Современные технологии при транспортировке нефти и нетепродуктов

Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 54 страниц
В избранное:

Министерство образования и науки Республики Казахстан

Каспийский общественный университет

Высшая школа Инженерии

«Допущен к защите»

Декан

/ Ф. И. О.

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

На тему: “Современные технологии при транспортировке нефти и нетепродуктов. ”

по специальности / образовательной программе 5В070800 - «Нефтегазовое дело»

Выполнил (-а) :: Выполнил (-а) :

Ахриев М. И.Местоев И. Б.:

Ахриев М. И.

Местоев И. Б.

Выполнил (-а) ::

Ахриев М. И.Местоев И. Б.:

Выполнил (-а) ::

Научный руководитель

PhD. Ассоц. профессор

Ахриев М. И.Местоев И. Б.: Сарыбаев М. А.

Алматы 2020

Содержание

Введение3: Введение 3

Введение3: 1. Технологическая часть 3

Введение3: 1. 1 Выбор системы разработки месторождения4

Введение3: 1. 1. 1 Режимы разработки нефтяных и газовых пластов на месторождении компании7

Введение3:

1. 1. 2 Система поддержания пластового давления и методы повышения нефтеотдачи пластов на месторождении и их эффективность9

1. 2 Техника и технология добычи нефти и газа19

1. 2. 1 Характеристика применяемых способов эксплуатации скважин и их оборудования на месторождении21

1. 2. 2 Цель и задачи системы сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении24

Введение3:

1. 3 Основы проектирования технологических объектов нефтегазоконденсатных месторождений27

1. 3. 1 Сооружение и эксплуатация промысловых технологических трубопроводов30

1. 3. 2 Проектирование и эксплуатация дожимных насосных и компрессорных станций32

1. 3. 3 Сооружение и эксплуатация сырьевых и товарных резервуаров…35

1. 4 Специальная часть37

1. 4. 1 Анализ научно-технической информации по теме дипломной работы38

1. 4. 2 Расчет по теме дипломной работы и анализ полученных результатов38

1. 4. 3 Экономическая эффективность мероприятий по теме специальной части39

Введение3:

2 Охрана труда, техника безопасности и промышленная санитария 41

2. 1 Опасные и вредные производственные факторы технологических процессов добычи, сбора и подготовки нефти и газа42

2. 2 Система обеспечения безопасности на промысле45

Введение3:

3. Экологическая безопасность 46

3. 1 Источники загрязнения окружающей среды при добыче, сборе и подготовке углеводородов47

Введение3:

3. 2 Природоохранные мероприятия при сооружении и эксплуатации технологических объектов49

Заключение 53

Список литературы 54

ВВЕДЕНИЕ

Часть 1. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Глава 1. Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов.

1. Технологическая часть

Основные геологические понятия.

Залежью называется естественное локальное скопление нефти в одном или нескольких гидродинамически связанных пластах. Месторождение - это совокупность залежей нефти, приуроченных к одной или нескольким ловушкам, расположенных на одной локальной площади. Месторождение может быть одно- или многопластовое. Залежи подразделяются на однофазные и двухфазные. Однофазными называются залежи, содержащие в пластовых условиях одну фазу. Двухфазными называются залежи, содержащие в пластовых условиях две фазы. К ним относятся нефтегазовые залежи (НГЗ), газонефтяные (ГНЗ), залежи (ГКНЗ) . В двухфазных залежах более легкие углеводороды находятся газообразной форме, более тяжелые - в жидком состоянии. Конденсат частично растворен в нефти, частично в газе. Условная линия раздела жидкой и газовой фаз называется газонефтяной контакт - ГНК.

В двухфазной залежи (пласте) одновременно находятся две фазы - газообразная (газ) и жидкая (нефть) - непроницаемой границы между ними нет, это единая гидродинамическая система. Извлечение нефти ведет к перераспределению давления в газовой шапке, возникновению двухфазной фильтрации, изменению положения ГНК, внутреннего и внешнего контуров газоносности. Геологические особенности строения пластов характеризуются следующими коэффициентами: коэффициент расчлененности, коэффициент песчанистости

Фильтрационно - емкостные свойства коллекторов.

