- •Основные сокращения и обозначения
- •Введение
- •Краткая характеристика ельниковского месторождения
- •1.1. Физико-химическая характеристика нефтей «Ельниковского» месторождения
- •Текущее состояние разработки Ельниковского месторождения
- •1.3.Исходные данные
- •2.Технологический раздел
- •2.1. Механизм образования аспо
- •2.2Основные методы борьбы с аспо
- •2.2.1 Химический метод
- •Спуск твердого ингибитора икд
- •Краткая инструкция по применению контейнера с реагентом серии икд
- •2.2.2 Термический метод
- •Технология обработки горячей нефтью
- •2.2.3 Механический метод
- •2.2.4 Физический метод
- •2.3 Анализ методов борьбы с аспо на Ельниковском месторождении
- •2.4 Технология обработок скважин адп
- •Зависимость силы сцепления парафиновой массы с металлом трубы от температуры
- •Выбор технологического режима проведения тепловой депарафинизации скважин
- •Технологический режим проведения тепловой депарафинизации скважин
- •Расчет недобора добычи нефти при проведении тепловой депарафинизации
- •3.Технология химического метода
- •3.1Физико-химические свойства растворителя - растворителя распо
- •3.2. Подготовительные работы
- •3.3Требования к технологическому процессу
- •3.4 Технология обработки скважин реагентом распо
- •3.5 Закачка реагента распо через затрубное пространство
- •3.6 Технологический процесс удаления аспо из выкидных линий
- •3.7 Физико-химическая характеристика Реапон - иф
- •3.7.1 Механизм действия реагентов деэмульгаторов
- •3.7.2 Технические средства и материалы
- •3.7.3 Технология применения деэмульгаторов
- •3.7.4 Обработка скважин удс
- •Устройство и принцип работы удс
- •3.7.5 Периодическая подача деэмульгатора в затрубное пространство
- •3.7.6 Ручная заливка
- •3.7.7 Мероприятия по повышению эффективности борьбы с аспо
- •4.Безопасность и экологичность проекта
- •4.1 Промышленная безопасность
- •4.2 Охрана труда
- •4.2.1 Особые ограничения на объектах оао «Удмуртнефть»
- •4.2.2 Требования безопасности при закачке растворителя в скважину передвижными насосными агрегатами
- •4.2.3 Требования к производственным площадкам и помещениям
- •4.2.4 Требования безопасности при работе с деэмульгаторами
- •4.2.5 Требования к персоналу
- •4.3 Пожарная безопасность
- •4.4 Охрана окружающей среды
- •4.4.1 Экологическая безопасность при разработке нефтяных месторождений Удмуртии
- •4.4.2 Оценка воздействия растворителя распо на окружающую среду
- •4.4.3 Мероприятия по охране окружающей среды при работе с реагентами
- •5. Экономический раздел
- •5.1 Экономический показатель за 2009год
- •Убытки от потери нефти в 2009г
- •5.2 Экономический показатель за 2010г
- •5.3 Экономический показатель проектного мероприятия по повышению эффективности борьбы с аспо
- •5.4 Выводы и предложения
- •Заключение
- •Список используемых источников
Основные сокращения и обозначения
Сокращения:
АГЗУ - автоматическая групповая замерная установка
АДП - агрегат депарафинизации
АДС - автоматический дозатор скважинный
АДЭ - автоматический дозатор электрический
АЦН - автоцистерна наливная
БР - блок реагента
ГО - горячая обработка
ГРВС - гибкие размывающие вращающиеся скребки
ДНС - дожимная насосная станция
ИКД - контейнер с твердым реагентом
КПШ - камера пуска и приема шара
МИОН - магнитный индуктор
МОП - межочистной период
МРП - межремонтный период
ОПРМ - очистные поршни
ППУ - передвижная паровая установка
ПРС - подземный ремонт скважин
ПТ - промысловый трубопровод
РМ - разделитель манжетный
РШ - разделитель шаровый
СМР - скребки многоцелевые рессорные
УДС - устьевой дозатор с приводом от станка качалки
УДЭ - устьевой дозатор электрический
УПН - участок подготовки нефти
ЦА - цементировочный агрегат
ШГН - штанговый глубинный насос
Обозначения:
Q – производительность, м3/ч;
Н – напор развиваемый насосом, м;
N – мощность, кВт;
Э – потребляемая электроэнергия, кВт/час;
P – давление, Па;
