Курсова робота: Технологія видобутку нафти

23.09.2015

Курсова робота: Технологія видобутку нафти

Зміст

Вступ

Технологічна частина

1. Фізико-хімічні властивості пластових рідин і газів

2. Стан боротьби з втратами на об’єктах нафтової галузі

3. Джерела втрат вуглеводнів

4. Оцінка величини втрат вуглеводнів

5. Висновки і пропозиції щодо зменшення втрат вуглеводнів

6. Ефективність використання систем УЛФ

7. Досвід застосування УЛФ

8. Загальна характеристика системи УЛФ

15. Розрахунок втрат при «малих» і «великих» подихах для резервуарів УКПН

16 Розрахунок кількості викидів шкідливих речовин в атмосферне повітря з РВС УКПН-4 за 2006 р.

Заходи з охорони навколишнього середовища та праці

Висновок

Список літератури

Введення

Питань втрат нафти безпосередньо на об’єктах видобутку, збору і підготовки нафти не надавалося належного значення. Однак, від цього гострота і необхідність його рішення ніколи не зменшувалася. Значні ці втрати на нафтопромислах. Розвиток техніки і технології збору та підготовки нафти на помислах, великі обсяги видобутку нафти на відкритих родовищах, реконструкція системи внутрипромыслового транспорту нафти і газу викликають необхідність і вивчення природи і причин виникнення та розробки заходів по їх скороченню.

Основними джерелами забруднення атмосфери в нафтопромисловому господарстві є випаровування, обумовлені негерметичностью обладнання і споруд.

останнім часом установки комплексної підготовки нафти оснащуються системою уловлювання легких фракцій, яка заснована на зборі продуктів випаровування.

Система уловлювання легких фракцій забезпечує збереження вуглеводнів, усуває втрати нафти і викиди шкідливих речовин в атмосферу, підвищує надійність резервуарного господарства за рахунок зниження корозійної активності газового середовища в результаті запобігання потрапляння повітря в резервуари. Повсюдна герметизація за допомогою систем УЛФ промислових резервуарів дозволило скоротити втрати вуглеводнів з них і внести істотні зміни в технологію ступінчастою сепарації продукції свердловин.

Технологічна частина

1.1 Фізико-хімічні властивості пластових рідин і газів.

Властивості і склад нафти вивчені за глибинним та поверхневим проб. Властивості пластової нафти пласта DIII оцінювалися за результатами дослідження поверхневих проб. Оцінене значення в’язкості склало 3,4 мПа∙з, щільності – 0,806 т/м3, тиск насичення – 7,5 МПа.

Дослідження девонських нафт показали, що нафти пласта DII кілька важче, більш газонасыщенны і мають підвищений тиск насичення. Розподіл тиску насичення нафти газом за даними Желонкина А. В. показало, що тиск насичення пласта DI на Туймазинской площі зменшується від центру поклади до периферії (від 9,4 до 8,2 МПа), за рахунок чого і відзначається деяке збільшення щільності та в’язкості нафти. На Олександрівській площі нафту в пластових умовах має меншу щільність і в’язкість.

Щільність разгазированной нафти пласта DII за новими даними склав 851 кг/м3, в’язкість при 20 оС — 9,8 мПа∙с, вміст сірки — 1,6 %. Пластові води терригенного девону відносяться до хлоркальциевому типу. Загальна їх мінералізація становить 266 г/л, а щільність досягає 1190 кг/м3. Солі, що знаходяться в розчині, представлені практично тільки хлоридами, серед яких переважає хлорид натрію. У розчині знаходиться близько 200 мг/л закисного заліза, барію до 100 мг/л і стронцію від 100 до 500 мг/л. Хімічна характеристика вод наведено в таблиці 1.2. Води пластів DI і DII мають близький сольовий склад і за окремими аналізами їх важко розрізнити.

Середня щільність разгазированной нафти пласта DI за двома визначеннями склала 863 кг/м3, в’язкість при 20 o с — 20,0 мПа∙при діапазоні зміни 7,0 — 33,0 мПа∙с; вміст сірки — 1,5 %, смол силикагелевых — 12,7 %, асфальтенів і парафінів по одній пробі відповідно 2,97 і 3,12 %.