Коллекторами называют горные породы, способные содержать в себе флюиды и отдавать их при перепаде давления (при современных технологиях) . Коллекторы характеризуются фильтрационными и емкостными свойствами (ФЕС) . Емкостные свойства терригенных пород характеризуются коэффициентами пористости. Под пористостью понимается наличие в породе пор (пустот), в которых содержатся флюиды (газ, нефть, пластовая вода) . Емкостные свойства трещиноватых пород характеризуются коэффициентом трещиноватости, определяемым как отношение объема трещин к объему образца. Если коллектор трещиновато - пористый, то его емкостные свойства характеризуются суммой коэффициентов пористости и трещиноватости. Коэффициенты насыщенности - определяются отношением объема пор, занятых флюидом, к объему открытых пор. Аналогично можно рассмотреть наличие в поровом пространстве пласта трех фаз: воды, нефти и газа. Проницаемость - свойство горной породы пропускать через себя флюиды при перепаде давления. Проницаемость является фильтрационным параметром. При разработке месторождений в пластовых условиях встречаются различные виды фильтрационных потоков: раздельное движение нефти, воды, газа; их совместные фильтрации: двух или трех фаз. В зависимости от количественного и качественного состава фаз проницаемость пористой среды будет различной. Поэтому для характеристики фильтрационной способности коллектора введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей. Абсолютная проницаемость (kабс) - это фильтрующая способность породы (керна) для инертного газа (воздуха, азота) . Считается, что молекулы инертного газа не взаимодействуют с частицами породы. Фазовой проницаемостью называется проницаемость коллектора для данной фазы нефти kн , воды kв , газа kг при наличии в пустотном пространстве других фаз, независимо от того, движутся они или покоятся. Относительная проницаемость определяется отношением фазовой проницаемости к абсолютной. Относительные и фазовые проницаемости зависят от коэффициента водонасыщенности.

1. 1 Выбор системы разработки месторождения

В нашей стране каждое месторождение вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской организацией и предусматривающим ту систему разработки, которая наиболее рациональна для данного месторождения его геолого-физическими особенностями.

Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом.

В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т. д. система разработки месторождения может предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов) .

При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки. Будучи увязанными между собой, системы разработки отдельных эксплуатационных объектов составляют рациональную систему разработки месторождения в целом.

Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает потребности страны в нефти (газе) и возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при наименьших затратах. Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района, рациональное использование природной энергии залежей, применение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт.

Системы разработки с заводнением обеспечивают наибольший эффект при разработке залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам с умеренной неоднородностью и повышенной проницаемостью.

При разработке залежей с ухудшенной геологопромысловой характеристикой (повышенная вязкость пластовой нефти, пониженная проницаемость пород-коллекторов) с помощью заводнения также достигается повышение коэффициента извлечения нефти почти в 2 раза по сравнению с его величиной при разработке на природном режиме, но абсолютные значения этого коэффициента не во всех случаях достаточно высоки. В связи с широким диапазоном показателей геолого-физической характеристики залежей значения конечного коэффициента извлечения нефти при заводненни находятся в широких пределах-в основном от 0. 3 до 0, 6. В среднем по стране при заводнении пластов в недрах остается около половины содержащихся в них запасов нефти.

В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геологопромысловое обоснование технологических решений:

1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;

2) о необходимости применения метода искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;

3) при необходимости - о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади:

4) о плотности сетки скважин;

5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;

6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.

По каждому из названных пунктов должны приниматься решения, наиболее полно отвечающие геологической характеристике эксплуатационного объекта. При этом по одним пунктам рекомендации могут быть даны однозначно уже по данным промыслово-геологических исследований, по другим - могут быть предложены две-три близкие рекомендации. На этой основе специалистами в области технологии разработки месторождений выполняются гидродинамические расчеты нескольких вариантов системы разработки. Варианты различаются сочетанием рекомендаций по пунктам, обоснованных по геологическим данным. Из них выбирают оптимальный вариант, соответствующий требованиям, предъявляемым к рациональноной системе разработки. Выбор оптимального варианта выполняют на основе сравнения динамики годовых технологических и экономических показателей разработки рассмотренных вариантов.