S – площадь поперечного сечения, м2;
L – длина, м;
D – диаметр, м;
К - модуль упругости, Па;
Т – температура, К;
Z – геометрическая высота, м;
Re – число Рейнольдса;
W – скорость течения, м/с;
М – материальные затраты, млн.руб/год;
Тэ – тариф, (кВт ч)/руб;
С – стоимость, млн.руб;
h – потери напора в трубопроводе, м;
δ – толщина стенки трубопровода, мм;
- коэффициент Кориолиса;
ρ – плотность, кг/м3;
ξ - коэффициент объемного расширения, (1/оС);
g – гравитационная постоянная земного притяжения, м2/c;
λ – коэффициент гидравлического сопротивления;
ν – кинематическая вязкость, м2/c;
η – к.п.д. насоса, %;
СПИСОК РИСУНКОВ
Рисунок 1.1Схема размещения месторождений Удмуртской Республики….….12
Рисунок 1.2 Показатели добываемой нефти на «Ельниковском» месторождении……………………………………………………………………...18
Рисунок 2.1 Борьба с АСПО на Ельниковском месторождении нефти………...24
Рисунок 2.2 Устройство подачи реагентов……………………………………………..27 Рисунок 2.3 Контейнер с твёрдым реагентом……………….………………….…30
Рисунок 2.4 АДП 4 – 150……………………………………...………….………..32 Рисунок 2.5 Скребок колонный СК-102……………………………………...……35 Рисунок 2.6 Скребок гидромеханический……………………………….………...36 Рисунок 2.7 Скребок лепестковый для очистки НКТ...…………….…………….37 Рисунок 2.8 Магнитные депарафинизаторы...………………………….…………40 Рисунок 2.9 Устройство и принцип работы магнитного депарафинизатора…………………………………………………………….……..40 Рисунок 2.10 Скребок «Кыргыч»……...………………………………….………..41 Рисунок 2.11 График зависимости температуры от глубины скважины…….….44 Рисунок 2.12 Изменение напряжения сдвига парафина от температуры стальной поверхности……………………………………………………………………..…...46
Рисунок 2.13 График распределения зон тепловой депарафинизации по стволу скважины………………………………………………………………………….…48
Рисунок 2.14 График влияния режима тепловой обработки скважин на
изменение температуры…………………………………………………….………50
СПИСОК ТАБЛИЦ
Таблица 2.1 Расчетное и фактическое распределение температуры по стволу скважины в процессе горячей обработки……………………………….…………45 Таблица 2.2 Расчет норм времени на обработку скважины горячей нефтью…...55
Таблица 3.1 Физико-химическая характеристика реагента РАСПО……....…….57 Таблица 3.2 Физико-химическая характеристика Реапон- ИФ……………….….62
Таблица 3.3 Расчёт расхода концентрата Реапон-4В…………….……...….…….68
Таблица 3.4 Показатели по добыче нефти и мероприятия по борьбе с АСПО за 2009 год……………………………………………………………………………...69
Таблица 3.5 Результаты от внедрения обработки скважин растворителем РАСПО за 2009год…………….……………………………………………….…...70
Таблица 3.6 Результаты от внедрения обработки скважин растворителем РАСПО за 2010 год …………………………...……………….…………………...71
Таблица 5.1З аработная плата звена АДП………………...…....……………...…..97
Таблица 5.2 Транспортные расходы……………………...………….……….....…98
Таблица 5.3 Затраты на безвозмездные потери нефти при горячей промывке………………………………………………………………….…………98
Таблица 5.4 Итог затрат 2009 год..………………………………...……….……...98
Таблица 5.5 Заработная плата звена…………………………………………...…..99
Таблица 5.6 Транспортные расходы…………………………………………….....99
Таблица 5.7 Итог затрат 2010год…..……………………………………….……100
Таблица 5.8 Материалы. ……………………………………………………….…101
Таблица 5.9 Спецтехника………………………………………………….………101
Таблица 5.10 Общие затраты………………………………………………….…..102
Таблица 5.11 Заработная плата звена ЦА…………………………………….….104
Таблица 5.12 Транспортные расходы……………………………………….……104
Таблица 5.13 Затраты на растворитель РАСПО при промывке………………...105
Таблица 5.14 Итог затрат………………………………………………….………105
Таблица 5.15 Заработная плата звена……………………….……………….…...106
Таблица 5.16 Транспортные расходы………………….…………………….…...107
Таблица 5.17 Итог затрат……………………………………….…..………….…107
Таблица 5.18 Заработная плата звена…………………………………….………108
Таблица 5.19 Транспортные расходы……………………………………….……109
Таблица 5.20 Итог затрат……………..………………………………..……….…109
Таблица 5.21Экономический эффект проекта………………………….….…….112