Анализ высших групп качества

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО

ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ 

                                                        

                                                        кафедра разработки и эксплуатации

                                                        нефтегазовых месторождений. 
 
 
 
 

Анализ подготовки высших групп качества в НГДУ “Уфанефть”. 

КУРСОВАЯ РАБОТА 

По курсу: “Сбор и подготовка скважинной продукции“.  

КЛУШ 210300.000 ПЗ 
 
 
 
 

 
 
 
 
 
 

1999  
 

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ  

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ 

     Факультет Горно-Нефтяной  

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ 

Студенту  Трофимову Виктору Евгеньевичу     группа  ГР-95-02               

Дисциплина   Сбор и подготовка скважинной продукции                                          

Рассчитать и спроектировать  Анализ подготовки высших групп качества НГДУ “Уфанефть”                                                 

Исходные данные  Анализ подготовки нефти в НГДУ “Уфанефть”. Применяемое оборудование и аппараты для подготовки нефти. Качество подготовки нефти в НГДУ. Опыт подготовки нефти высших групп качества в стране и за рубежом. Мероприятия по улучшению подготовки нефти в НГДУ. Расчет предложенных мероприятий. Определение эффекта от мероприятий.                                      .                                                           

Предоставить следующие материалы в указанные сроки                                                                        
 
 

Дата выдачи  30 июня 1999 г. 

Руководитель     /Гафаров Ш.А./  Студент    
 

     СОДЕРЖАНИЕ                                                                                       с.

       
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

     ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ,

     СИМВОЛОВ, ТЕРМИНОВ.

       
 
 
 
 
 
 
 

     ВВЕДЕНИЕ. 

     Продукция нефтяных скважин - это совокупность технологических процессов осуществляемых

      предприятиями, с целью получения этих продуктов в заданном количестве и требуемым качеством.

     При извлечении пластовой нефти из недр происходит изменение ее температуры и давления, в результате чего она из однофазного состояния переходит в двухфазное - разгазированная нефть и нефтяной газ

     В свою очередь жидкая фаза при наличии воды, состоит из нефти и пластовой воды. Поток движущийся по системе трубопровода трехфазный. Для получения товарных нефти  и газа, применяется специальное технологическое оборудование.

     Технологические установки подготовки нефти газа и воды - это комплекс блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, в которых последовательно и непрерывно происходят процессы обезвоживания и обессоливания нефти, осушка от водяных паров и очистка от сероводорода и двуокиси углерода нефтяного газа, а также очистка сточной воды от капелек нефти, механических примесей железа, сероводорода и углекислого газа. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     1. АНАЛИЗ ПОДГОТОВКИ  НЕФТИ В НГДУ ´´УФАНЕФТЬ ´´,

     НА ПРИМЕРЕ БУЗОВЬЯЗОВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.  

       Сбор нефти и газа с существующих скважин производится на месторождении   на  сепарационную  установку  с  насосной  откачкой  типа  БН-1000-23, смонтированную в районе скважины №183. Откачка нефти от СУН осуществляется по существующему нефтепроводу диаметром 300 мм на установку подготовки нефти Сергеевского месторождения. Для замера дебита скважин в районе скважины №182 смонтирована замерная установка типа “Спутник”.

       Эксплуатация месторождения ведется по однотрубной схеме сбора нефти и газа. При однотрубной системе сбора нефти и газа продукция скважин под давлением на устье подается на автоматизированную групповую замерную установку типа “Спутник”, где производится поочередный автоматический замер дебита жидкости скважин. Количество подключаемых скважин до 14. Затем нефть и газ поступает на сборный пункт, где производится отделение газа от нефти.

       Попутный нефтяной газ не утилизируется, подается полностью на СУН.

       В соответствии с проектом разработки обустройство месторождения выполняется в одном варианте.