Исследования по обобщению опыта разработки нефтяных месторождении при вытеснении нефти водой, выполненные в разные годы и в разных масштабах, свидетельствуют о том, что основное влияние на динамику технико-экономических показателей разработки оказывает геологопромысловая характеристика объектов. Вместе с тем применение системы разработки, соответствующей геолого-физическим условиям, дает возможность в значительной мере снивелировать неблагоприятные геологопромысловые особенностн эксплуатационных объектов.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных вариантов систем разработки каждого из них базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом.

Геологическая модель представляет собой комплекс промыслово-геологических графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих зависимости между различными параметрами залежей, а также словесное описание особенностей залежей.

Среди графических карт и схем обязательны: сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения; схемы детальной корреляции; структурные карты, отражающие тектоническое строение эксплуатационного объекта; карты поверхностей коллекторов объекта с нанесением начальных контуров нефтегазоносности; геологические профили по эксплуатационному объекту с отражением условий залегания нефти и газа; карты распространения коллекторов (для каждого пласта в отдельности) ; карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной мощности в целом по объекту и по отдельным пластам. При специфических особенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы (схема обоснования положения ВНК и ГВК, карты распространения коллекторов разных типов, карта температуры, карта коэффициента светопоглощения, карта проницаемости и др. ) .

Цифровыми данными характеризуются пористость, проницаемость, начальная нефте(газо) насыщенность пород-коллекторов; полная, эффективная, эффективная нефте(газо) насыщенная мощность; мощность проницаемых разделов между пластами; физико-химические свойства пластовых нефти, газа. конденсата, воды. При этом для каждого параметра указываются: число определений разными методами и число исследованных скважин; интервалы значений; оценка неоднородности на всех иерархических уровнях; среднее значение по объекты в целом и по его частям, изучаемым на мезо-, макро- и мета - уровнях.

К группе цифровых данных относятся также: статистические ряды распределения проницаемости; мета- и макронеоднородность пластов (соотношение объемов коллекторов разных типов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др. ) : термобарические условия; результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследований вытеснения нефти (газа) агентами, использование которых предполагается при разработке объекта.

К важнейшим цифровым данным, характеризующим геологическую модель месторождения, относятся: балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов; размеры площади нефтеносности; ширина, длина и высота залежи; размеры частей залежи, изучаемых на метауровне, -чисто нефтяной, водонефтяной нефтегазовой, нефте газоводяной, газоводяной зон.

В числе кривых, характеризующих зависимости между параметрами. приводят кривые зависимости физических свойств нефти и газа от давления и температуры, характеристику фазовых проницаемостей. зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости.

В текстовой части геологической модели залежи описывается ее природный режим и на основе всех названных выше материалов излагаются основные геолого-физические особенности залежи, определяющие выбор технологических решений и системы разработки в целом, а также влияющие на ожидаемые показатели разработки.

1. 1. 1 Режимы разработки нефтяных и газовых пластов на месторождении

Разработка нефтяных месторождений обычно начинается на естественных режимах, без воздействия на пласт, нагнетательные скважины еще не построены, закачка воды не происходит. Для извлечения нефти, ее притока к забоям добывающих скважин используется энергия пласта. Прежде чем говорить о видах пластовой энергии, рассмотрим естественное состояние пласта до его первичного вскрытия бурением.

Режимы работы нефтяных залежей.

Режимом работы залежи называется проявление преобладающего

вида пластовой энергии в процессе разработки. По преобладающему виду пластовой энергии различают режимы работы (разработки) нефтяных залежей. Упругий режим - характеризуется превышением пластового давления над давлением насыщения, углеводороды - нефть находится в однофазном состоянии. Фильтрация нефти происходит за счет упругой энергии деформации нефти и пласта. Давление от пластового на контуре питания до давления на забое скважины изменяется по логарифмическому закону. Вокруг забоя скважины образуется воронка депрессии. Депрессия определяется как Δp=pпл-pс.

Упруговодонапорный режим.

