Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ "ЛН" - Дипломная работа

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо-и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений. Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти. Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси.Западно-Лениногорская площадь расположена на юге Ромашкинского нефтяного месторождения. На севере площадь контактирует с Юго - Ромашкинским, на западе с Зай-Каратаевской и на востоке с Восточно - Лениногорской площадями. В геолографическом отношении Западно-Лениногорская площадь представляет собой пересеченную местность с многочисленными оврагами и балками. Самым холодным месяцем является - январь, имеющий среднюю месячную температуру - 13,7 0 С , - 14,4 0 С. По площади проходят автомобильные дороги, соединяющие города Бугульму, Альметьевск, Лениногорск и промысловые дороги.Ромашкинское нефтяное месторождение приурочено к крупной структуре платформенного типа - Южному куполу Татарского свода. Эта структура четко прослеживается по поверхности кристаллического фундамента, а также по маркирующим поверхностям девона и карбона. В пределах площади изучение тектоники проводилось по структурной карте, построенной по кровле пашийского горизонта (подошва ренеры “Верхний известняк”). Абсолютные отметки этой поверхности колеблются от 1955 м на севере площади (зона Южно - Ромашкинского разрежающего ряда, участки скважин 2081, 1085, 2087, 1077 а, 2096) до 1497,8 (скв 3542, южно-восточная часть). Меньшие размеры имеют выступ в юго-восточной части площади (скважины 6456, 8723, 8761) прогибы по линии скважин 6224-6388, 6161, 6162, 6392.Сложены они либо метаморфизованными породами, представленными бионито - гранитовыми, бионито - платопладовыми и бионито - склинятовыми гнейсами, либо изверженными породами, внедрившимся в толщу гнейсов. В состав осадочной толщи Ромашкинского месторождения входят отложения девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем. Породы палеозойского осадочного комплекса залегают на метаморфизованном первично-осадочном кристаллизационном фундаменте. Девонские образования в пределах Ромашкинского нефтяного месторождения представлены двумя отделами - средними и верхними. Пашийский горизонт представлен пятью алевролито - песчаными пачками (пласт Д1 - а, Д1 - б, Д1 - в, Д1 - г, Д1 - д.), подразделенными алевролито - глинистыми отделами.Коллекторские свойства эксплуатационного объекта охарактеризованы в таблице 1. Лабораторные исследования керна Количество скважин Количество определений Среднее значение Коэффициент вариации 29 505 0,384 67,3 % 30 605 20,9 16,6 % 18 400 0,818 14,2 % - - - - Они получены на основании достаточно представленных лабораторных исследований кернов и результатов исследований геофизическими методами. Обращает на себя внимание как значительно меньшее количество скважин, по которым отобран керновый материал, так и более высокие значения параметров, по сравнению с результатами геофизических исследований. Общая толщина горизонта изменяется в пределах площади от 26,0 до 56,0м составляя в среднем 39 м, нефтяная в среднем равна 9,8 м изменяясь в пределах от 2,0 до 30 м ее средняя эффективная толщина равна 18,6 м изменяясь от 4,0 до 38,0 м.Физико-химические свойства нефти, газа и воды пашийского горизонта Д1 Западно - Лениногорской площади были исследованы в “ТАТНИПИ нефть” ГПК города Альметьевка. Параметры пластовых нефтей изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 7,41 до 9,32 МПА, среднее значение - 8,09 МПА, газосодержание от 46,4 до 78,9 м3/т, среднее значение 60,2 м3/т; объемный коэффициент от 1,128 до 1,210 , среднее значение - 0,8048; вязкость от 2,3 до 5,05 МПА·с, среднее значение - 3,4 МПА·с. Параметры поверхностных нефтей изменяются в следующих пределах: плотность нефти - 0,8578 г/см3; вязкость от 10,5 до 26,1 МПА·с; среднее значение - 14,6 при 20 0С; содержание серы от 0,7 до 1,3;среднее значение - 1,1; смол семеногелевых от 26,0 до 28; среднее значение 27,0 параметров от 1,0 до 3,6, среднее значение 2,8; выход светлых фракций до 100 0С-7,3 % объема; до 200 0С - 26,2 % объема; от 300 0С - 48,2 % . Анализ полученных данных свидетельствует о том, что среднее значение величины некоторых параметров нефти и газа изменилось по сравнению с принятыми на дату утверждения запасов ГКЗ в целом на Лениногорской площади.Разбуривание Западно-Лениногорской площади началось в 1962 году согласно технологической схеме разработки 1959 года с западной части по сетке 800x650 м. В следующие годы разбуривания и ввод площади производится по отдельным участкам с одновременным бурением оценочных скв

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Орогидрография

1.2 Тектоника

1.3 Стратиграфия

1.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

1.6 Режим залежи

1.7 Конструкция скважин

2. Технологическая часть

2.1 Характеристика фонда скважин применяемого в ЦДНИГ № 1 НГДУ «ЛН»

2.2 Основные сведения о составе АСПО и условия их образования на нефтепромысловом оборудовании

2.3 Основные методы борьбы с АСПО, используемые в НГДУ “ ЛН” и анализ их эффективности

2.3.1 Механический метод, применяемый в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО

2.3.2 Применение покрытий для борьбы с АСПО

2.3.3 Физические методы, применяемые в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО

2.3.4 Химические методы, применяемые в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО

2.3.5 Тепловые методы, применяемые в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО

3 Механическая часть

3.1 Глубиннонасосное оборудование

3.2 Техника и оборудование применяемое для депарафинизации скважин в условиях НГДУ «ЛН»

3.3 Техника и оборудование при паротепловой обработке

3.4 Подбор основного глубинно-насосного оборудования по скважине

3.5 Определение экстремальных нагрузок, действующих на головку балансира

3.6 Расчет на прочность стеклопластиковых штанг

4 Специальная часть

4.1 Выбор оборудования для подачи реагента (ингибитора)

4.2 Конструктивный расчет элементов устройства для ввода реагента в затрубное пространство под давлением

4.2.1 Расчет корпуса резервуара для реагента

4.2.2 Расчет толщины стенки крышки резервуара

4.2.3 Расчет толщины стенки конического днища

4.2.4 Расчет фланцевых соединений

5. Экологическая безопасность

5.1 Мероприятия по охране окружающей среды и недр в условиях НГДУ “ЛН”

5.2 Охрана атмосферного воздуха

5.3 Охрана вод

5.4 Охрана земель

5.5 Охрана труда и техника безопасности при удалении АСПО

6. Организационно-экономический раздел

6.1 Технико-экономическая оценка методов борьбы с АСПО по НГДУ “ ЛН”

6.2 Организация профилактических работ на нефтепромыслах и службе ПРС по борьбе с АСПО

6.3 Анализ выхода из строя глубинно-насосного оборудования за 2000 -2001 г.г.

6.4 Мероприятия направленные на борьбу с АСПО в НГДУ “ ЛН”

6.5 Расчет экономической эффективности от внедрения и заправки дозаторов

Заключение

Литература