Характеристика Жирновского месторождения. Разработка мероприятий по реконструкции системы сбора и подготовки нефти
Орогидрография и геологическое строение Жирновского нефтегазового месторождения. Тектоническая схема. Нефтеносность и газоносность месторождения. Сбор нефти. Расположение оборудования. Описание технологического процесса и технологической схемы установки.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 04.07.2013 |
| Размер файла | 2,2 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Если фактором стабилизации эмульсий являются прилипшие бронирующие природные вещества, ПАВ-деэмульгатор должен иметь хорошие смачивающие свойства для вытеснения их с поверхности в глубь объема.
Деэмульгирующее действие оказывают как водорастворимые, так и нефтерастворимые ПАВ.
При подготовке нефти используют ионогенные, неионогенные и высокомолекулярные ПАВ: блоксополимеры окиси этилена и окиси пропилена на этиленгликоле и этилендиамине; оксиэтилированные амины, карбоновые кислоты (СЖК), высшие жирные спирты и алкилфенолы.
До 60-х годов наиболее широко использовали анионоактивный де-эмулыатор нейтрализованный черный контакт (НЧК). В настоящее время НЧК практически полностью вытеснен более эффективными неионогенными реагентами. Удельный расход НЧК составлял от 3 до 7 кг на 1 т нефти расход современных эффективных реагентов составляет 40--100 г/т
2.2.1 Технология применения деэмульгаторов
При проектировании и эксплуатации системы подготовки нефти на промыслах необходимо выбирать тип деэмульгатора, место и способ ввода его в обрабатываемую среду с учетом особенностей технологического объекта и свойств эмульсии. В условиях незначительной турбулентности газоводонефтяного потока в промысловых коммуникациях и технологическом оборудовании рекомендуется химический реагент вводить не только на установках подготовки, но и непосредственно в скважинах или групповых установках. Данный ввод реагента обеспечивает равномерное распределение его и сокращение удельного расхода. Этот метод получил широкое распространение на промыслах Татарии. Получен значительный экономический эффект. При чрезмерно высоком уровне турбулентности в потоке происходит как бы дополнительное диспергирование, и ранний ввод химического реагента может привести к повышению устойчивости эмульсии.
Подачу химических реагентов на практике проводят двумя способами: подачей в разбавленном виде (рис. 2.13) и впрыском концентрированного деэмульгатора (рис. 2.14).
При любом способе основными элементами технологии ввода являются дозировочные насосы, техническая характеристика которых дана в табл. 5, и устройства ввода.
Рисунок 2.13 Схема подачи водного раствора деэмульгатора:
1-- смесительный насос; 2 -- дозировочный насос; 3--бак для реагента; 4 -- бочка.
I-- рабочий раствор реагента; II-- байпасная линия; III--вола; IV-- реагент
Рисунок 2.14 Подача концентрированного деэмульгатора:
1 -- железная воронка; 2 -- емкость для слива реагента; 3 -- насос-дозатор; 4 -- трубопровод
Опыт показывает, что необходимая эффективность деэмульгирования достигается при использовании устройств ввода, обеспечивающих интенсивное перемешивание химического реагента в потоке обрабатываемой среды. В настоящее время созданы и внедрены различные типы смесителей.
Рисунок 2.15 Гидродинамический смеситель:
1 -- сопло; 2 -- отражатель; 3 -- вторичный резонатор; h -- регулируемое расстояние между соплом и лункой отражателя, dс -- расчетный диаметр сопла
Рисунок 2.16 Схема установки гидродинамического смесителя ГДС:
1 -- ГДС, 2 -- технологический трубопровод; 3 -- подводящий трубопровод; 4 -- патрубок; 5-- диафрагма
Гидродинамический смеситель ГДС (рис. 2.15) состоит из сопла, отражателя и вторичного резонатора. Возможность регулирования расстояния между соплом и лункой отражателя позволяет использовать данный смеситель в широком диапазоне изменения параметров потока и свойств впрыскиваемой жидкости.
Характеристика ГДС и условия его применения даны ниже.
Производительность,м3/ч……………………………………………….10
Давление, МПа:
рабочее ………………………………………………………………0,6-1,2
перепад ………………………………………………………………0,4-0,7
Кинематическая вязкость нефти, м2/с………………………....до 100·10-6
Диаметр, мм …………………………………………………………… 68
Длина, мм …………………………………………………………120-140
Масса, кг ………………………………………………………………2,1
Газосодержание и обводненность среды не ограничиваются.
Схема установки ГДС приведена на рис. 2.16 ГДС помещается в осевой части технологического трубопровода. Реагент подводят через патрубок и диафрагму по специальному трубопроводу.
2.3 Система сбора Жирновского месторождения
Общая характеристика объекта
Трубопроводы системы сбора нефти, газа и воды ЖцДНиГ предназначены для сбора продукции скважин ЖцДНиГ и последующей её транспортировки через АГЗУ и ДНСы на объекты цППН.
Следует отметить, что продукция скважин четвёртой бригады ЖцДНиГ собирается на ДНС - 4 и ДНС - 7, затем она транспортируется на УПС - 2 . Продукция скважин первой, третьей и пятой бригад ЖцДНиГ собирается на ДНС - 1, ДНС - 2, ДНС - 3 и Сборный пункт №1, затем она транспортируется на УПС - 1. Продукция 1 - го звена пятой бригад ЖцДНиГ, минуя УПСы, напрямую подаётся на головной резервуарный парк цППН.
Попутный газ отделяется на АГЗУ и ГУ, собирается в сборный коллектор и подаётся на ГРП, а оттуда потребителям и на собственные нужды.
Компонентный состав газа Жирновского месторождения.
|
компоненты |
% объёмн. |
% масс. |
|
|
метан |
85,192 |
71,281 |
|
|
этан |
6,639 |
10,414 |
|
|
пропан |
0,866 |
1,992 |
|
|
изо-бутан |
1,023 |
3,101 |
|
|
н-пентан |
0,191 |
0,579 |
|
|
изо-пентан |
0,218 |
0,820 |
|
|
н-пентан |
0,000 |
0,000 |
|
|
гексан |
0,038 |
0,171 |
|
|
азот |
2,099 |
3,068 |
|
|
углекислый газ |
3,753 |
8,575 |
|
|
сероврдород(г/м3) |
0,000 |
0,000 |
|
|
Плотность, кг/м3 по расчёту при 20 град.С 0,798 Относительная плотность (по расчёту) при 20 град. 0,662 Теплота сгорания низшая, кКал/м3 (по расчёту) при 20 град.С, 101,325 кПа 8305 Число Воббе (высшее), кКал/м3 11349 Молярная масса, у.е. 19,17 |
Дожимные насосные станции (ДНСы)
ДНС - 7
Общая характеристика объекта
Дожимная насосная станция № 7 (ДНС-7) предназначена для сбора водонефтяной смеси с групповых установок № 25, 707 и замерной установки № 4, отделения газа и подачи водонефтяной смеси на УПС-2, а газа в сборный газовый коллектор. ДНС-7 введена в действие в 1991 году.
