Дипломная работа на тему "Подготовки добываемой газо-водонефтяной эмульсии"

ГлавнаяПромышленность, производство → Подготовки добываемой газо-водонефтяной эмульсии




Не нашли то, что вам нужно?
Посмотрите вашу тему в базе готовых дипломных и курсовых работ:

(Результаты откроются в новом окне)

Текст дипломной работы "Подготовки добываемой газо-водонефтяной эмульсии":


ВВЕДЕНИЕ

В условиях бурного развития нефтяной промышленности разведаны уникальные запасы нефти и газа, и началось создание новых крупнейших нефтедобывающих районов в Западной Сибири, одним из которых является Сургутский район, где образовалась ОАО "Сургутнефтегаз". Нефтегазодобывающее управление "Лянторнефть", одно из структурных подразделений открытого акционерного общества "Сургутнефтегаз", образовалось в 1979 году.

Лянторское месторождение нефтяники называли уникальным и отнесли его к сложнопостроенным и именно объединению "Сургутнефтегаз" в 1979 году предстояло разрабатывать столь необычное месторождение. Нефтегазодобывающее управление "Лянторнефть" в структуре "Сургутнефтегаз" считается одним из стабильных, несмотря на всю сложность построения месторождения.

Современные системы сбора и подготовки продукции нефтяных скважин предусматривают максимальное использование давления на устье скважин для обеспечения транспортирования нефтегазоводяной смеси как по промысловым трубопроводам, так и через все технологические установки, включая установки подготовки нефти и воды. При этом высокая эффективность производства достигается в результате совмещения различных технологических процессов в одних аппаратах. В настоящее время разработаны унифицированные системы сбора и подготовки нефти, газа и воды, в которых используется индустриализация обустройства всех объектов. Индустриализация обустройства промысловых объектов представляет собой комплектно-блочное исполнение заводского изготовления всего оборудования, в результате чего объем монтажных операций на месте эксплуатации оборудования резко сокращается. В этой связи на нефтяных месторождениях за последние годы появился ряд новых технологических процессов и аппаратов, обслуживание которых требует специальных знаний. Так, эффективное использование реагентов-деэмулъгаторов для разрушения нефтяных эмульсий требует знания не только концентраций и дозировок вводимого реагента, но и умения создать необходимый режим турбулентного перемешивания потока и т. п. Изложение материала построено в соответствии с технологической цепочкой операций по сбору и подготовке нефти и воды. Сведения по технике безопасности и охране окружающей среды, приведенные в конце глав, необходимы для правильной эксплуатации современного оборудования на нефтяных месторождениях.


1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Орогидрография

На Лянторском месторождении гидрографическая сеть развита широко и представлена рекой Пим и сетью ее притоков. На водоразделах расположены озера и болота различных размеров. Озера занимают 22% территории месторождения. Наиболее крупные озера: Энтьлор, Токтурылор, Монкетлор, Сыхтынглор, Киуснэлор, Неримлор и другие.

На территории месторождения судоходна лишь река Пим. Большая часть территории покрыта труднопроходимыми болотами, на северо-востоке отличается сплошная озерно-болотная система.

Лесные массивы расположены вдоль реки и на водоразделах участками среди обширных болот, занимают 12% от общей площади и состоят из кедра, лиственницы, сосны и березы. Болотистые участки покрыты мхом, реже встречаются редколесье.

Климат района резко континентальный. Зима продолжительная и снежная, часты метели и снегопады, толщина снежного покрова достигает 1,5 метров. Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. Среднегодовые температуры в районе месторождения составляют -3°С...-4°С. Районный центр г. Сургут является крупным речным портом в Среднем Приобье, связан железной дорогой с городами Тюмень, Нижневартовск, Тобольск, Уренгой. Город связан авиалиниями со многими крупными населенными пунктами севера и юга области, а также с европейской частью страны.

Среди источников питьевого и технического водоснабжения возможно использование пресных поверхностных вод, пресных подземных вод, четвертичных и палеогеновых отложений, а так же минерализованных и высокотемпературных вод аптальбсеноманского водоносного комплекса.

Район относится к слабо заселенным, плотность населения не превышает одного человека на 1 км2, коренное население (ненцы, ханты, манси и селькупы) занимаются исключительно оленеводством, пушным и рыбным промыслом. В последние годы местное население принимает активное участие в проведении работ по разработке и добыче нефти. В непосредственной близости от месторождения находится город Лянтор, расположенный на левом берегу реки Пим. Наиболее крупный населенный пункт город Сургут, расположен в 80 километров к юго-востоку от месторождения. Действующий магистральный нефтепровод Усть-Балык-Омск проходит в 75 километров, к юго-востоку от месторождения. С развитием работ по разработке и добыче нефти и газа район получил значительные перспективы для экономического развития всего народного хозяйства.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рисунок 1.1.1 - Обзорная карта


1.2 Тектоника

В пределах Западносибирской плиты выделяются три структурнотекто-нических этажа. Формирование нижнего закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальному этапу развития плиты. Он представлен изверженными, эффузивными и метаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу.

