- •Содержание
- •Введение
- •Описание технологичекого процесса и технологической схемы комплекса упн «Лугинецкое» Описание технологичекого процесса
- •I Cтупень сеперации
- •II Ступень сепарации
- •III Ступень сепарации
- •2. Методы исследования нефти
- •2.1 Нефть. Общие технические условия
- •2.2 Методы испытаний нефти.
- •2.2.1 Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости
- •2.2.2 Методы определения фракционного состава
- •2.2.3 Метод определения содержания воды
- •2.2.4 Определение плотности ареометром
- •Проведение испытания
- •2.2.5 Определение плотности и относительной плотности пикнометром
- •2.2.6 Метод определения механических примесей
- •2.2.7 Метод определения парафинов
- •2.2.8 Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов
- •2.2.9 Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуо- ресцентной спектрометрии
- •2.2.10 Метод определения хлорорганических соединений
- •2.2.11 Определение давления паров методом расширения
- •3. Методы исследования пластовой воды
- •3.1 Пластовая вода
- •3.2 Методы измерений пластовой воды
- •3.2.1 Методика измерений массовой концентрации хлорид-ионов в пробах природных подземных и сточных вод меркуриметрическим методом.
- •3.2.2 Методика измерний массовых концентраций карбонат-ионов в пробах природных подземных и сточных вод титриметрическим методом.
- •3.2.3 Методика измерений массовых концентраций ионов кальция, магния в пробах природных подземных и сточных вод комплексонометрическим методом.
- •3.2.4 Методика измерений массовых концентраций сульфат-ионов в пробах природных подземных и сточных вод турбидиметрическим методом
- •3.2.5 Измерений общей жесткости в пробах природных подземных и сточных вод титриметрическим методом.
- •3.2.6 Методика измерений водородного показателя в пробах природных подземных и сточных вод потенциометрическим методом
- •3.2.7 Методика измерений содержания механических примесей в пробах природных подземных и сточных вод гравиметрическим методом.
- •3.2.8 Методика выполнения измерений объемной доли воды в нефтяной эмульсии методом «Горячего отстоя»
- •3.2.10 Методика измерений массовой концентрации нефти в пробах сточных вод фотометрическим методом
- •Индивидуальное задание.
- •Заключение
- •Список используемой литературы
Содержание
Введение
1.Описание технологического процесса и технологической схемы комплекса УПН «Лукинецкое»
2.Методы исследования нефти
2.1 Нефть. Общие технические условия
2.2 Методы исследования нефти
3.Методы исследования пластовой воды
3.1 Пластовая вода
3.2Методы исследования пластовой воды
4.Индивидуальное задание. Метод определения хлористых солей.
Заключение
Список используемой литературы
Приложение А
Приложение Б
Приложение В
Приложенеие Г
Введение
Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Парабельском и Каргасокском районах, является одним из крупнейших на территории Томской области. Относится к классу средних.
Начальные извлекаемые запасы равны 25.5 млн. т., что составляет 33% от всех запасов нефти на данной территории.
Лугинецкое месторождение начало разрабатываться в 1982 г.В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименному куполовидному поднятию, находящемуся в северной части Пудинского мегавала. На западе Лугинецкое куполовидное поднятие граничит с Нюрольской впадиной, на востоке - с Усть-Тымской впадиной, на северо-западе - с зоной сочленения Средневасюганского и Пудинского мегавалов. Основная газонефтяная залежь связана с отложениями горизонтов Ю1 и Ю2. На начальных этапах исследований Лугинецкого месторождения считалось, что залежи этих горизонтов гидродинамически связаны между собой. Газонефтяной контакт (ГНК) был принят на абсолютной отметке 2222 м, водонефтяной контакт (ВНК) — 2244 м. Последующим бурением было показано, что уровни ВНК и ГНК непостоянны для всей площади. В частности, в скважине 182, пробуренной в южной части месторождения, ВНК определен на абсолютной отметке 2252 м.Залежи пластовые с литологическим ограничением. Резервуар выражен переслаиванием мелкозернистых песчаников и аргиллитов. Покрышкой служат глинистые породы мощностью до 200 км. Залежи газоконденсатные с нефтяной оторочкой. Результаты испытаний горизонта Ю1 в скважине 188, пробуренной в 1994 году в северной части площади в пределах Северо-Лугинецкой структуры, также показали, что уровни ВНК и ГНК расположены здесь на существенно больших глубинах, чем в пределах собственно Лугинецкого поднятия. В то же время выполненные в пликативном варианте структурные построения по отражающему горизонту II3, приуроченному к подошве баженовской свиты, свидетельствуют о том, что изогипса, проведенная на уровне ВНК основной залежи, включает и северный купол структуры II порядка, т.е. Северо-Лугинецкое поднятие[1].
Описание технологичекого процесса и технологической схемы комплекса упн «Лугинецкое» Описание технологичекого процесса
Приемный коллектор
Газо-водонефтяная эмульсия поступает в приемный коллектор с фонда скважин «Лугинецкого» месторождения, а также с ДНС-2 через задвижки №№ 1Н, 2Н, 3Н, 4Н, 5Н, 7Н, 7а. Приемный коллектор предназначен для усреднения состава жидкости и представляет собой отрезок трубы, диаметром 1020мм и длинной 10 м. Рабочее давление в приемном коллекторе составляет 6 – 8 кгс/см2. Для приёма жидкости из входного коллектора, при проведении ремонтных работ, предусмотрена подземная емкость ЕП-5 (V=25м3). Дренаж осуществляется через задвижку ЗКЛ 13Д.
На площадке приёмного коллектора расположены установки БРХ-1 и БРХ-2, предназначенные для раздельной подачи хим. реагента (деэмульгатора) в поток газо-водонефтяной эмульсии через вентили 26М, 27М.
После входного коллектора жидкость по двум трубопроводам направляется на I ступень сепарации. Через задвижку ЗКЛ 6Н по трубопроводу Ду 500 жидкость поступает в устройство предварительного отбора газа и далее в нефтегазовый сепаратор НГС№1 (V=100 м3). Через задвижку ЗКЛ 8Н по трубопроводу Ду 400 жидкость поступает в нефтегазосепараторы НГС№2 (V=50м3) и в НГС№3 (V=50м3)