Оборудование ДНС-7 составляют:
Отстойник объём 80м3, давление рабочее 8 кгс/см2
Отстойник объём 20м3, давление рабочее 8 кгс/см2
Два насоса ЦНС-60.
Характеристика флюидов ДНС-7
Физико-химические свойства нефти.
Удельный вес при 20 гр. - 0,863 г/см3
Вязкость
|
а) по Энглеру в ВУ |
б) Кинематическая в сСт |
|||
|
0?C |
14,50 |
0?C |
107,11 |
|
|
10?C |
5,73 |
10?C |
41,83 |
|
|
20?C |
3,18 |
20?C |
21,90 |
|
|
30?C |
2,37 |
30?C |
15,05 |
|
|
40?C |
1,91 |
40?C |
10,57 |
|
|
50?C |
1,67 |
50?C |
8,01 |
Температура застывания, ?CВспышка по М-Пенскому, ?CКислотное Число (мг-КОН на 1гр. нефти) |
ниже -20+230,08 |
|
|
Зола (%) |
отс |
|
|
Кокс (%) |
1,73 |
|
|
Смолы акцизные (%) |
12 |
|
|
Асфальтены (%) |
1,29 |
|
|
Парафин (%) |
0,50 |
|
|
Хлористые соли, мг/л |
311,90 |
Физико-химические свойства воды.
Удельный вес - 1,087 г/см3
РН - 7,5
Химическая характеристика
|
С - 70850 мг/л |
Са - 9018,0 мг/л |
|
|
О4 - 8 мг/л |
М - 3769,6 мг/л |
|
|
НСО3 - 109,8 мг/л |
Nа - 29760 мг/л |
Общая минерализация 113,5 г/л
Описание технологического процесса и технологической схемы установки
Нефтеводогазовая смесь от групповых установок № 25 и №707, замерного узла № 44 и береговых скважин направляется через задвижки № 15, 16 и 13 в отстойник № 1, где происходит разделение фаз жидкость-газ. Газ направляется в сборный газовый коллектор через задвижку № 11. Нефть с водой поступает на прием насосов под давлением 1,2 атм. Насос подает жидкость в нефтяной коллектор. Давление на выкиде составляет 25 кг/см2 - летом и 30 кг/см2 - зимой. Отстойник № 2 соединен с отстойником № 1 нефтяной и газовой линиями, оборудован уровнемером и служит для обеспечения автоматического пуска и остановки насосов.
ДНС - 4
Дожимная насосная станция № 4 (ДНС-4) предназначена для сбора водонефтяной смеси с групповых установок № 7, 8, 6, 45, 44, 46, 27, отделения газа и подачи водонефтяной смеси на УПС-2, а газа в сборный газовый коллектор. ДНС-4 введена в действие в 1967 году.
Оборудование ДНС-4 составляют:
1. Отстойник объём 100м3, давление рабочее 8 кгс/см2
2. Отстойник объём 20м3, давление рабочее 8 кгс/см2
3. Два насоса ЦНС-60.
4. Два насоса ЦНС-105.
Характеристика флюидов ДНС-4
1. Физико-химические свойства нефти.
Удельный вес при 20 гр. - 0,863 г/см3
Вязкость
|
а) по Энглеру в ВУ |
б) Кинематическая в сСт |
|||
|
0?C |
10,76 |
0?C |
79,76 |
|
|
10?C |
5,42 |
10?C |
39,41 |
|
|
20?C |
3,14 |
20?C |
21,64 |
|
|
30?C |
2,35 |
30?C |
14,81 |
|
|
40?C |
1,94 |
40?C |
10,82 |
|
|
50?C |
1,68 |
50?C |
8,17 |
Температура застывания, ?CВспышка по М-Пенскому, ?CКислотное Число (мг-КОН на 1гр. нефти) |
ниже -20+60,09 |
|
|
Зола (%) |
0,01 |
|
|
Кокс (%) |
2,01 |
|
|
Смол акцизные (%) |
24 |
|
|
Асфальтены (%) |
0,80 |
|
|
Парафин (%) |
0,42 |
|
|
Хлористые соли, мг/л |
3498,60 |
2. Физико-химические свойства воды.
Удельный вес - 1,087 г/см3
РН - 7,5
Химическая Характеристика
|
С - 70850 мг/л |
Са - 9018,0 мг/л |
|
|
О4 - 8 мг/л |
М - 3769,6 мг/л |
|
|
НСО3 - 109,8 мг/л |
Nа - 29760 мг/л |
Общая минерализация 113,5 г/л
Описание технологического и технологической схемы установки
Нефтеводогазовая смесь от групповых установок № 7, 8, 6, 45, 44, 46, 27, направляется через задвижку № 30 в отстойник № 1, где происходит разделение фаз жидкость-газ. Газ направляется в сборный газовый коллектор через задвижку № 29. Нефть с водой поступает на прием насосов под давлением 1,2
атм. Насос подает жидкость в нефтяной коллектор. Давление на выкиде составляет 5,5 кг/см2. Отстойник № 2 соединен с отстойником № 1 нефтяной и газовой линиями, оборудован уровнемером и служит для обеспечения автоматического пуска и остановки насосов.