Промежуточный структурно-тектонический этаж соответствует отложениям пермотриасового возраста. В пределах Лянторского месторождения он представлен эффузивами (туфами и базальтами) и значительно менее дислоцирован. По данным сейсморазведочных работ, в том числе и методом МОВ ОГТ, два нижних этажа на территории изучаемого месторождения характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений. Структурная поверхность по отражающему горизонту представляет чередование приподнятых и опущенных блоков различной ориентации, разности абсолютных отметок вдоль разломов достигают более 40 метров.

Отложения верхнего структурно-тектонического этажа (осадочного чехла) накапливались в условиях устойчивого пригибания фундамента и представлены терригенными отложениями. Они характеризуются пликативными дислокациями.

Согласно тектонической карты мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западносибирской геосинеклизы Лянторское месторождение расположено в пределах Хантыйской антеклизы в северо-западной части Сургутского свода. Здесь выделяются две положительные структуры второго порядка: Востокинский и Пимский валы.

Пимский вал по отражающему горизонту "А" оконтуривается сейсмоизогипсой - 2700 метров, в пределах которой, его размеры составляют 20x190 километров. Он имеет субмеридиональное простирание с погружением его оси в южном направлении на 300 метров. Вал осложнен рядом локальных поднятий, наиболее северное из которых Лянторское входит в состав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой - 2680 метров и имеет субмеридиональное простирание. Его амплитуда составляет 90 метров. К северу от Лянторского месторождения находится Востокинский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Его размеры 20x55 километров. Он осложнен поднятиями третьего порядка. Два южных из них, Январское и Востокинское, составляют северную часть изучаемого месторождения. Востокинская структура является наиболее крупной, оконтуривается по отражающему горизонту "А" изогипсой - 2680 метров и имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального простирания с размерами 4x16 километров. Ее амплитуда достигает 15 метров. Следует отметить, что объединение в пределах одного месторождения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту "А", ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки. Представляется достаточно обоснованным выделения здесь Востокинско-Пимского вала как единой структуры. С востока к Востокинскому поднятию примыкает группа малоамплитудных незначительных по размерам локальных поднятий (Тайбинское, Тутлимское и Таняунское), также входящих в состав Лянторского месторождения.

В целом для Лянторской группы поднятий Сургутского свода отличается унаследованность развития структурных форм.

1.3 Характеристика продуктивных горизонтов

Нефтегазоносность Лянторского месторождения связана с отложениями нижнего мела и средней юры.

Основная характеристика продуктивных горизонтов приведена в таблице 1.3.1

В подсчете запасов 1994 года были выделены следующие залежи: газонефтяные - в пластах АС-9, АС-10, АС-11;

- нефтяные - в пластах БС-81, БС-82, БС-16-17, БС-18, БС-19-20, ЮС-2. В ГКЗ РФ запасы нефти были утверждены по пластам АС-9, АС10, АС-11, БС-82 , БС18. По соотношению газо- и нефтенасыщенных частей основных продуктивных пластов АС 9…11 Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению -сложнопостроенным.

Залежь пласта АС11 относится к нижней части эксплуатационного объекта АС 9...11 и характеризуется наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.).

Общая толщина пласта АС11 изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 метров. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые полосообразные формы, напоминающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам Востокинской, Январской и Лянторской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным погружениям (сочленения Таняунской и Январской, Январской и Лянторской, Январской и Востокинской структур). Эффективные толщины пласта АС11 также характеризуются широким диапазоном изменения от 2...4 до 28...30 метров. Зоны эффективных максимальных толщин достаточно четко укладываются в субмеридиальную (относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельных участках субширотными ответвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС 2,4,5,6). Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному и западному бортам Лянторской структуры. Максимально опесчаненным пласт является на Лянторской площади, на западном и северном структурных погружениях Востокинского поднятия; в пределах восточной и южной частей месторождения его песчаность снижается. В подсчете запасов 1994 года запасы нефти пласта АС 11 утверждены по 4 залежам: в районе разведочной скважины 79Р (Востокинское поднятие), в районе скважины 2Р и 11Р (Январская структура), в районе скважин 9Р, 25Р , 5Р (Лянторская площадь).

