Интенсификация массообменных процессов за счет повышения степени наполняемости рабочем телом внутреннего пространства массообменного аппарата

Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 122 страниц
В избранное:

АҢДАТПА Дипломдық жоба төрт негiзгi бөлiмдерден тұрады: технико-технологиялық; экономикалық; еңбектi қорғау; қоршаған ортаны қорғау. Технико-технологиялық бөлiмiнде Теңіз кен орнының геологиялық зерттелгенi, мұнайгаздылығы, стратиграфиясы, тектоникасы, ұңғы фонды сипатталады, игерудiң қазiргi жағдайының талдауы келтiрiлген. Сонымен қатар кен орнында негізгі мұнай өнімін арттыру әдісінің бірі болып келетін қабатты қышқыл сұйықпен жару әдісінің талдауы жүргізілген.

Экономикалық бөлiмiнде негiзгi экономикалық көрсеткiштер мен жылдық экономикалық нәтиженiң есебi берiлген.

Еңбектi қорғау және қоршаған ортаны қорғау бөлiмдерiнде Теңіз кен орнындағы жұмыскерлердiң қабатты қышқыл сұйықпен жару әдісін жүргізу кезінде және қоршаған ортаның қауiпсiздiгiн қамтамасыз ететiн шаралар қарастырылады.

АННОТАЦИЯ

Настоящий дипломный проект составлен по фактическим материалам месторождения Тенгиз и состоит из пяти основных частей:

- технико-технологическая;

- экономическая;

- охрана труда;

- охрана окружающей среды;

- научная часть.

В технико-технологической части рассматривается теоретические основы подтверждающего действенность предлогаемового нововведения подтверждаются работой (Касаткин А. Г. «Основные процессы и аппараты химической технологией », глава 5, стр. 225) .

В настоящем дипломном проекте, с целью повышения эффективности, и как следствие, потери абсорбента амина предлагается замена рабочего тела сепаратора с жалюзийного типа (вариант 1) на ниточный тип (вариант 2) .

В экономической части дан расчет основных экономических показателей и годового экономического эффекта от внедрения данного мероприятия.

В разделах охраны труда и охраны окружающей среды, рассматриваются мероприятия, обеспечивающие безопасность работающих и охрану окружающей среды на месторождении Тенгиз.

ВВЕДЕНИЕ

Месторождение Тенгиз было открыто в 1979 году. В 1981 году Тенгизская скважина Т-1 при опробовании дала первый фонтанный приток нефти. Это положило начало разработке месторождения с 1, 25 млрд, тонн извлекаемых запасов углеводородного сырья. В наши дни оператор месторождения СП «Тенгизшевройл» ведет пересчет запасов, окончательную цифру назовут в Проекте разработки, который будет написан уже в этом году.

В настоящее время участниками совместного предприятия, кроме корпорации «Шеврон-Тексако» являются: РК в лице ННК «Казмунайгаз», компания «Эксон-Мобил», «ЛукАрко».

Тенгизский коллектор является одним крупнейших в мире сверх гигантских нефтеносных коллекторов (6-ое по запасам месторождение в мире) . Это является причиной сложностей, возникающих в процессах добычи и разработки месторождения. Большое содержание сероводорода, высокое пластовое давление, сложность при бурении, проявление межколонных давлений - все это приводит к усложнению и удорожанию извлечения нефти.

Основной сутью нововведение, предлогаемового в настоящем дипломном проекте, является интенсификация массообменных процессов за счет повышения степени наполняемости рабочем телом внутреннего пространства массообменного аппарата.

Теоретические основы подтверждающего действенность предлогаемового нововведения подтверждаются работой (Касаткин А. Г. «Основные процессы и аппараты химической технологией », глава 5, стр. 225) .

1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖ-ДЕНИЯ

1. 1 Характеристика геологического строения

В опытно−промышленной разработке месторождение находится с апреля 1991 года.

Тенгизское месторождение представляет собой карбонатную платформу, состоящую из карбонатных массивов ране− возраста, расположенных на общем девонском карбонатном основании.

В стратиграфическом плане вскрытый разрез осадочной толщи представлен отложениями от верхнедевонских до четвертичных образований.

В тектоническом плане Тенгизское месторождение расположено в южной части Прикаспийской геологической провинции и приурочено к Тенгиз−Кашаганской сейсмологической области.