Спецификация оборудования. Отстойники
|
№№ п/п |
Пози-ция посхеме |
Наименование оборудования (тип, назн-е) |
Кол-во шт. |
Краткая технич-я хар-ка |
Материал |
Метод защиты от коррозии |
|
|
1. |
1 |
Отстойник-сепаратор |
1 |
V=100м3Р=8кгс/см2 |
сталь17ГС |
покраска |
|
|
2. |
2 |
Отстойник автоматики |
1 |
V=20м3Р=8кгс/см2 |
сталь17ГС |
покраска |
Насосы
|
№ п/п |
Пози-цияпо схеме |
Марка |
Произво-дительн.м3/ч |
Давление кгс/см2 |
Характеристика привода |
||||
|
прием |
выкид |
мощ-ность |
число |
марка эл. двиг. |
|||||
|
1 |
1 |
ЦНС-105 |
105 |
1,2 |
5,5 |
100 |
2975 |
К052-У2 |
|
|
2 |
2 |
ЦНС-105 |
105 |
1,2 |
5,5 |
132 |
2960 |
ВА02-280 |
|
|
3 |
3 |
ЦНС-60 |
60 |
1,2 |
5,5 |
55 |
2950 |
ВА082-2У2 |
|
|
4 |
4 |
ЦНС-60 |
60 |
1,2 |
5,5 |
55 |
2950 |
ВА082-2У2 |
Предохранительные клапана
|
№№ п/п |
Место установки |
Расчетное давление аппарата |
Рабочее давление в аппарате |
Установленное давление клапана |
Направление сброса клапана |
|
|
1. |
Отст. № 1 |
8 кгс/см2 |
4,0 |
4,2 |
атмосфера |
|
|
2. |
Отст. № 2 |
8 кгс/см2 |
4,0 |
4,2 |
атмосфера |
ДНС - 3
Общая характеристика объекта
Дожимная насосная станция № 3 (ДНС-3) предназначена для сбора водонефтяной смеси с групповых установок, отделения газа и подачи водонефтяной смеси на УПС-1, а газа в сборный газовый коллектор. ДНС-3 введена в действие в 1991 году.
Оборудование ДНС-3 составляют:
1. Отстойник объём 80м3, давление рабочее 8 кгс/см2
2. Отстойник объём 20м3, давление рабочее 8 кгс/см2
3. Два насоса ЦНС-60.
4. Два насоса ЦНС-105.
Характеристика флюидов ДНС-3
1. Физико-химические свойства нефти.
Удельный вес при 20 гр. - 0,866 г/см3
Вязкость
|
а) по Энглеру в ВУ |
б) Кинематическая в сСт |
|||
|
0?C |
10,92 |
0?C |
80,90 |
|
|
10?C |
5,32 |
10?C |
38,77 |
|
|
20?C |
3,35 |
20?C |
23,24 |
|
|
30?C |
2,43 |
30?C |
15,56 |
|
|
40?C |
1,97 |
40?C |
11,16 |
|
|
50?C |
1,70 |
50?C |
8,36 |
Температура застывания, ?CВспышка по М-Пенскому, ?CКислотное Число (мг-КОН на 1гр. нефти) |
ниже -20+80,10 |
|
|
Зола (%) |
0,02 |
|
|
Кокс (%) |
2,08 |
|
|
Смолы акцизные (%) |
18 |
|
|
Асфальтены (%) |
1,21 |
|
|
Парафин (%) |
0,65 |
|
|
Хлористые соли, мг/л |
356,50 |
2. Физико-химические свойства воды.
Удельный вес - 1,087 г/см3
РН - 7,5
Химическая Характеристика
|
С - 70850 мг/л |
Са - 9018,0 мг/л |
|
|
О4 - 8 мг/л |
М - 3769,6 мг/л |
|
|
НСО3 - 109,8 мг/л |
Nа - 29760 мг/л |
Общая минерализация 113,5 г/л
Спецификация оборудования
Отстойники
|
№№ п/п |
Пози-ция посхеме |
Наименование оборудования (тип, назн-е) |
Кол-во шт. |
Краткая технич-я хар-ка |
Материал |
Метод защиты от коррозии |
|
|
1. |
1 |
Отстойник-сепаратор |
1 |
V=80м3Р=8кгс/см2 |
сталь17ГС |
покраска |
|
|
2. |
2 |
Отстойник автоматики |
1 |
V=20м3Р=8кгс/см2 |
сталь17ГС |
покраска |
Насосы
|
№№ п/п |
Позицияпо схеме |
Марка |
Произво-дительн.м3/ч |
Давление кгс/см2 |
Характеристика привода |
||||
|
прием |
выкид |
мощ-ность |
число |
марка эл. двиг. |
|||||
|
1. |
1 |
ЦНС-105 |
105 |
1,5 |
18 |
90 |
2960 |
4АМ225М |
|
|
2. |
2 |
ЦНС-60 |
60 |
1,5 |
13 |
75 |
2950 |
||
|
3. |
3 |
ЦНС-60 |
60 |
1,5 |
13 |
75 |
2950 |
||
|
4. |
4 |
ЦНС-105 |
105 |
1,5 |
18 |
90 |
2950 |
4АМ225М |
Предохранительные клапана
|
№№ п/п |
Место установки |
Расчетное давление аппарата |
Рабочее давление в аппарате |
Установленное давление клапана |
Направление сброса клапана |
|
|
1. |
Отст. № 1 |
8 кгс/см2 |
2,0 |
3,5 |
атмосфера |
|
|
2. |
Отст. № 3 |
8 кгс/см2 |
2,0 |
3,5 |
атмосфера |
ДНС - 2
Общая характеристика объекта
Дожимная насосная станция № 2 (ДНС-2) предназначена для сбора водонефтяной смеси с групповых установок № 24, 51, 52, 2, 29, 49, 50, 85, и замерной установки № 3, отделения газа и подачи водонефтяной смеси на УПС-1, а газа в сборный газовый коллектор. ДНС-7 введена в действие в 1978 году.
Оборудование ДНС-7 составляют:
1. Отстойник объём 80м3, давление рабочее 8 кгс/см2
2. Отстойник объём 20м3, давление рабочее 8 кгс/см2
3. Три насоса ЦНС-60.
4. Насос ЦНС - 38.
Характеристика флюидов ДНС-2
3. Физико-химические свойства нефти.
Удельный вес при 20 гр. - 0,866 г/см3
Вязкость
|
а) по Энглеру в ВУ |
б) Кинематическая в сСт |
|||
|
0?C |
10,92 |
0?C |
80,90 |
|
|
10?C |
5,32 |
10?C |
38,77 |
|
|
20?C |
3,35 |
20?C |
23,24 |
|
|
30?C |
2,43 |
30?C |
15,56 |
|
|
40?C |
1,97 |
40?C |
11,16 |
|
|
50?C |
1,70 |
50?C |
8,36 |
Температура застывания, ?CВспышка по М-Пенскому, ?CКислотное Число (мг-КОН на 1гр. нефти) |
ниже -20+80,10 |
|
|
Зола (%) |
0,02 |
|
|
Кокс (%) |
2,08 |
|
|
Смолы акцизные (%) |
18 |
|
|
Асфальтены (%) |
1,21 |
|
|
Парафин (%) |
0,65 |
|
|
Хлористые соли, мг/л |
356,50 |
Физико-химические свойства воды.