Залежь нефти района скважины 79Р (Востокинская площадь) приурочена к куполовидному поднятию с размерами 5,5x2,0 километров. ВНК принят на абсолютной отметке - 2047 метров. Высота залежи - 7 метров. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта - 4,5 метров. По типу залежь пластово-сводовая, водоплавающая. Запасы нефти оценены по категории С2. Залежь района скважины 2Р (Январская площадь) приурочена к локальному поднятию с размерами 4,2x2,0 километров ВНК отбивается на отметке 2050 метров. Высота залежи 15 метров. По типу залежь пластово-сводовая, водоплавающая. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.4 до 5.5 метров при среднем значении 1.7 метров.

Толщина перемычки, отделяющей рассматриваемый пласт от вышележащего, изменяется от 2 до 4 метров и лишь в районе скважин 7116, 7115, 6109 оказывается меньше 2 метров. Толщина плотного раздела на уровне ВНК изменяется от 2 до 4 метров. За контуром залежи толщина перемычки оказывается меньше 2-х метров. Запасы нефти залежи отнесены к категории С1 и связаны с водонефтяной зоной. Залежь района скважины 11Р (Январская структура) имеет размеры 7.5x2.5 километров и контролируется брахиантиклинальной складкой северо-восточного простирания.

Высота залежи достигает 32 метров. ВНК принят на отметке - 2050 метров. По типу залежь пластово-сводовая, водоплавающая.

Нефтенасыщенная толщина пласта АС 11 изменяется от 1.0 до 15.4 метров при среднем значении 7.0 метров. В пределах залежи выделяются водонефтяная, газоводонефтяная и газонефтяная зоны, из которых водонефтяная является самой значительной, занимая 95% площади. На 71% площади залежи нефть находится в контакте с водой; толщина перемычки в этой части менее 2 метров. На уровне ГНК преимущественная толщина перемычки находится в пределах от 0 до 2,0 метров. Залежь пласта АС И Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Размеры поднятия составляют 16x4-6 км, высота 40 метров. Значительная часть площади залежи в пределах внешнего контура нефтеносности является неразбуренной в связи с низкими предполагаемыми значениями или полным отсутствием нефтенасыщенных толщин в этой зоне. Залежь пласта АС 11 от вышележащего пласта АС 10 на рассматриваемом участке отделяются весьма незначительной и очень изменчивой по толщине перемычкой, значение которой изменяется от 0,6 до 3,0 метров. В ряде скважин песчаные пласты сливаются, образуя единый гидродинамически связанный резервуар. Проницаемая часть пласта АС 11 изучены по 7 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется от 19,3 до 28,6 % и в среднем по пласту составляет 24,5 % (25%) по нефтенасыщенной части 23,9 %, по водо-насыщенной - 25,8%.

Таблица 1.3.1 - Характеристика продуктивных горизонтов.

Параметры |
АС 9 | АС10 | АС11 | АС9..11 |
---------------------------------------------------------
Средняя глубина залегания, м | 2093 | 2099 | 2101 | - |
---------------------------------------------------------
Тип залежи | Терригенный |
---------------------------------------------------------
Тип коллектора |
---------------------------------------------------------
Площадь нефтегазоносности, тыс. м | 1060535 | 675899 | 18653 | 1060535 |
---------------------------------------------------------
Средняя общая толщина, м | 11,73 | 22,84 | 23,1 | 62,57 |
---------------------------------------------------------
Эффективная средняя толщина, м | 8,6 | 16,71 | 13,26 | 37,66 |
---------------------------------------------------------
Средняя газонасыщенная толщина, м | 6,59 | 7,29 | 5,84 | 6,82 |
---------------------------------------------------------
Средняя нефтенасыщенная толщина, м | 4,42 | 7,5 | 5,72 | 5,89 |
---------------------------------------------------------
Средняя водонасыщенная толщина, м | 4,07 | 10,5 | 12,69 | 20,89 |
---------------------------------------------------------
Пористость газонасыщенного коллектора, доли единиц. | 0,248 | 0,247 | 0,24 | 0,247 |
---------------------------------------------------------
Пористость нефтенасыщенного коллектора, доли единиц. | 0,248 | 0,251 | 0,246 | 0,25 |
---------------------------------------------------------
Начальная насыщенность нефтью, доли единиц. | 0,625 | 0,623 | 0,639 | 0,629 |
---------------------------------------------------------
Объемный коэффициент газа, доли единиц. | 0,0048 | 0,0048 | 0,0048 | 0,0048 |
---------------------------------------------------------
Объемный коэффициент нефти, доли единиц. | 1,7 | 1,7 | 1,7 | 1,7 |
---------------------------------------------------------
Объемный коэффициент воды, доли единиц. | 1,01 | 1,01 | 1,01 | 1,01 |
---------------------------------------------------------

