального нефтяного месторождения через задвижки №1, №2 и Эзд №1 (все электроприводные задвижки в обозначении имеют букву - Э), (для всех электроприводных задвижек, регулирующих клапанов предусмотрена сигнализация положения рабочего органа задвижек и клапанов, управление со щита и по месту) направляется в скважинную установку сепарации (СУС-300), а через задвижки №№ 14, 18 в установки замерные трехфазные (УЗТ №1, УЗТ №2), где организована подача хим. реагента для снижение агрегативной устойчивости нефтяных эмульсий плунжерными насосами из блоков дозирования реагентов УДР №№1, 3, 5. Дальше нефть поступает в подогреватель нефти НПС-0,2 №№1÷3. В подогревателе нефть нагревается до температуры 45 - 70С и направляется в трехфазный сепаратор СУС-300.Газ для питания горелок путевых нагревателей отбирается из СУС-300 или УЗТ-6,0 и поступает в блок подготовки газа, сжигается в топке подогревателя, отдавая тепло промежуточному теплоносителю.Охлажденные продукты сгорания через дымовую трубу выводятся из топки в атмосферу.Из нагретой нефтегазоводяной смеси в трехфазном сепараторе СУС-300 происходит отделение пластовой воды до остаточного содержания ее в нефти 0,5% масс. Нефть с СУС-300 и с УЗТ №№1,2 поступает в резервуары РГС-50 №№1÷4. Дренаж и зачистка резервуаров производится в емкость ЕД-1. Подтоварная вода из резервуаров РГС-50 №№1÷4 периодически сбрасывается в емкость ЕД-1.Для резервуаров нефти предусмотрены следующие схемы работы:Нефть из РГС-50 №№1÷4 подается на вход насосной внешней перекачки;2. Предусмотрена возможность внутрипарковой перекачки нефти из резервуара в резервуар, через подогреватель нефти НПС-0,2 №4 или минуя её насосами.Нефтяной газ от газового сепаратора ГС-1 (установленного в СУС-300) поступает через распределительную гребенку. Газ используемый для собственных нужд направляется для дополнительной очистки от капельной жидкости в газовый сепаратор ГС-2. После очистки в сепараторе ГС-2 газ поступает в качестве топливного для печей НПС-0,2 №№ 1÷4, котельной.Избыток газа через клапан РДСК, регулирующий давление в сепараторе, сбрасывается на горизонтальную факельную установку (ГФУ). Предусмотрен замер расходов газа как используемого на собственные нужды, так и сжигаемого на горизонтальной факельной установке. Также осуществляется контроль давления на каждой газовой линии. Все измерительные устройства снабжены байпасными линиями. Пластовая вода из сепаратора и подтоварная вода с резервуаров нефти сбрасывается на ГФУ[9]. (Схема в приложении А)5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ПОДГОТОВКИ НЕФТИ ПО МОДЕРНИЗИРОВАНОЙ СХЕМЕГазо-водонефтяная эмульсия с Фестивального месторождения через входную гребенку поступает на площадку УПН. На входной гребенке, с целью увеличения интенсивности обезвоживания и защиты оборудования от коррозии блоками дозирования реагента БДР подаётся деэмульгатор и ингибитор коррозии. От входной гребенки продукция скважин через печи нагрева поступает на технологическую площадку подготовки нефти. В подогревателях происходит нагрев эмульсии до 30+40 °С. Во вновь установленной установки предварительного отбора газа происходит отбор газа в пределах 50-60% от всего газа поступающего в газоводонефтяной фракции. В дальнейшем частично разгазирования жидкость поступает в нефтегазовый сепаратор первой ступени сепарации (С-1) технологической площадки происходит разделение потока на газ и жидкость.Отделившийся газ поступает в горизонтальный сепаратор ГС, где происходит отделение газа от жидкости под давление 0,25 МПа. Давление газа поддерживается клапаном регулятором давления. Далее газ поступает в газовый сепаратор каплеуловитель ГС-1, где происходит дополнительная очистка газа. Очищенный газ поступает на горелки печи, котельную и на блок подготовки газа факельной установки. А остатки газа сжигаются на горизонтальной факельной установке. Давление на линиях подачи газа на собственные нужды поддерживается клапанами регуляторами давления.Топливный газ подаётся через замерные узлы учёта, находящиеся на технологической площадке. Дренаж от сепараторов ГС и ГС-1 осуществляется в дренажную ёмкость.