Удельный вес - 1,087 г/см3
РН - 7,5
Химическая Характеристика
|
С - 70850 мг/л |
Са - 9018,0 мг/л |
|
|
О4 - 8 мг/л |
М - 3769,6 мг/л |
|
|
НСО3 - 109,8 мг/л |
Nа - 29760 мг/л |
Общая минерализация 113,5 г/л
Описание технологического процесса и технологической схемы установки
Нефтеводогазовая смесь от групповых установок № 24, 51, 52, 2, 29, 50, 85, замерного узла № 3 направляется через задвижки № 15 и 13 в отстойники № 1 и 2 где происходит разделение фаз жидкость-газ. Газ направляется в сборный газовый коллектор через задвижку № 11. Нефть с водой поступает на прием насосов под давлением 1,2 атм. Насос подает жидкость в нефтяной коллектор. Давление на выкиде составляет 6 кг/см2 - летом и 8 кг/см2 - зимой. Отстойник № 2 соединен с отстойником № 1 нефтяной и газовой линиями, оборудован уровнемером и служит для обеспечения автоматического пуска и остановки насосов.
Спецификация оборудования
|
№№ п/п |
Пози-ция посхеме |
Наименование оборудования (тип, назн-е) |
Кол-во шт. |
Краткая технич-я хар-ка |
Материал |
Метод защиты от коррозии |
|
|
1. |
1 |
Отстойник-сепаратор |
1 |
V=80м3Р=8кгс/см2 |
сталь17ГС |
покраска |
|
|
2. |
2 |
Отстойник автоматики |
1 |
V=20м3Р=8кгс/см2 |
сталь17ГС |
покраска |
Насосы
|
№№ п/п |
Позицияпо схеме |
Марка |
Произво-дительн.м3/ч |
Давление кгс/см2 |
Характеристика привода |
||||
|
прием |
выкид |
мощ-ность |
число |
марка эл. двиг. |
|||||
|
1. |
1 |
ЦНС-60 |
60 |
1,6 |
6,0 |
55 |
2950 |
ВАО 082- 2У2 |
|
|
2. |
2 |
ЦНС-60 |
60 |
1,6 |
6,0 |
55 |
2950 |
ВАО 082- 2У2 |
|
|
3. |
3 |
ЦНС-38 |
38 |
1,6 |
6,0 |
30 |
2950 |
ВАО 072- 2У2 |
|
|
4. |
4 |
ЦНС-38 |
38 |
1,6 |
6,0 |
30 |
2950 |
ВАО 072- 2У2 |
Предохранительные клапана
|
№№ п/п |
Место установки |
Расчетное давление аппарата |
Рабочее давление в аппарате |
Установленное давление клапана |
Направление сброса клапана |
|
|
1. |
Отст. № 1 |
8 кгс/см2 |
1,6 |
3,5 |
атмосфера |
ДНС - 1
Общая характеристика объекта
Дожимная насосная станция № 1 (ДНС-1) предназначена для сбора водонефтяной смеси с групповых установок № 1, 12, 47, 48, 11, 252, с замерных установок № 52, 641, 830, 220, 1013, ДНС-А, отделения газа и подачи водонефтяной смеси на УПС-1, а газа в сборный газовый коллектор. ДНС-1 введена в действие в 1973 году.
Оборудование ДНС-1 составляют:
1. Отстойник объём 100м3, давление рабочее 8 кгс/см2
2. Отстойник объём 100м3, давление рабочее 8 кгс/см2
3. Два насоса ЦНС-60.
4. Два насоса ЦНС-38.
Характеристика флюидов ДНС-1
1. Физико-химические свойства нефти.
Удельный вес при 20 гр. - 0,875 г/см3
Вязкость
|
а) по Энглеру в ВУ |
б) Кинематическая в сСт |
|||
|
0?C |
12,60 |
0?C |
93,19 |
|
|
10?C |
6,74 |
10?C |
49,46 |
|
|
20?C |
4,35 |
20?C |
31,23 |
|
|
30?C |
2,93 |
30?C |
19,96 |
|
|
40?C |
2,30 |
40?C |
14,41 |
|
|
50?C |
1,91 |
50?C |
10,49 |
Температура застывания, ?CВспышка по М-Пенскому, ?CКислотное Число (мг-КОН на 1гр. нефти) |
ниже -20+60,23 |
|
|
Зола (%) |
ос. |
|
|
Кокс (%) |
2,46 |
|
|
Смол акцизные (%) |
14 |
|
|
Асфальтены (%) |
0,63 |
|
|
Парафин (%) |
0,72 |
|
|
Хлористые соли, мг/л |
1738,20 |
2. Физико-химические свойства воды.
Удельный вес - 1,087 г/см3 РН - 7,5
Химическая Характеристика
|
С - 70850 мг/л |
Са - 9018,0 мг/л |
|
|
О4 - 8 мг/л |
М - 3769,6 мг/л |
|
|
НСО3 - 109,8 мг/л |
Nа - 29760 мг/л |
Общая минерализация 113,5 г/л
Описание технологического процесса
и технологической схемы установки
Нефтеводогазовая смесь от групповых установок № 1, 12, 47, 48, 11, 252, с замерных установок № 52, 641, 830, 220, 1013, ДНС-А, направляется через задвижки № 27, 28, 29, в отстойник № 1, где происходит разделение фаз жидкость-газ. Газ направляется в сборный газовый коллектор через задвижку № 20. Нефть с водой поступает на прием насосов под давлением 1,2 атм. Насос подает жидкость в нефтяной коллектор. Давление на выкиде составляет 5,5 кг/см2. Отстойник № 2 соединен с отстойником № 1 нефтяной и газовой линиями, оборудован уровнемером и служит для обеспечения автоматического пуска и остановки насосов.