       Системой сбора нефти и газа приняты следующие принципиальные решения:

      раздельный сбор, подготовка и транспорт нефтей девонских и турнейских залежей;

- однотрубная система сбора нефти и газа;

- давление на устье эксплуатационных скважин до 1.5 МПа;

- замер дебита    скважин   на   автоматизированных групповых замерных установках типа “Спутник”;

- сбор нефти и газа девонских залежей на существующую сепарационную установку с насосной откачкой БН-1000-23;

- сбор нефти и газа турнейских залежей на проектируемые сепарационные установки с насосной откачкой типа БН-500-21, устанавливаемые в районе скважин №83 и №182.

     Для перекачки нефти турнейской и аскинско - мендымской залежей предусмотреть нефтепровод диаметром 200мм.

       Нефти девонских залежей перекачиваются по существующему нефтепроводу диаметром 300мм.

       От устьев эксплуатационных скважин до групповых замерных установок выкидные линии прокладываются индивидуально от каждой скважины из труб по ГОСТ 10704-63 диаметром 114х4.5. Общая протяженность проектируемых труб составляет 64.5 км. Трубы укладываются в траншее на глубине 1.6 м, покрытые снаружи антикоррозионной битумно-резиновой изоляцией.

       Для замера дебита скважин применяются замерные групповые установки типа “Спутник АМ - 40” и “Спутник Б - 40”.

       Нефтесборные коллекторы от групповых замерных установок и напорные нефтепроводы от СУН принимаются из труб по ГОСТ 10704 - 63 диаметром 159х5 и 219х6. Общая протяженность этих участков на месторождении составляет: диаметром 150мм - 25.5км  и диаметром 200мм - 8.0км.

    Для транспорта нефти Бузовьязовского месторождения предусматривается строительство сепарационных установок с насосной откачкой:

- для аскинско-мендымской залежи СУН-1 в районе скважины №83;

- для турнейской залежи СУН-2 в районе скважины №182;

    В качестве сепарационных установок принимаются блочные установки типа БН-500-21 разработки ТатНИПИнефть.

       Попутный нефтяной газ турнейской и аскинско-медымской залежей, ввиду небольшого количества, сжигается на факеле при СУН-1 и СУН-2.

     Установка подготовки нефти в Сергеевском НСП НГДУ “Уфанефть” построена в 1981-1982 годы и введена в эксплуатацию в 1983 году.

     При разработке технологического регламента были использованы следующие материалы:

     ВНИИСПТнефть

     - Положение о порядке разработки согласования и утверждения технологического регламента установок промысловой подготовки нефти РД 39-0147 103-309-88.

     - Технологический регламент установки подготовки нефти в Сергеевской НСП 1983г. № 7381

     БашНИПИнефть

     - Технологический регламент процесса подготовки нефти, содержащих сероводород и ионы железа в НГДУ "Уфанефтъ" 1986г.

     Установка подготовки нефти предназначена для получения обезвоженной и обессоленной нефти, по качеству удовлетворяющей требованиям ГОСТ 9965-76 с учетом изменения №I. от 1988г. Обводненностъ сырой нефти 67%.

     Установка по подготовке нефти блочная, поставка по импорту из ГДР, производительностью 2,0 млн.т/год по товарной нефти. 

ФИЗИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ И СОСТАВ ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ. 

    Свойства и состав пластовых нефтей, изученных по глубинным пробам и представлены в таблице 1. Из анализов проб следует, что температура на глубине залегания продуктивных горизонтов терригенной толщи девона составляет 45^оС, турнейского яруса 38^оС. Начальное пластовое давление для пласта Д1 составляет 24.900 МПа и 20.700 МПа для турнейского яруса.