Нефтеводяная эмульсия с остатками газа поступает в трехфазный сепаратор ТФС, который является второй ступенью сепарации газа и в нем происходит отделение основной массы воды от нефти.Пластовая вода выводится из секции её сбора нефтегазосепаратора через клапан-регулятор уровня и поступает в отстойник воды ОВ, где происходит её очистка от механических примесей и нефти. Давление в отстойнике поддерживается клапаном регулятором давления. Отстоявшаяся нефть через клапан-регулятор уровня, поступает в дренажную ёмкость и погружным насосным агрегатом откачивается в начало технологии подготовки нефти. А пластовая вода через клапан-регулятор межфазного уровня поступает в резервуар РВС-4.Частично обезвоженная нефть из нефтегазосепаратора ТФС через клапан регулятор уровня поступает в отстойник нефти ОН. В отстойнике нефти происходит снижение обводненности нефти до 1+5 %, отделившаяся пластовая вода через клапан регулятор межфазного уровня поступает в дренажную емкость, из которой погружным насосным агрегатом подается в отстойник воды ОВ-1. Обезвоженная нефть через клапан регулятор уровня поступает в концевой сепаратор КС, где происходит её окончательная дегазация. Выделившийся газ, совместно с газом из отстойников нефти и воды, сжигается на факеле низкого давления, а нефть поступает в технологический резервуар для нефти РВС-1.В технологическом резервуаре нефть проходит через «подушку» пресной воды, где осуществляется окончательное обезвоживание нефти, и вымываются «сухие» соли.Из нефтяного резервуара подготовленная нефть подается на прием насосов насосной внешней перекачки нефти Н-2 и через оперативный узел учёта нефти и печи нагрева откачивается в нефтепровод «Майское НМ - Ай-Кагальское НМ - ПСП на Лугинецком НГКМ». После узла учёта нефти в трубопровод откачки блоком дозирования реагента БДР подаётся депрессорная присадка[1]. (Схема в приложении Б)5.1 Технические характеристики новых аппаратовСЕПАРАТОР ПЕРВОЙ СТУПЕНИНаименование (C-1) НГС 1-1.0(0,6)-2400-2-И V=50 м3 ВопросыОтветыПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ И ХАРАКТЕРИСТИКА ИЗДЕЛИЯ1.1. Объемная производительность по нефтегазовой смеси входе в изделие, м3/чдо 8001.2. *) Объемная производительность по газу, м3/ч, при рабочих условиях, возможные отклонения, (±…) м3/ч935001.3. *) Избыточное рабочее давление, МПа, возможные отклонения, (±…) Мпа0,004 - 0,0051.4. *) Температура рабочая, оС, возможные отклонения, (±…) оС+30 оС, (±5) оС1.5. Допустимое гидравлическое сопротивление, Па0,001∙1051.6. Допустимая концентрация массовая жидкости в газе на выходе, г/м3, (рассчитанная на производительность, приведенную к нормальным условиям:t = 0оС Р = 0,1013 МПа)не более 0,11.7. Допустимая концентрация массовая газа в жидкости на выходе, %, (рассчитанная на производительность, приведенную к нормальным условиям)не более 1,01.8. Время сепарации нефти, мин., склонность нефти к вспениваниюне менее 5 мин.1.9. Противодавление в системе сброса от предохранительного клапана, МПа (изб.)0,0051.10. Наличие обогревающего устройства и место его установкиНет1.11. Перечень технологических параметров, подлежащих контролю и регулированиюДавление в аппарате, перепад давле-ния на сетке, температура, уровень жидкостиХАРАКТЕРИСТИКА СРЕДЫ2.1. СредаНефть, газ, пластовая вода2.2. Молярная доля, %, каждого компонента нефти до С6+В включительноCO20,5219N20,7CH420,4875C2H62,9259C3H82,6557i-C40,8627С41,2127i-C50,393C50,5158C6+18,94692.3. Молярная масса, г/моль, фракции С6+В нефти174,72.4. Молярная доля, %, каждого компонента газа до С6+В включительноCO21,7N22,28CH466,73C2H69,53C3H88,65i-C42,81С43,95i-C51,39C51,28C6+1,682.5. Массовая доля, %, пластовой воды в жидкости на выходе из изделия5-502.6. Наименование и массовая концентрация, г/м3, твердых частиц в нефтегазовой смеси на входе в изделие, размер частиц, мкм2.7. Массовая концентрация, %масс, компонентов, образующих налипающие осадки (парафины, смолы и т.п.) в нефтегазовой смеси на входе в изделиеСеры-Смол силикагелевых1,72Асфальтенов1,58Парафинов 17,782.8. Символы и массовая концентрация, г/м3, солей в пластовой водеCl-16166,7SO4 2-14,4НСО3-1439,6Ca2+1293,5Mg2+134,1Na+, K+-2.9. Показатель рН пластовой воды6,82.10. Плотность нефтегазовой смеси, кг/м3, на входе в изделие при рабочих условиях с учетом обводненности 30 %масс.