- •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
- •1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и воды и коллекторские свойства пород-коллекторов продуктивных горизонтов
- •1.5 Запасы нефти и газа
- •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
4 Расчетный конструкторско-технологический раздел
4.1 Проектирование удаления аспо в нкт и пзп скважин в условиях Арланского месторождения
Методы борьбы с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже образовавшихся осадков.
Предупреждение образования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб и другого оборудования из гидрофильных материалов (стекло, стеклоэмали, бакелитовый лак и др.), а также введением в поток добываемой нефти различных ингибиторов (диспергаторов, присадок).
Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, тепловой и химической обработкой продукции скважин, используются магнитные депарафинизаторы.
Применение химических реагентов (ингибиторов) для предупреждения образования АСПО очень часто совмещается с предупреждением образования устойчивых водонефтяных эмульсий, защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии и солеотложений.
Для предупреждения выпадения парафина применяют ингибиторы-присадки и ингибиторы-диспергаторы. К ингибиторам-присадкам относятся полимерные вещества, которые стабильно действуют на нефть в течении длительного времени и могут использоваться в незначительных количествах.
К ингибиторам-присадкам относятся сополимер этилена (бесцветный газ, малорастворимый в воде) с винилацетатом (сложный эфир уксусной кислоты и винилового спирта, бесцветная жидкость с температурой кипения 730С) и полиакриламид (ПАА).
Первый реагент в основном действует на парафиновые отложения; рекомендуемая концентрация нефти 0,001-0,2%; степень ингибирования реагента при его содержании в нефти в количестве 0,02% составляет 80%, а степень снижения температуры застывания нефти 25-300С.
Химический реагент может подаваться на забой скважины, к башмаку газлифтных и фонтанных труб, на прием скважинного насоса, в выкидную линию скважинного насоса (НКТ) и на устье скважины.
Наиболее эффективна подача реагента на забой, так как в этом случае обрабатывается вся полость скважины и ее выкидные линии. При подаче реагента на устье скважины обработке подвергаются только наземные коммуникации.
Выбор места подачи реагента зависит от стадии разработки месторождения, способа эксплуатации скважин, свойств добываемой продукции, температурных условий. Например, оптимальная точка ввода реагента в насосной скважине - прием насоса. Во-первых, основным источником образования устойчивой водонефтяной эмульсии в скважине является насос. Во-вторых, подача реагента на прием насоса или к башмаку газлифтных и фонтанных труб может осуществляться достаточно просто. Один из основных способов подачи реагента в обрабатываемую систему: разовая обработка, которая состоит из следующих операций. Сначала выбирают объект обработки (скважина). Путем лабораторных исследований выбирают реагент. Планируют режим обработки: объем реагента и продавочной жидкости, температуру подогрева, время выдерживания реагента в обрабатываемой системе. Исходя из выбранного типа реагента и запланированного режима обработки, обосновывают количество и вид наземной техники, размещают ее с соблюдением правил техники безопасности и обвязывают со скважиной. Закачивают реагент и продавочную жидкость, выдерживают реагент в обрабатываемой системе в течение запланированного времени. Скважину пускают в эксплуатацию.
Одним из применяемых методов защиты оборудования от АСПО на предприятии Арланского УДНГ является закачка реагентами типа СНПХ-7941 и применение углеводородных растворителей типа СНПХ-7870. Применение ингибитора СНПХ-7941 позволит увеличить межочистный период (МОП) работы добывающих скважин, снизить эксплуатационные затраты и потери при добыче нефти.