    Давление насыщения нефти газом для Д1 9.7 МПа, а турнейского яруса 4.2 МПа, тульский горизонта 6.3 МПа, бийского горизонта 12.1 МПа, Дv 5.9 МПа . Плотность нефтей в пластовых условиях составляет 825 кг/м³ для пласта Д1 и 858 кг/м³ для турнейского яруса, для пласта Дv 882 кг/м³, бийский горизонт 815 кг/м³, тульского горизонта 820 кг/м³. Плотность при Рнас для пластов Д1 и Дv соответственно равна 817 и 873 кг/м³, а для бийского горизонта  и турнейского яруса составляет 809 кг/м³, 848 кг/м³, соответственно. Газовый фактор равен 78.0 и30.2 м3/т, соответственно для пласта Д1 и турнейского яруса; 21.7, 60.5, 30.2 м³/т, соответственно, для Дv, бийского  и тульского горизонтов. Вязкость пластовой нефти при Рпл  для пласта Д1 и турнейского яруса составляют соответственно 2.0 и 8.0 МПа*с, а для пласта Дv, бийского горизонта, и тульского горизонта составляет 15.0, 2.0, 4.0 мПа*с.

    Таблица 1.

    Физические параметры пластовых нефтей.

      
 

    Компонентный состав попутного газа, разгазированной и пластовой нефти пласта Д1 Бузовьязовского месторождения приведены в таблицах 2.

    В составе попутного газа нефти терригенного девона содержится углекислый газ, азот и гелий, а в нефти турнейского яруса определено содержание сероводорода.

    Таблица 2.

    Состав нефтей и газа пласта Д1.

      

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ

В ПОВЕРХНОСТНЫХ УСЛОВИЯХ. 

    Нефти месторождения относятся к типу тяжелых с удельным весом от 878 до 923 кг/м³, сернистых и высокосернистых с содержанием серы от 2.3 до 2.7, таблица 3. Содержание фракций до 300^оС достигает 21 %.

    Таблица 3.

    Физико-химические свойства нефтей в поверхностных условиях.

      

    ВЫВОДЫ.

    На Бузовьязовском нефтяном месторождении, открытом в 1974 году и введённом в разработку в 1976 году, промышленно нефтеносными являются залежи содержащиеся в 5 литологостратиграфических подразделениях (отложения тульского горизонта, турнейского яруса, пласта Д1, бийского горизонта, Дv).

    Месторождение расположено в платформенной части Башкирии в пределах региона, называемого Юго-Восточным склоном Русской платформы. На площади месторождения на фоне моноклинального погружения маркирующих поверхностей террегенного девона к юго-востоку выделяются две главные структурные формы: узкий грабен- разлом, прослеженный бурением на расстоянии 20 км, и примыкающий к нему с юго-востока Бузовьязовский полукупол.

    Отложения тульского, бийского горизонта и пласта Дv разрабатываются на естественном режиме, турнейского яруса и пласта Д1 с ППД.

    Нефти месторождения относятся к типу тяжёлых с удельным весом от 875 до 923 кг/м³, сернистых и высокосернистых с содержанием серы от 2.3 до 2.7 %. Содержание фракций до 300^оС достигает 21 %.

    Геологические запасы нефти на месторождении распределяется следующим образом: 67.2 % приходится на пласт Д1 пашийского горизонта, 26.8 % - на турнейский ярус и 6 % - на остальные залежи нефти.

    Воды турнейского яруса высокоминерализованные, хлоркальциевого типа. В водах содержится серовород, йод, бром, бораты, аммоний. Все пробы воды отобранные из пластов террегенного девона, разбавлены технологической водой и не представлены.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     2. ПРИМЕНЯЕМОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И АППАРАТЫ ДЛЯ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ. 

     Блочные автоматизированные групповые замерные установки.

     Блочные автоматизированные замерные установки предназначены для автоматизированного измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций.

     На нефтяных месторождениях наиболее распространены блочные автоматизированные групповые замерные установки “Спутник-А“ и “Спутник-Б“. Кроме них для специфических условий отдельных нефтяных месторождений разработаны  и применяются автоматизированные групповые замерные установки АГМ.