Тенгизская карбонатная постройка, к которой приурочена залежь нефти, имеет трапециевидную форму: плоскую кровлю и крутые крылья. Её размеры 22×23 км по изогипсе минус 5000 м, этаж нефтеносности достигает 1400 м.

По данным сейсмических исследований и пробуренных скважин в составе карбонатного массива выделены три основные части: платформенная, бортовая (Рим, марджин) и крыльевая (склон) .

Коллектор был также разделен на три стратиграфические единицы: объекты I, II, III. Это было обусловлено следующими факторами:

- чрезвычайно большой эффективной мощностью;

- наличием туфов и карбонатно-глинистых вулканических отложений

толщиной 40−50 м, изолирующих башкирско−серпуховско−окскую

часть коллектора в пределах платформы от нижнвизейско−турнейской;

- резко различными свойствами в различных интервалах коллектора;

- различиями в проницаемости и пористости коллекторов в разных

объектах.

Объект Ι включает отложения башкирско−серпуховско−окского возраста и, как бы, облекает на склонах карбонатного массива нижневизейского−турнейский комплекс пород, выделенных в объект ΙΙ. Объект ΙΙΙ составляет девонские отложения.

В целом все три объекта образуют единую гидродинамическую систему, чему способствует наличие обширных трещиноватых зон в рифовых и биогермных постройках, окаймляющих платформу и непосредственно контактирующих с коллекторами Ι и ΙΙ объектов, разделенных в пределах платформы “вулкаником”.

I объект является наиболее изученным как в плане литолого-фациального анализа пород, так и в отношении продуктивности и эксплуатационной характеристики скважин. Башкирская часть разреза вскрыта в разных зонах и в разном объеме во всех скважинах (кроме скважины №Т−18) ; серпуховские отложения − в 74 скважинах, окские − в 46 скважинах. Наиболее количество пробуренных скважин, и, следовательно, проведённых исследований, приходится на платформенную часть структуры, тогда как склоны изучены менее детально.

Продуктивность Ι объекта в различных структурно−фациальных зонах месторождения подтверждена получением промышленных притоков из башкирских и серпуховских отложений − в 53 скважинах, из окских − в 34 скважинах.

Отложения ΙΙ объекта вскрыты 32 скважинами как в платформенной части структуры, так и на склонах, при этом полностью пройдены в 15 скважинах, из которых Т−52 и Т−53 остаются за линией развития карбонатных коллекторов.

Продуктивность объекта установлена по данным 14 скважин, в 4−х из которых он опробован раздельно, а в остальных скважинах совместно с Ι или ΙΙΙ объектами. Работающие интервалы IΙ объекта при совместном опробовании с другими объектами установлены по данным анализа PLT.

Наименее изученным является ΙΙΙ объект разработки, в стратиграфическом плане приуроченный к отложениям верхнего девона, вскрытым в разном объеме всего 15 скважинами. Девонский разрез, вскрыт на разных участках месторождения. Толщины ΙΙΙ объекта рассматриваются при нижней границе, соответствующей оконтуривающей изогипсе и максимально возможному положению ВНК на отметке минус 5450 м. Максимальная толщина ΙΙΙ объекта до 450−500 м отмечается в северной части платформы.

Самой нижней, достоверно установленной отметкой получения нефти, является отметка минус 5429 м (подошва опробованного интервала в скважине №Т−10) . Данные длительной эксплуатации с высоким суточным дебитом свидетельствуют о том, что нефть на данном участке может залегать намного ниже этой отметки.

При испытании скважины №Т−6846 открытым стволом, нижняя отметка получения нефти−минус 5461, 8 (по данным PLT) . В скважине №Т−47 при опробовании интервала (−5378−5459) получено 99% воды, в скважине №Т−6337 при отборе проб вода получена с отметки минус 5400 м.

При данной степени изученности, можно однозначно сказать, что водо−нефтяной контакт приурочен к девонской части разреза, но достоверно определить его положение невозможно.

1. 2 Характеристика толщин, коллекторных свойств продуктивных

объектов и их неоднородности

Тенгизское месторождение нефти приурочено к глубокозалегающему подсолевому карбонатному комплексу пород, представленному преимущественно неглинистыми известняками с прослоями тонких рассеянных туфогенных аргиллитов и незначительными слоями доломитов.