Упруговодонапорный режим осуществляется при наличии активных законтурных пластовых вод. Вытеснение нефти происходит за счет упругой энергии пластовых вод при наличии хорошо проницаемой и достаточно обширной водонасыщенной зоны. С момента начала распространения воронки депрессии за пределы внутреннего контура нефтеносности и вторжения в законтурную водоносную область вода внедряется в нефтяную зону, происходит процесс вытеснения нефти водой к забоям добывающих скважин. Начинается совместная фильтрация нефти и пластовой воды, продукция начинает обводняться, хотя нагнетание воды пласт еще не происходит. Если количество отбираемой жидкости (нефть+вода) равно количеству поступаемой в чисто нефтяную зону пластовой воды, то такой режим называется жестким водонапорным. В естественных условиях такой режим практически не встречается, но его выделение способствует надежному и успешному проектированию процесса извлечения нефти. Нарушение баланса между отбором жидкости и поступлением в пласт свидетельствует о том, что работают другие виды энергии. Количество поступаемой в пласт воды из законтурной области можно определить по формуле Пилатовского.

Режим растворенного газа.

Этот режим обусловлен проявлением упругой энергии расширения (деформации) растворенного в нефти газа. При снижении давления ниже давления насыщения газ начинает выделяться из нефти. Это приводит к образованию в пласте газированной жидкости и возникновению в пласте двухфазной фильтрации газ + нефть.

Газонапорный режим.

Газонапорный режим или режим газовой шапки осуществляется за счет проявления энергии расширения сжатого газа в газовой шапке и возможен только при опережающей разработки нефтяной части пласта нефтегазовой залежи. Давление в нефтяной части пласта падает. За счет разницы давлений (депрессии) в газовой шапке и в нефтяной зоне происходит вытеснение нефти из пласта газом, вторгающимся из газовой шапки. Давление газа в газовой шапке уменьшается. При упругом газонапорном режиме при некотором снижении давления на ГНК вследствие отбора нефти начинается расширение газа в газовой шапке. При жестком газонапорном режиме при отборе нефти давление в газовой шапке считается постоянным. Это возможно при больших объемах газа в газовой шапке. Изменение первоначального положения ГНК называется конусообразованием. Депрессии и дебиты при разработке на газонапорном режиме малы, при прорыве газа к интервалам перфорации нефтяных скважин газовый фактор резко возрастает.

Гравитационный режим.

Гравитационный режим начинает проявляться, когда остальные виды энергии истощаются, и действует только потенциальная энергия нефти (гравитационные силы) . Выделяют: 1. Гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности - напорно-гравитационный. Нефть под давлением силы тяжести перемещается вниз по пропластку. Дебиты небольшие и постоянные. 2. Гравитационный режим с неподвижным контуром нефтеносности (со свободной поверхностью), при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта. Дебиты скважин меньше, чем в предыдущем режиме и со временем уменьшаются.

Смешанные режимы.

При одновременном проявлении разных видов энергий в пласте возникают нескольких режимов, которые действуют одновременно. Например, при разработке нефтяной части нефтегазовой залежи, подстилаемой активной подошвенной водой. Работают режимы газонапорный и упруговодонапорный. Давление на забое добывающей скважины меньше, чем давления в газовой шапке и водонасыщенной части пласта. В пласте образуются зоны совместной фильтрации: нефть - газ, нефть - вода. Изменяется первоначальные положения ГНК и ВНК. Вода и газ прорываются к отверстиям перфораций добывающих скважин. Образуются два конуса: газа сверху, воды снизу. Продукция загазовывается и обводняется

1. 1. 2 Система поддержания пластового давления и методы повышения нефтеотдачи пластов на месторождении и их эффективность.

Принципиальная схема системы ППД. Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта.

Система ППД должна обеспечивать:

- необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными документами;

- подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мех. примесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов;

- проведение контроля качества вод системы ППД, замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки, и месторождению в целом;

- герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод;

- возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин.

Система ППД включает в себя следующие технологические узлы (см. рис. 10. 1)

- систему нагнетательных скважин;

- систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ) ;

- станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт.

Принципиальная схема системы ППД, Система трубопроводов ППД

К трубопроводам системы поддержания пластового давления относятся:

- нагнетательные линии (трубопровод от ВРБ до устья скважины) ;

- водоводы низкого давления (давление до 2 МПа) ;

- водоводы высокого давления (в водоводах высокого давления нагнетание воды осуществляется насосными агрегатами) ;

- внутриплощадочные водоводы (водоводы площадочных объектов) .

Транспортируемой продукцией трубопроводов является агрессивная смесь вод, содержащая: механические примеси, серу, кальцит и другие вредные вещества.

Технологии сбора и транспорта продукции