Характеристика поверхневих нафт девонських пластів показує, що нафти пластів DI, DII, DIII, DIV легкі (847 – 856 кг/м3), маловязкие (8,7 — 10,9 мПа∙з), сірчисті (1,1 — 1,5 %), смолисті (8,95 — 14,1 %), парафинистые (4,8 — 5,5 %).

Дані досліджень показують, що нафти девонських пластів DI, DII і DIV схожі між собою і характеризуються наступними властивостями: щільність — 847 — 856 кг/м3, в’язкість при початковому пластовому тиску в пласті DI — 1,95 — 3,22 мПа·с, в пласті DII — 2,46 — 3,18 мПа·с, в пласті DIV — 2,9 — 3,22 мПа·с. Середні значення тиску насичення становлять: в пласті DI — 9,12 МПа, в DII — 9,57 МПа і у DIV — 8,62 МПа. Середні значення газосодержанія нафт дорівнюють: для шару DI — 62 м3/т, DII — 64 м3/т, DIV — 55 м3/т.

Властивості нафт фаменского ярусу визначалися по поверхневих проб, відібраних з трьох свердловин. Нафта важка — 910 кг/м3, високов’язка — 89,8 мПа∙з, высокосернистая — 4,45 %. За своїми параметрами вона близька до нефтям терригенной товщі нижнього карбону і турнейского ярусу. Параметри пластової нафти оцінювалися за результатами дослідження поверхневих проб. В’язкість пластової нафти склала 37,8 мПа∙с, щільність – 0,899 т/м3, тиск насичення – 4,3 МПа.

Властивості пластової нафти турнейского ярусу (C1t) вивчені з двох проб, відібраних з свердловини 1382. В пластових умовах щільність дорівнює 868 кг/м3, в’язкість — 17,4 мПа∙з, газосодержаніе — 10,4 м3/т.

В компонентному складі нафтового газу переважає метан, присутній сірководень. У поверхневих умовах нафти турнейского ярусу важкі — 893 кг/м3, в’язкі — 32,3 мПа∙з, смолисті — 13 %, сірчисті — 2,8 %, парафинистые — 3,7 %. Пластова нафта терригенной товщі нижнього карбону характеризується наступними властивостями: щільність — 864 кг/м3, в’язкість — 12,4 мПа∙з, тиск насичення — 6,3 МПа, газосодержаніе — 22,0 м3/т. У газах переважають метан, етан, пропан. Сірководень присутній в кількості 0,8 — 1,4 %, у пластової нафти — 0,15 %.

Газ пласта DIV відрізняється меншим вмістом азоту і пропану і великим вмістом метану і етану. Склад газу пластів DI і DII практично однаковий. Характерним для девонських попутних газів є: відсутність сірководню, відносна щільність вище 1, наявність азоту, гелій і аргон. Гази Туймазинского родовища відносяться до жирним.

Пластові води девонських пластів являють собою хлоркальцевые розсоли. Загальна мінералізація їх становить 275 г/л, а щільність досягає 1190 кг/м3. Газосодержаніе у водах складає 2,73 м3/т. Характерною особливістю девонських вод є значний вміст у них закисного заліза і підвищений вміст бром. Серед аніонів переважає вміст іонів хлору 4,49 млн. молей/м3, з катіонів значно вміст натрію — 3,3 млн. молей/м3. Води горизонтів карбону характеризуються хлоркальциевым, хлорнатриевым типами. Зустрічається сірководень. Води пермських відкладень сульфатнонатриевого типу.

Компонентний склад газу наведено в таблиці 1.

Таблиця 1–Компонентний склад газу

Найменування компонентів

Короткий опис статті: технологія видобутку нафти і газу Курсова робота: Технологія видобутку нафти Зміст Вступ Технологічна частина 1. Фізико-хімічні властивості пластових рідин і газів 2. Стан боротьби з втратами на об’єктах нафтової від… реферати, реферат, завантажити реферат, реферат, курсові роботи, дипломні роботи, Курсова робота: Технологія видобутку нафти

Джерело: Курсова робота: Технологія видобутку нафти

Також ви можете прочитати