Породы характеризуются сложной структурой порового пространства, что обусловлено первичными условиями осадконакопления, диагенетическими и эпигенетическими процессами. Большое влияние на формирование пористости оказали процессы выщелачивания, перекристаллизации и образования трещин. С другой стороны, заполнение пор битумом, вторичным кальцитом, доломитом, окремление приводили к ухудшению ёмкостных свойств.

По результатам исследования керна из старого фонда скважин, с использованием базового кернового материала из новых скважин следует, что пористость пород изменяется от 0, 1 до 24%. Проницаемость по керну изменяется от 0, 001 мд до 800 мд.

Установлено, что пустотное пространство пород−коллекторов довольно сложное, и слагается из первичной межзерновой пористости, вторичных пор, каверн и трещин. На месторождении установлено три типа коллекторов:

- поровый;

- трещино−каверново−поровый, каверново - поровый;

- трещинный.

Поровые, каверново−поровые и трещинно−каверново−поровые коллектора развиты в пределах платформы, включая бортовые части, а также на отдельных участках склона.

Наибольшие средние величины пористости пород (до 12%) отмечены в башкирских и окских отложениях Ι объекта, в сводовой и присводовой платформенной частях массива. При этом пористость отдельных интервалов разреза достигает 25%. В окских отложениях, при сохранении тенденции распространения наибольших значений пористости в сводовой и присводовой частях платформы, обособлен участок (район скважины №Т−109), где средняя пористость разреза составляет 13, 5%. С глубиной, а также к краям платформы, и на большей части склона происходит уменьшение пористости пород, значения которой в коллекторах ΙΙ и ΙΙΙ объектов заметно снижены (до 3−1%) .

1. 3 Выделение коллектора

Из−за геолого-технических условий проведения ГИС, выделение коллекторов и оценка эффективных нефтенасыщенных толщин на Тенгизе не может быть произведена по стандартному набору качественных признаков (проникновение раствора в пласт, наличие глинистой корки, значения радиального градиента электрического сопротивления и данных специальных исследований на керне−проникновение фильтрата в керн измерение фазовой или эффективной проницаемости и др. ) .

В ТШО придерживаются концепций, не использующей понятие граничного значения открытой пористости, основанной на анализе симуляционной модели. Симуляционная модель коллектора предполагает, что со временем по мере падения пластового давления в процессе разработки происходит движение нефти из всех низкопоровых коллекторов. В принципе симуляционная модель коллектора позволит определить, какие продуктивные зоны будут работать продолжительное время.

Исходя из того, что на данном месторождении не используется понятие граничного значения открытой пористости, в расчёт эффективных нефтенасыщенных толщин взята вся толща продуктивного резервуара, за исключением пластов глин и туфоаргиллитов, однозначно выделяемых по комплексу ГИС.

1. 4 Определение коэффициента пористости

Коэффициент открытой пористости для подсчёта запасов определяли по данным ГИС и керну, достоверность определения значений пористости по ГИС проверялись путём сопоставления значений пористости по керну (таблица 1. 1) .

Обработка ГИС проводилась по зависимостям для карбонатных коллекторов в автоматизированном режиме по программе MultiMin, используемой в ТШО. Набор каротажей пористости (НК, ГГКП, АК) вполне достаточен для определения коэффициента пористости, литологии. В настоящее время эффективную пористость можно определить благодаря появлению в комплексе ГИС современного ядерно-магнитного каротажа. В значения пористости, полученные по данным нейтронного, акустического и плотностного каротажа, вводилась поправка за содержание битума. Для введения поправочного коэффициента К _{п. . керн} сравнивается с используемой ТШО ″теоретической″ каротажной пористостью, равной

К _{п. керн} + 0, 53V _бит .,

где 0, 53−средняя величина увеличения пористости на 1% битума.

Поскольку V _бит не может быть определён в каждом пластопересечении, то при отсутствии данных ЯМР, V _{бит. керн} принимается как статистическая оценка этой величины, найденная по данным керна в зависимости от нахождения скважины в определённой фациальной зоне. На современном этапе, когда уже в шести скважинах (№№Т−47, Т−220, Т−463, Т−5050, Т−5056, Т−5246) в комплексе ГИС включен ядерно-магнитный каротаж (ЯМР), по методике MultiMin определяют

V _{бит. гис} = К _{п. ннк} + К _{п. ярм} .