Спецификация оборудования
Отстойники
|
№№ п/п |
Позиция посхеме |
Наименование оборудования (тип, назн-е) |
Кол-во шт. |
Краткая технич-я хар-ка |
Материал |
Метод защиты от коррозии |
|
|
1. |
1 |
Отстойник-сепаратор |
1 |
V=100м3Р=8кгс/см2 |
сталь17ГС |
покраска |
|
|
2. |
2 |
Отстойник автоматики |
1 |
V=100м3Р=8кгс/см2 |
сталь17ГС |
покраска |
Насосы
|
№№ п/п |
Позицияпо схеме |
Марка |
Произво-дительн.м3/ч |
Давление кгс/см2 |
Характеристика привода |
||||
|
прием |
выкид |
мощ-ность |
число |
марка эл. двиг. |
|||||
|
1. |
1 |
ЦНС-38х132 |
60 |
1,2 |
5,5 |
30 |
3000 |
ВА072-2У2 |
|
|
2. |
2 |
ЦНС-60х198 |
60 |
1,2 |
5,5 |
30 |
3000 |
ВА072-2У2 |
|
|
3. |
3 |
ЦНС-60х165 |
38 |
1,2 |
5,5 |
40 |
3000 |
ВА082-2У2 |
|
|
4. |
4 |
ЦНС-38х132 |
38 |
1,2 |
5,5 |
55 |
3000 |
ВА082-2У2 |
Предохранительные клапана
|
№№ п/п |
Место установки |
Расчетное давление аппарата |
Рабочее давление в аппарате |
Установленное давление клапана |
Направление сброса клапана |
|
|
1. |
Отст. № 1 |
8 кгс/см2 |
1,2 |
3,5 |
атмосфера |
|
|
2. |
Отст. № 2 |
8 кгс/см2 |
1,2 |
3,5 |
атмосфера |
ДНС - А
Общая характеристика объекта
Дожимная насосная станция № А (ДНС-А) предназначена для сбора водонефтяной смеси с замерных установок №883, 884, 887, 893, 896, А, отделения газа и подачи водонефтяной смеси на ДНС-1. ДНС-А введена в действие в 1979 году.
Оборудование ДНС-А составляют:
1. Отстойник объём 80м3, давление рабочее 1 кгс/см2
2. Два насоса: ЦНС- 38x132 и ЦНС- 38x198.
Характеристика флюидов ДНС-1
1. Физико-химические свойства нефти.
Удельный вес при 20 гр. - 0,898 г/см3
Вязкость
|
а) по Энглеру в ВУ |
б) Кинематическая в сСт |
|||
|
0?C |
47,62 |
0?C |
352,71 |
|
|
10?C |
24,87 |
10?C |
184,19 |
|
|
20?C |
12,50 |
20?C |
92,63 |
|
|
30?C |
7,62 |
30?C |
56,23 |
|
|
40?C |
4,70 |
40?C |
33,86 |
|
|
50?C |
3,10 |
50?C |
21,29 |
Температура застывания, ?CВспышка по М-Пенскому, ?CКислотное Число (мг-КОН на 1гр. нефти) |
ниже -20+550,53 |
|
|
Зола (%) |
0,32 |
|
|
Кокс (%) |
2,43 |
|
|
Смол акцизные (%) |
24 |
|
|
Асфальтены (%) |
0,73 |
|
|
Парафин (%) |
0,14 |
|
|
Хлористые соли, мг/л |
24280,22 |
2. Физико-химические свойства воды.
Удельный вес - 1,087 г/см3
РН - 7,5
Химическая Характеристика
|
С - 70850 мг/л |
Са - 9018,0 мг/л |
|
|
О4 - 8 мг/л |
М - 3769,6 мг/л |
|
|
НСО3 - 109,8 мг/л |
Nа - 29760 мг/л |
Общая минерализация 113,5 г/л
Описание технологического процесса и технологической схемы установки
Нефтеводогазовая смесь от замерных установок № 883, 884, 887, 893, 896, А направляется через задвижку № 7 в отстойник № 1, где происходит разделение фаз жидкость-газ. Газ направляется на факельную линию через задвижку № 11. Нефть с водой поступает на прием насосов через задвижку № 10 под давлением 1атм. Насосы подают жидкость в нефтяной коллектор через задвижки №3, 4, 6. Давление на выкиде составляет 10 кг/см2 - летом и 25 кг/см2 - зимой. Отстойник № 1 оборудован уровнемером.
Установки автоматизированные групповые типа “CПУТНИК”
Назначения изделия
Установка предназначена для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях.
Технические данные
Диапазон дебитов, подключённых к установке скважин, м3/сут., в пределах от 1 до 400;
Рабочее давление, Мпа (кгс/см2), не более 4,0 (40);
Количество подключаемых к установке “Cпутник” скважин, шт.
Б40 - 14 - 500 - 14
АМ40 - 14 - 400 - 14
АМ40 - 10 - 400 - 10
АМ40 - 8 - 400 - 8
Устройство и принцип работы
Продукция скважин по трубопроводам, подключённым к установке, поступает в переключатель ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод.
В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке газ поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.
С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебета скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.
За время продавки жидкость проходит через счетчик ТОР и направляется в общий трубопровод. Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.
Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики.
При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП и в системе гидравлического управления повышается давление.
Привод переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода ГП перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина.
Длительность измерения определяется установкой реле времени.
Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретный условий: дебета скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения др.
В установки предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время) сигналов от счетчика ТОР.
При применении в установке счетчика газа турбинного «АГАТ» необходимо его смонтировать на газовом трубопроводе, а вторичный блок НОРД в щитовом помещении.
Блок НОРД производит подсчет и регистрацию результата измерения количества газа, выделившегося при рабочем давлении установки.
Для путевой деимульсации и снижения вязкости жидкости установка «Спутник Б40-14-500» снабжена насосом-дозатором и баком для реагента. В зависимости от объема жидкости, проходящей через установку, насос-дозатор регулируется на введение необходимого объема реагента, который впрыскивается в общий трубопровод.
Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию. Щитовое помещение имеет естественную вентиляцию и электрические нагреватели.
Все оборудование смонтировано на металлическом основании.
На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия.
Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом (пенопласт, жесткие минераловатные плиты) и обшивается металлическими листами.
Укрытие установки отличается легкостью, прочностью, устойчивостью к атмосферным воздействиям, хорошими теплоизолирующими свойствами. Укрытие обеспечивает нормальные условия для работы аппаратуры и обслуживающего персонала.
Конструктивно щитовое помещение выполнено аналогично технологическому помещению.
Внутри щитового помещения на стойке расположены приборы управления и измерения.
