- •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
4.4 Расчет закачки палр-о по удалению аспо в нкт и пзп
В условиях прогрессирующего обводнения продуктивных пластов и добываемой продукции по-прежнему актуальной является проблема ликвидации АСПО в лифтовых трубах добывающих скважин, трубопроводах и ПЗП скважин. Кроме того, наблюдаются осложнения в процессе капитального ремонта нагнетательных скважин, основной причиной которых является накопление в стволе скважин нефтяных эмульсий со значительным количеством АСПО и сульфида железа. В ОАО АНК «Башнефть» для решения вышеуказанных задач используются растворители Нефрас АР 120/200, НЕФРАС 150/300 и СНПХ-7870. Однако с сокращением объемов добычи и поставок нефти в РБ эти растворители дефицитны, дороги и не универсальны. В связи с этим разработан новый эффективный базовый растворитель АСПО ПАЛР-0, состоящий из компонентов, допущенных к применению в нефтедобывающей промышленности и выпускаемых заводами Башкортостана.
Произведем расчет ПАЛР-0 для закачки в НКТ и ПЗП.
Сначала рассчитаем необходимое количество ингибитора (Р, кг) по формуле:
Р = А · РО · QВ · Т / 1000 , кг (7)
где А – коэффициент увеличения расхода ингибитора, учитывающий неравномерность выноса его из призабойной зоны, (принимают равным 1,5 - 2,0 );
РО – оптимальная дозировка ингибитора г/ м3, (рекомендуется 30 - 200 г/ м3);
QВ – производительность скважины по воде, м3 /сут;
Т – предполагаемое время защиты оборудования.
Р = 1,7 · 50 · 102,6 · 250 / 1000 = 2180 кг.
На основе рассчитанного количества ингибитора (Р) приготовить 5 – 15% раствор в пресной воде. mp = 2180 кг.
Объём реагента:
Vp = mp / p, м3 (8)
Vр = 2180 / 900 = 2,4 м3
Рассчитаем объём пресной воды для приготовления 15% раствора ингибитора:
VВ = Vp · 100% / 15% = 2,4 · 100 / 15 = 16 м3.
Общий объём раствора приготовим в количестве:
V p-p = Vp + VВ, м3 (9)
V p-p = 16 + 2,4 = 18,4 м3
HХВ = ННКТ (10)
HХВ = 1276 м – 1253 м = 23 м.
Рассчитываем объём дополнительной жидкости:
VЖ = m · π · R2 · H + VНКТ , м3 (11)
VНКТ = π · dВ2 / 4 · ННКТ. , м3 (12)
VНКТ = 3,14 · 0,062 / 4 · 1276 = 3,6 м3
VЖ = 1,8 · 3,14 · 12 · 7 + 3,6 = 40 + 3,6 = 44 м3
5 Расчет технико-экономических показателей
5.1 Краткая аннотация
В 2005 году была продолжена закачка ингибитора солеотложения СНПХ-5313, давшая положительные результаты за предыдущие годы. В результате обработок было добыто дополнительно 6 тыс.т. нефти.