В названных скважинах, пробуренных со сплошным отбором керна, сравнивались значения V _{бит. гис} и V _{бит. керн} .

Результаты этого сравнения свидетельствуют о достоверности определений содержания битума по каротажу, с одной стороны, а также правильности определения поправок в каротажную пористость за влияние битума, с другой.

1. 5 Определение коэффициента нефтенасыщенности

Остаточная водонасыщенность на Тенгизе из-за отсутствия данных электрического каротажа определялась по зависимости Ков=f(Кп), построенной на замеренных прямым методом по керну значений Ков, с использованием аналогичных данных по центрифуге и капиллярного давления. На базе исследований 93 образцов на высокоскоростной центрифуге, позволивших учесть влияние капиллярных эффектов, связанных с положением пласта относительно уровня свободной воды (ВНК), было получено уравнение вида

Ков=10 ^(ax+b) ,

где x-пористость, a и b-зависят от высоты над уровнем свободной воды (ВНК) .

Все данные и уравнения были проверены по керну и каротажу. При подсчёте запасов коэффициент нефтенасыщенности определялся по данным ГИС с использованием зависимости коэффициента водонасыщенности от коэффициента открытой пористости, с учётом высоты над уровнем свободной воды (ВНК), принятом условно на отметке минус 5450 м.

Удельные нефтенасыщенные объёмы (Vн. п) были расчитаны отдельно по каждой скважине и представлены как средневзвешенные величины произведений толщин, пористости и нефтенасыщенности (hхКпхКн), полученных в результате интерпритации материалов ГИС.

Нефтенасыщенные толщины, пористость, нефтенасыщенность и удельные объёмы нефтенасыщенных пор месторождения Тенгиз приведены в таблице 1. 1

1. 6 Определение проницаемости

Проницаемость определялась на приборе Hassler, особенностью которого является создание обжимного давления в 2, 8-6 МПа (400-900psi), что не позволяло проскальзыванию газа между манжетой и цилиндром. Рабочим агентом при измерении является азот. Проницаемость рассчитывалась с помощью уравнения Дарси.

Проницаемость башкирских отложений изменяется от 0, 4·10 ^-3 (скв №Т - 120) до 340·10 ^-3 мкм ² (№Т - 122), башкирских и серпуховских отложений от 0, 13·10 ^-3 (№Т - 117) до 121, 6·10 ^-3 мкм ² (№Т - 102), в окских - от 0, 14·10 ^-3 (№Т - 119) до 26, 5·10 ^-3 мкм ² (№Т - 115) .

Проницаемость девонских отложений (№Т - 10) изменяется от 346, 5·10 ^-3 до 1976·10 ^-3 мкм ² .

1. 7 Свойства и состав нефти, газа и воды

1. 7. 1 Свойства и состав нефти и газа

В 67 скважинах проводилось гидродинамические исследования, но оценка фильтрационных свойств пластов проведена по данным 59 скважин. По Ι объекту исследовалось 46 скважин, по ΙΙ - 5 и по ΙΙΙ - 1. Характерной особенностью гидродинамических исследований на Тенгизе являются испытания методом установившихся отборов.

Несмотря на большое количество исследованных проб пластовой и поверхностной нефти, отобранных в различных зонах месторождения, как по глубине, так и по простиранию, какой−либо закономерности изменения свойств и состава пластовой нефти осредненной по всей залежи нет. С ростом глубины залегания увеличиваются давление и температура. При этом повышение давления увеличивает плотность и вязкость нефти, а повышение температуры их уменьшает. В результате плотность и вязкость пластовой нефти по высоте залежи остаются практически постоянным

По результатам исследований и расчетов средняя плотность пластовой нефти 620, 6 кг/м ³ , давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 25, 26 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 585, 9 м ³ /т, динамическая вязкость пластовой нефти 0, 232 мПа·с.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0, 95%), малосмолистая (1, 02 %), парафиновая (3, 92 %) . Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300°С − 70 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 16, 12 %, азота 1, 34 %, метана 57, 66 %, этана 11, 49 %, пропана 5, 99 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 9, 46 %, гелия 0, 02 %. Относительная плотность газа по воздуху 0, 869.