Направление работы скважин
34 звено
ЗУ - А (трап) скв.№ 294, 876, 881, 886, 880, 244, коллектор ЗУ - 893;
ЗУ - 878 (ёмкость) скв.№ 873, 874, 1113 - контрольная;
ЗУ - 883 (трап) скв.№ 34, 882, 884, 887, 877, 878, 883 - конс., 1010 - конс.;
ЗУ - 884 (ёмкость) скв.№ 888, 889, 897, 1000;
ЗУ - 893 (ёмкость) скв.№ 242, 892, 893, 894, 900;
ЗУ - 896 (ёмкость) скв.№ 895, 896, 899, 961 - конс., 918, 919, 921,;
4 звено
ГУ - 1 (трап) скв.№ 680, 903, 976 - 977- контрольная, 994 - 986, 250, 1101;
ГУ - 12 (трап) скв.№ 848, 856 - 1123, 1104, 89, 88, 929 - 1103, 102 - 1124,
1125 - 854, 1102, 159, 97 - 926, 987 - 91, 90, 867 - контрольная;
ГУ - 47 (трап) скв.№ 902, 87, 841, 154, 683 - контрольная, 637
- 931 - 151,
930 - 869, 241, 635, 224;
ГУ - 48 (трап) скв.№ 4, 633, 638-932-297-636, 630, 114 - 113, 631, 681, 1112;
ЗУ - 220 (трап) скв.№ 872 - 642, 220, 875 - 685 -конс.,686;
ЗУ - 1013 (трап) скв.№ 927, 928, 1122, 1012, 1013, 938, 212 - контрольная;
Скв.№62 - контрольная;
19 звено
ГУ - 11 (трап) скв.№ 19 - 949, 92 - 93, 223 - 963, 251 - 947, 678, 816, 95, 965,
890 - 950 - 920;
ГУ - 252 (трап) скв.№ 94, 96, 248 - 672, 249, 252, 263 - 945, 946, 885 - 853 - 810,
253, 254;
ГУ - 52 (ёмкость) скв.№ 52 - 924 - 939, 923, 925, 695, 1015 - 1016;
ЗУ - 641 (ёмкость) скв.№ 641 - 54, 811 - 818 - 819 - 56, 817 - 55, 966, 1129,
953 - 891;
ЗУ - 830 (ёмкость) скв.№ 824 - 956, 825, 967 - 830, 831, 837, 838, 922;
Передвижная ёмкость коэфф.-0,67 скв.№ 839, 697, 699, 968 - 835, 1014, 53,
836 - конс.;
11 звено
ЗУ - 3 (трап) скв.№ 690, 81 - 82 - 937, 608 - 12 - 612;
ГУ - 24 (трап) скв.№ 277, 605 - 643, 610, 613, 109;
ГУ - 51 (трап) скв.№ 942 - 110, 111, 278 - 279, 601, 694, 698, 941;
ГУ - 52 (трап) скв.№ 79 - 80, 606, 119, 131, 132, 215, 276, 603, 666, 668, 670, 671;
ГУ - 2 (трап) скв.№ 84, 234 - 621, 281, 280, 622, 623, 958 - 1018, 611 - 221, 619,
618 - 228, 1117 - 634, 960, 971;
ГУ - 29 (трап) скв.№ 245 - 962, 677, 905, 904, 961;
ГУ - 49 (трап) скв.№ 679, 112;
ГУ - 50 (трап) скв.№ 118, 137, 298, 617-117, 674, 675, 676, 957-620, 693-614, 951
ГУ - 85 (трап) скв.№ 85, 86, 625, 628, 624, 842 - 632;
156 звено
ГУ - 4 (трап) скв.№ 120, 662 - 847, 907, 604, 288, 106 - 105 - 283, 673, 908;
ГУ - 5 (трап) скв.№ 123, 156, 219, 259, 289 - 659, 909;
ГУ - 41 (трап) скв.№ 247, 255 - 1002 - 256, 257, 258, 665, 669, 796 - 42, 861, 667;
ГУ - 42 (трап) скв.№ 104, 124 - 663, 661 - 665, 192, 194, 214 - 658, 291 - 292
656, 299 - 657, 660, 188, 158 -контр.;
ГУ - 43 (трап) скв.№ 142, 193, 216, 266, 275, 285, 293;
ГУ - 53 (трап) скв.№ 77, 143, 144, 227, 260, 272, 273, 664, 692, 1019, 290;
ЗУ - 6 (ёмкость) скв.№ 145, 602, 687, 688;
72 звено
ГУ - 6 (трап) скв.№ 101 - 262, 133, 148 - 149, 177, 914, 915;
ГУ - 7 (трап) скв.№ 71 - 160, 150, 161, 197 - 72, 265, 916,1008;
ГУ - 8 (трап) скв.№ 16 - контр., 67, 69, 11 - 722, 723 - 1121, 1009, 68, 729;
ГУ - 25 (трап) скв.№ 170 - 70 - 745, 171, 183, 174, 300, 1111, 1054, 175 - 176,
701, 173 - 1055, 1056, 1057, 357 - контр.,1058 - контр.;
ГУ - 27 (трап) скв.№ 76, 78, 181, 189, 184, 191, 186, 651;
ЗУ - 44 (ёмкость) скв.№ 44, 152 - 155 - 640, 742, 753, 731;
ГУ - 44 (трап) скв.№ 147, 168, 179 - 270, 246, 185, 269, 639, 40, 286 - контр.;
ГУ - 45 (трап) скв.№ 126, 182, 649, 650, 652, 654, 682, 913;
ГУ - 46 (трап) скв.№ 167, 178, 198, 157, 231 - 128, 264 - 648, 1007, 163 - контр.;
ГУ - 707 (трап) скв.№ 711, 703 - контр.,
1 звено
ЗУ - 13 (ёмкость) скв.№ 857 - 858 - 51 - 844, 50 - 135 - 3 - 866, 1;
ЗУ - 845 (ёмкость) скв.№ 845, 850, 851, 852, 846;
5 звено
ГУ - 9 (трап) скв.№ 5, 15, 47, 65, 211 - 1006, 261, 759, 764 - 64;
ГУ - 10 (ёмкость) скв.№ 58, 98, 99, 100, 776, 783, 1001 - 213;
ГУ - 917 (ёмкость) скв.№ 14, 63, 235, 789, 917;
ЗУ - 1003 (ёмкость) скв.№ 1003, 1004, 1005;
ЗУ - 1 (ёмкость) скв.№ 770, 771, 772, 777, 778, 779, 785, 765, 786;
ЗУ - 3 (ёмкость) скв.№ 784, 790, 61, 791, 797, 798, 799, 804, 805;
6 звено
ЗУ - 2 (ёмкость) скв.№ 773, 774, 775, 780, 781, 782 - 788, 787, 792 - 800, 793, 795;
ЗУ - 4 (ёмкость к=1,79) скв.№ 794, 801, 802, 809, 803, 814, 815, 823 - 829, 808;
ЗУ - 5 (ёмкость) скв.№ 32 - 806, 807, 813, 812, 820;
ЗУ - 11 (ёмкость) скв.№ 826 - 827 - 828 - 822 - 832, 821 - контр.;
ЗУ - 31 (ёмкость) скв.№ 31, 751 - 757, 752 - 758, 762, 763, 766 - 767, 768, 769;
ЗУ - 728 (ёмкость) скв.№ 727, 735, 728, 715;
ЗУ - 748 (ёмкость) скв.№ 733, 738, 744, 748, 749,754, 750, 743;
ЗУ - 750 (ёмкость) скв.№ 739, 734, 746, 750, 743, 30, 24;
Реагентное хозяйство
Для деэмульсации продукции скважин в нефтепроводы сбора подаётся реагент -
Сепарол WF 41.Реагент подаётся дозировочным насосом НД-10 /125 на ДНС-7 в количестве 10 кг/сут и на ДНС-3 в количестве 7,5 кг/сут в коллекторы ДНС-7--УПС-2 и ДНС-3--УПС-1 соответственно.