~8002.11. Плотность отсепарированной нефти, кг/м3, при рабочих условиях797,4-8432.12. Плотность газа, кг/м3, приведенная к нормальным условиям: t = 0оС, Р = 0,1013 МПа1,2082.13. Плотность пластовой воды, кг/м3, при рабочих условиях10202.14. Минерализация пластовой воды, г/л36.0612.15. Поверхностное натяжение нефти, Н/м, при рабочих условиях (расчетная величина)24,082.16. Вязкость, м Па∙с, при 20°С при 50°С35,53,92.17. Характеристика теплоносителя (наименование, молярная доля, % каждого компонента, температура, оС, Риз, МПа)-2.18. Категория и группа взрывоопасности (по ГОСТ 12.1.011-78), класс опасности среды (по ГОСТ 12.1.007-76*) IIA-T322.19. Абсолютное давление насыщенных паров при температуре жидкости до регулирующего клапана, МПа0,06923. ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ3.1. Объем аппарата, м3503.2. Расчетное давление, МПа0,63.3. Расчетная температура стенки, С1003.4. Необходимость внутреннего антикоррозионного покрытияДа3.5. Прибавка по толщине на коррозию, мм не менее 23.6. Наличие крепления под теплоизоляцию Нет3.7. Необходимость приварки пластин для крепления площадок и лестницТребуется (см. л.5)3.8.Эскиз аппаратаПрилагается (см. л.4)4. УСЛОВИЯ УПРАВЛЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ4.1. Количество заказываемого изделия в объекте в целом, в т.ч. по годам14.2. Вид поставки: блочная, неблочнаяне блочная4.3. Требуемый срок службы изделияне менее 20 лет4.4. Место расположения пункта управления технологическим процессомОператорнаяМесто расположения изделия (в помещении, на открытой площадке)на открытой площадке4.6 Характер окружающей среды Категория Ан (по НПБ 105-03)Класс зоны В-1г (по ПУЭ)4.7. *) Наименование грунта, нормативное давление на подошву фундамента, МПа4.8. *) Высота части постамента над уровнем планировки грунта и ее масса, кг, размеры фундамента, мм4.9. Наличие металлоконструкций и других дополнительных внешних нагрузок, их величина, схема расположения и действия (указывается на эскизе)Да (см. л.5)4.10. Средняя температура самой холодной пятидневки, оС, абсолютно минимальная температура, оС, района эксплуатации изделияминус 41 оС (обеспеченность 0,92),абс. минимальная темп. минус 51°С4.11. Нормативное значение ветрового давления, кг/м2234.12. Расчетное значение веса снегового покрова на 1м2 горизонтальной поверхности земли, кг/м22404.13. Прочие требования по усмотрению составителя опросного листаТаблица штуцеровОбозначениеНаименованиеКолПроход условный Ду, ммАВход нефтегазовой смеси1500ГВыход газа1400ДВыход нефти1400ЗДренаж1150ЕДля очистки1300ЖДля предохранительного клапана1200ЗДренаж 1150И*Для датчика уровня165КДля регулятора уровня250ЛДля сигнализатора уровня250/М27х1,5МДля пропарки150НДля термометра ртутного150/М27х2П1, П2Для дифманометра225РДля манометра125/М20х1,5СДля термометра сопротивления125/М20х1,5ТДля указателя уровня125/М20х1,5УЛюк-лаз1600Эскиз аппаратаСепаратор нефтегазовыйгазовый НГС-1-1,0(0,6)-2400-2-Т-И V=50м3 С-1СЕПАРАТОР НЕФТИНаименование (ТФС) ТФСК-Г-50-1.0-2-И V=50 м3 ВопросыОтветыПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ И ХАРАКТЕРИСТИКА ИЗДЕЛИЯ1.1. Объемная производительность по нефтегазовой смеси входе в изделие, м3/ч1271.2. *) Объемная производительность по газу, м3/ч, при рабочих условиях, возможные отклонения, (±…) м3/ч171001.3. *) Избыточное рабочее давление, МПа, возможные отклонения, (±…) Мпа0,004 - 0,0051.4. *) Температура рабочая, оС, возможные отклонения, (±…) оС+30 оС, (±5) оС1.5. Допустимое гидравлическое сопротивление, Па0,001∙1051.6. Допустимая концентрация массовая жидкости в газе на выходе, г/м3, (рассчитанная на производительность, приведенную к нормальным условиям:t = 0оС Р = 0,1013 МПа)не более 0,11.7. Допустимая концентрация массовая газа в жидкости на выходе, %, (рассчитанная на производительность, приведенную к нормальным условиям)не более 1,01.8. Время сепарации нефти, мин., склонность нефти к вспениваниюне менее 5 мин.1.9. Противодавление в системе сброса от предохранительного клапана, МПа (изб.)0,0051.10. Наличие обогревающего устройства и место его установкиНет1.11