1. 7. 2 Свойства и состав пластовой воды

Воды продуктивных объектов на месторождении Тенгиз характеризуются плотностью 1030−1031 кг/м³ и минерализацией 37, 5−44, 7 г/л. Общая жесткость варьирует от 79 до 170 мг−экв/л, рН среды нейтральная − до 6, 98. генетический тип вод по классификации В. А. Сулина хлоркальциевый, с преобладанием в составе вод ионов хлора (49, 5%) и ионов натрия (49, 0%), Воды сильно метаморфизованы, практически бессульфатны, что характерно для вод подсолевого комплекса. Глубинное происхождение вод подтверждается присутствием в их составе лития (до 14 мг/л), который, наряду с цезием, является индикатором данных вод. Из микрокомпонентов, помимо лития, определялись бор, бром, йод, аммоний и стронций, но содержание их в водах оказалось незначительным. Концентрация сероводорода составила 1, 52 г/л. Коэффициент сжимаемости пластовых вод рассчитан эмпирическим путем и составляет 4, 1·10 ^-5 . Коэффициент динамической вязкости вод, рассчитанный для пластовой температуры 100°С, равен 0, 282 мПа·с. Воды агрессивны по отношению к бетону и цементу и обладают весьма высокой коррозионной активностью к стали и металлам (медь, цинк, железо и др. ) .

Воды первого и второго объекта на рассматриваемом месторождении до настоящего времени остаются неизученными. В течение 1999г. из этих объектов было отобрано несколько проб воды. Однако все они по тем или иным причинам признаны непредставительными.

В результате исследований были получены зависимость остаточной нефтенасыщенности от газопроницаемости пород продуктивных пластов месторождения Тенгиз

В результате сравнительного анализа методов повышения нефтеотдачи было выявлено, что вариант закачки воды менее привлекательный, чем закачка газа.

1. 8 Физико-гидродинамические характеристики пород

продуктивных пластов месторождения Тенгиз

Были рассмотрены варианты разработки месторождения Тенгиз на естественном режиме, с поддержанием пластового давления путем закачки сырого газа и воды. Для обоснования КИН при водонапорном режиме в лабораторных условиях была определена величина коэффициента вытеснения нефти водой, кривые относительной проницаемости и капиллярного давления нефть-вода.

Расчетные значения коэффициентов вытеснения, рекомендуемые для оценки нефтеотдачи продуктивных пластов объекта I месторождения Тенгиз, приведены в таблице 1. 4

Расчетные значения коэффициентов вытеснения нефти газом, рекомендуемые для оценки нефтеотдачи продуктивных пластов объекта I месторождения Тенгиз, приведены в таблице 1. 5

1. 9 Запасы нефти и газа

В соответствии с объектами разработки три объекта подсчёта запасов (Ι, ΙΙ, ΙΙΙ) . Для Ι объекта подсчет запасов выполнялся отдельно по каждому подобъекту (башкирскому, серпуховскому, окскому) с учетом выделенных фациальных зон (платформа, баундстоун, склон) . В составе ΙΙ и ΙΙΙ объектов подобъекты не выделялись, запасы подсчитаны отдельно для платформенной и фланговой частей массива.

Большинство скважин находится в эксплуатации Ι объекта, часть из них эксплуатирует совместно Ι+ΙΙ объекты и некоторые скважины−совместно Ι+ΙΙ+ΙΙΙ объекты.

Ι объект подсчёта

Платформенная часть Ι объекта оценена по категориям В и С ₁ .

Категория В включает запасы на площади, разбуренной эксплуатационными скважинами согласно “технологической схеме разработки месторождения Тенгиз”, по сетке 1414×1414 м, остальная площадь нефтеносности платформы отнесена к категории С ₁ .

Баундстоуны и склоны.

Для склоновой части башкирского подобъекта подсчитанные запасы нефти оценены по категориям С ₁ и С ₂ . Участок баундстоуна, получивший развитие в склоновой части месторождения (Т−32, Т−3), оценён по категории С ₂ .

Склоновая часть в районе скважин, где получены промышленные притоки нефти оценены по категории С ₁ на площади равной кругу, радиусом 2, 8 км (удвоенное расстояние между эксплуатационными скважинами) . Остальная часть площади нефтеносности склона отнесена к категории С ₂ .

По серпуховскому и окскому подобъектам выделяются две зоны баундстоунов: внутренняя и внешняя.

... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.