Физико-химические свойства Серарол WF 41:
маслорастворимый деэмульгатор
плотность при 200 с 0,95 г/см3
вязкость при 200 с 50 мПа с
температура воспламенения 17 0 с
температура застывания ниже - 500 с
Депарафинизация нефтепроводов
В ЖЦДНГ ежемесячно проводится депарафинизация 54-х шлейфов скважин с целью ликвидации асфальтосмолистых и парафинистых отложений (АСПО).
При помощи ППУА острый пар при Р= 16 кг/см2 и Т = 150 0 с подаётся в работающий нефтепровод , где происходит нагрев рабочей среды до Т = 70-800 . Данной температуры достаточно для снижения вязкости и растворения АСПО.
Также депарафинизация нефтепроводов проводится с помощью АДПА. Cырая нефть, нагретая до Т = 900 с закачивается в скважину при Р = 30-35 кг/см2 в количестве 20 м3 . Растворённые АСПО с НКТ, вместе с продукцией скважины поступают в выкидной трубопровод при Р = 8 кг/см2 и Т = 700 с, растворяя АСПО шлейфа скважины.
Состояние трубопроводного транспорта на Жирновском месторождении
На балансе Жирновского цеха добычи нефти и газа находятся 280 км промысловых трубопроводов. От воздействия агрессивной среды (на Жирновском месторождении минерализация составляет 80-120 мг/л, содержание сероводорода 5-10 мг/л, обводненность 90%), они подвергаются коррозии, и фактический срок их службы не превышает 5-8 лет. Частые порывы выкидных линий и нефтепроводов это не только прямые потери нефти, но и непоправимый ущерб, наносимый окружающей среде.
На графике показано, что наибольшим коррозионным разрушениям подвержены водоводы сточной воды.
В Жирновском НГДУ была разработана программа повышения надежности промысловых трубопроводов на период до 2003 года. Среди намеченных мероприятий было использование новых видов труб. Так для системы сбора и транспорта нефти были выбраны полиэтиленовые трубы производства ЗАО «Кварт» г. Казань и полимерно-армированные трубы производства ЗАО «Уникорд» г. Екатеринбург. Они были проложены к нефтяным скважинам находящимся в пойменной части р. Медведица, (схемы) Для системы ППД были выбраны стеклопластиковые комбинированные трубы производства ЗАО «Композитнефть» г. Пермь, (схемы)
Характеристика труб антикоррозионного исполнения и применение их на Жирновском месторождении
Коррозионно-стойкие рукава, разработанные ЗАО «Кварт», г.Казань.
Коррозионно-стойкие рукава (рис.№ 2,3,9) состоят из внутреннего и наружного резиновых слоев и силового каркаса в виде металлической спирали. Снабжен концевой арматурой, ниппель которой изготовлен из нержавеющей стали. Соединение рукавов производится электродуговой сваркой ниппелей. Рукава могут выпускаться с фланцевыми соединениями.
Условный диаметр, мм - 73-90
Рабочее давление, МПа - 4
Температурный режим,°С - -40... +45
Длина, м - до 200
Радиус изгиба, м - 1,250
Срок эксплуатации, лет - 12
Полимерно-армированные трубопроводы ЗАО «УНИКОРД» г. Екатеринбург.
Полимерно-армированные трубы - это трубы из полимера, армированного сетчатым сварным каркасом, состоящим из струн и поперечных витков стальной проволоки, скрепленных сваркой в местах их пересечения (Рис.№ 2.3.10). Они могут быть использованы для выкидных, нефтесборных линий, систем транспортирования газо-насыщенной или разгазированной, обводненной или безводной нефти, систем закачки пластовых и сточных вод.
Условный диаметр, мм - 72 - 200
Рабочее давление, МПа - 4
Температурный режим,°С - - 50... +65
Толщина стенки, мм - 11-16
Длина, м - 5-11
Радиус изгиба, м - 100
Срок эксплуатации
при наземной прокладке, лет - 30
при подземной прокладке, лет - 20
Соединение труб: фланцевое - разъемное (рис.№ 2.3.11) и муфтовое -неразъемное (рис.№ 2.3.12)
Фитинги (отводы, тройники) производятся напылением полимерного покоытия на стальной каокас (оис.№ 2.3.13).
Сварка труб муфтами с закладными нагревателями заключается в расплавлении полиэтилена на соединяемых поверхностях муфты и трубы за счет тепла, выделяемого по заложенной в муфту электрической спирали, и последующим естественном охлаждении сварного соединения (1,5-2 часа). Такая система соединения в отличии от сварки металлических труб является пожаробезопасной из-за отсутствия пламени и искр при проведении строительных и ремонтных работ в любое время года при температуре воздуха от -20 до + 50 °С.
Преимущества ПАМ-Н.
* Высокая частота внутренней поверхности и низкая адгезионная способность полимерных материалов к осаждаемым из транспортируемых сред компонентам (парафинам, твердым включениям) не требует очистки и промывки.
* Высокая коррозионная стойкость.
* Бригада специализированных рабочих в составе 4-х человек способна за восьмичасовой рабочий день прокладывать 100-150 м трубопровода.
* Труба не разрушается при замерзании находящейся в ней жидкости.
* Использование при монтаже кранового и транспортного оборудования пониженной грузоподъемности.
* Гибкость, которая позволяет приспосабливаться к неровностям трассы и дает возможность производить ремонт при отсутствии транспортируемой жидкости только в поврежденном участке.
Стеклопластиковые комбинированные трубы ЗАО «Композит-нефть» г. Пермь.
Высокая коррозионная стойкость и прочность труб достигается комбинированной конструкцией, состоящей из внутреннего герметизирующего слоя на основе термопластика и силовой оболочке из стеклопластика (Рис.№ 2.3.14).
Рисунок 2.3.14 Стеклопластиковые комбинированные трубы
Проходной диаметр, мм 75 - 190
Рабочее давление, МПа 4,0... 10,0
Рабочая температура, °С - 40... +60
Транспортируемые среды водогазонефтяные эмульсии, сточная
вода нефтепромыслов, попутный газ.