Плотность газа в поверхностных условиях, кг/м3

|
0,686 | 0,636 | 0,686 | 0,686 |
---------------------------------------------------------
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м | 891 | 905 | 906 | 897 |
---------------------------------------------------------

Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3

|
1009 | 1008 | 1008 | 1008 |
---------------------------------------------------------

Средняя проницаемость по керну, мкм2

|
0,299 | 0,399 | 0,266 | 0,347 |
---------------------------------------------------------

Средняя проницаемость по геофизике, мкм2

|
0,432 | 0,539 | 0,496 | 0,517 |
---------------------------------------------------------

Средняя проницаемость по гидродинамике, мкм2

|
0,122 | 0,109 | 0,1 | |
---------------------------------------------------------
Вязкость газа в пластовых условиях, мПа-с | 0,0188 | 0,0188 | 0,0188 | 0,0188 |
---------------------------------------------------------
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с | 3.67,4.5 | 6.18,4.2 | 6.18,4. 2 | 6.18,4. 26 |
---------------------------------------------------------
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа-с | 0,49 | 0,49 | 0,49 | 0,49 |
---------------------------------------------------------

Плотность газа в пластовых условиях, кг/м3

|
144,8 | 144,8 | 144,8 | 144,8 |
---------------------------------------------------------

Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3

|
812,795 | 846,796 | 846,796 | 846,796 |
---------------------------------------------------------

Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3

|
1000 | 999 | 999 | 999 |
---------------------------------------------------------
Газовый фактор, м /т | 84 | 89 | 78 | 87 |
---------------------------------------------------------

Пластовая температура,0С

|
61,5 | 61,5 | 61,5 | 61,5 |
---------------------------------------------------------
Пластовое давление, МПа | 21 | 21 | 21 | 21 |
---------------------------------------------------------
Давление насыщения нефти газом, МПа | 15.2,20 | 14.5,19 | 14.5,19 | 14.5,19.4 |
---------------------------------------------------------

Средняя продуктивность, 10м3/(сут-МПа)

|
0,96 | 1,13 | 1,08 | 1,01 |
---------------------------------------------------------
Коэффициент песчанистости, доли ед. | 0,733 | 0,732 | 0,574 | 0,602 |
---------------------------------------------------------
Коэффициент расчлененности, доли ед. | 2,295 | 4,048 | 5,193 | 11,147 |
---------------------------------------------------------
Содержание серы в нефти, % | 1 | 1,22 | 1,22 | 1,22 |
---------------------------------------------------------
Содержание парафина в нефти, % | 2,33 | 1,98 | 1,98 | 1,98 |
---------------------------------------------------------
Содержание стабильного конденсата, г/м | 39,7 | 39,7 | 39,7 | 39,7 |
---------------------------------------------------------
Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т | 325233 | 554394 | 94344 | 54217 |
---------------------------------------------------------

в том числе по категории В+Сь

|
319538 | 546561 | 51 132 | 917331 |
---------------------------------------------------------
по категории С2; | 5695 | 8288 | 3085 | 17013 |
---------------------------------------------------------
Начальные балансовые запасы свободного газа, млн.м | 166919 | 87558 | 3187 | 257694 |
---------------------------------------------------------

в том числе по категории Сь

|
166839 | 87558 | 3187 | 257582 |
---------------------------------------------------------
по категории С2; | 80 | 2 | | 82 |
---------------------------------------------------------
Начальные балансовые запасы конденсата, тыс. т | 6627 | 3476 | 126 | 10229 |
---------------------------------------------------------

в том числе по категории Сь

|
6624 | 3476 | 126 | 10226 |
---------------------------------------------------------

по категории С2;

|
3 | | | 3 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------
- - -
Дипломная работа на тему: "Подготовки добываемой газо-водонефтяной эмульсии" опубликована на сайте http://rosdiplomnaya.com/

Здесь опубликована для ознакомления часть дипломной работы "Подготовки добываемой газо-водонефтяной эмульсии". Эта работа найдена в открытых источниках Интернет. А это значит, что если попытаться её защитить, то она 100% не пройдёт проверку российских ВУЗов на плагиат и её не примет ваш руководитель дипломной работы!
Если у вас нет возможности самостоятельно написать дипломную - закажите её написание опытному автору»


Просмотров: 549

Другие дипломные работы по специальности "Промышленность, производство":

Технология и организация производства молока

Смотреть работу >>

Изготовление фужера 150 мл методом литья под давлением

Смотреть работу >>

Расчет и конструирование лифтов и комплектующего их оборудования

Смотреть работу >>

Выбор электродвигателя установки и его назначение

Смотреть работу >>

Техническое обслуживание и ремонт холодильного шкафа ШХ-0,8 м

Смотреть работу >>