Срок службы (не менее), лет 25
Соединения стеклопластиковых комбинированных труб могут применяться разъемные и неразъемные.
Неразъемные соединения - клеемеханические. Процесс сборки.
1. Закрепление труб в центраторе.
2. Торцевание полиэтиленовых оболочек (рис№ 2.3.15).
3. Сварка встык термопластичных герметизирующих оболочек оплавлением свариваемых поверхностей нагревательным инструментом (рис№ 2.3.16).
4. Заполнение зазора между стеклопластиковыми оболочками стекловорингом, пропитанным компанаундом (рис.№ 2.3.17).
5. Клеемеханическое соединение стеклопластиковых оболочек с установкой стеклопластиковых накладок (для восприятия осевых нагрузок) (рис.№ 2.3.18).
6. Установка стеклопластикового патрубка (для восприятия распорной радиальной нагрузки от накладок при осевой нагрузки на трубу) (рис№ 2.3.19).
7. Охлаждение стыка (рис№ 2.3.20).
Фасонные детали изготавливают из того же материала что и трубы рис.№ 2.3.22
Рисунок 2.3.22 Фасонные детали
Работы по укладке трубоп...
Подобные документы
Характеристика Сосновского нефтяного месторождения в Беларуси. Количество запасов, сбор и транспорт нефти и газа. Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов.
реферат [12,2 K], добавлен 29.12.2010Количество добытой нефти и газа на Тишковском месторождении, его литология и стратиграфия. Нефтеносность петриковской и елецко-задонской залежи. Подсчет и пересчет запасов нефти и растворенного газа межсолевых и подсолевых залежей месторождения.
курсовая работа [60,6 K], добавлен 17.11.2016Характеристика установки подготовки нефти ЦПС Самотлорского месторождения. Блочная структура технологической схемы печи ПТБ-10А. Выбор датчиков давления и термопреобразователей. Конфигурация контроллера SIMATIC S7-300. Обоснование выбора SCADA-системы.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 29.09.2013Исследование системы сбора и сепарации нефти до и после реконструкции месторождения. Способы добычи нефти и условия эксплуатации нефтяного месторождения. Гидравлический расчет трубопроводов. Определение затрат на капитальный ремонт нефтяных скважин.
курсовая работа [1,8 M], добавлен 03.04.2015Компонентный состав пластовой нефти Приразломного месторождения. Описание технологической схемы установки. Выбор конструкционных материалов для изготовления аппарата, расчет опор. Оперативный контроль и управление ходом технологического процесса.
дипломная работа [2,9 M], добавлен 02.01.2012Геолого-геофизическая изученность района. Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения. Тектоническое строение, газоносность, и физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов. Прогнозная оценка количества ресурсов горючих газов.
дипломная работа [3,3 M], добавлен 10.11.2015Геологическое строение месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника и газоносноть. Физико-химическая характеристика газа. Анализ системы сбора и подготовки газа Бованенковского месторождения. Основные проектные показатели.
курсовая работа [3,5 M], добавлен 23.11.2013Геологическое строение Давыдовского нефтяного месторождения. Стратиграфия, литология осадочного разреза. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов. Анализ структуры фонда скважин, показателей их эксплуатации, выработки запасов нефти из пластов.
дипломная работа [3,8 M], добавлен 15.05.2014Геологическая характеристика Покачевского месторождения: орогидрография, стратиграфия, литология и тектоника, физико-химические свойства нефти, режим разработки залежи. Расчет себестоимости подбора оборудования установки штангового глубинного насоса.
дипломная работа [3,8 M], добавлен 29.06.2012Запасы нефти Верхнечонского месторождения, его продуктивность. Анализ точности подсчета запасов нефти пласта ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 блок 2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения. Расчленение разреза на стратиграфические комплексы (свиты, подвиты).
курсовая работа [6,0 M], добавлен 04.01.2016Географическое расположение, геологическое строение, газоносность месторождения. Анализ показателей работы фонда скважин. Расчет температурного режима для выявления дебита, при котором не будут образовываться гидраты на забое и по стволу скважины.
дипломная работа [2,7 M], добавлен 13.04.2015Географические особенности Ельниковского месторождения нефти, описание поверхностных почв. Внедрение методов внутритрубной диагностики и ремонта. Мероприятия, направленные на повышение надежности эксплуатации подводного участка напорного трубопровода.
дипломная работа [6,7 M], добавлен 20.11.2011Геологическая характеристика Хохряковского месторождения. Обоснование рационального способа подъема жидкости в скважинах, устьевого, внутрискважинного оборудования. Состояние разработки месторождения и фонда cкважин. Контроль за разработкой месторождения.
дипломная работа [2,9 M], добавлен 03.09.2010Геологическое строение месторождения. Коллекторские свойства продуктивных объектов. Свойства и состав нефти, газа и воды. Схема разработки месторождения. Характеристика показателей способов эксплуатации скважин. Экономический эффект от внедрения якоря.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 17.09.2012Геологическое строение месторождения Акинген. Запасы нефти и растворенного газа. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и их продуктивности. Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородности.
дипломная работа [171,7 K], добавлен 08.02.2015Изучение теории органического происхождения нефти и газа. Литологически ограниченные со всех сторон ловушки и условия их образования. Особенности геологического строения надсолевого комплекса Прикаспия. Тектоническая схема района месторождения Доссор.
дипломная работа [7,3 M], добавлен 12.01.2014Анализ Жирновского нефтегазового месторождения. Назначение и классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов. Состояние добычи нефти в ОАО "Лукойл". Геолого-промысловые и климатические условия применения технологии "АРС и П" при водонапорном режиме.
курсовая работа [814,7 K], добавлен 28.10.2011Геологическое строение нефтяного месторождения. Глубина залегания, нефтеносность и геолого-физическая характеристика пласта 1БС9. Изучение динамики фонда скважин и объемов добычи нефти. Анализ показателей разработки и энергетического состояния пласта.
контрольная работа [4,8 M], добавлен 27.11.2013Общая характеристика месторождения Карачаганак: расположение, запасы нефти и газа, хроники реализации проекта. Особенности нефтеперерабатывающих заводов Казахстана. Перспективы развития нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности Казахстана.
реферат [166,1 K], добавлен 08.12.2011Геологическое строение месторождения: стратиграфия, тектоника, общая гидрогеологическая обстановка, нефтегазоносность, физико-химическая характеристика нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин, состояния выработки запасов пласта, величины нефтеотдачи.
дипломная работа [2,4 M], добавлен 19.09.2011
