нир. НИР. 3. Физикохимическая характеристика нефти
 Скачать 4.09 Mb.
|
|
Министерство науки и высшего образования РФ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Иркутский национальный исследовательский технический университет» Кафедра «Нефтегазовое дело» О Т Ч Ё Т по научно-исследовательской работе на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении (АО «Верхнечонскнефтегаз») Студента ________________________________________ (ФИО, группа, подпись) Руководитель практики от кафедры ________________________________________ (ФИО, должность, подпись) Допущен к защите _______________________ _______________________________________ (ФИО, подпись, дата) Оценка по практике _____________________ (неуд., удовл., хор., отл.) _______________________________________ (ФИО, подпись, дата) Содержание отчета на ______ стр. Приложение к отчету на ______ стр. Иркутск 2020 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………..3 ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ 1. Общие сведения о месторождении……………………………………………4 2. Геология месторождения………………………………………………………6 3. Физико-химическая характеристика нефти…………………………………..9 4. Общая характеристика производственного объекта УПН-1……………….10 5. Описание технологического процесса УПН-1……………………………....12 6. Описание технологической схемы…………………………………………...14 6.1. Первичная сепарация и сброс воды………………………………………...14 6.2. Термохимическое обезвоживание………………………………………….16 6.2.1. Первый поток……………………………………………………………...16 6.2.2. Второй проток……………………………………………………………..18 6.3. Электрохимическое обессоливание………………………………………..20 6.3.1. Первый поток……………………………………………………………...20 6.3.2. Второй поток………………………………………………………………23 6.4. Концевая сепарация…………………………………………………………25 6.5. Подготовка газа……………………………………………………………...25 6.6. Очистка пластовой воды на установке подготовки подтоварной воды….27 6.6.1. Емкость сбора уловленной нефти………………………………………...28 6.6.2. Вторичная очистка воды, отделенной от нефти…………………………28 6.7. Подогрев пресной воды……………………………………………………..29 6.8. Факельная система…………………………………………………………..29 6.8.1. Факельная система высокого давления…………………………………..30 6.8.2. Факельная система низкого давления……………………………………31 6.9. Резервуарный парк. Нефтяные насосные…………………………………..31 6.10. Дренажные емкости………………………………………………………..32 6.11. Площадка налива нефти в автоцистерны. Насосная налива нефти Н-4…33 7. Методика подбора деэмульгаторов для промысловой подготовки нефти…34 8. Охрана труда при работе с деэмульторами на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении……………………………………….37 8.1. Общие требования охраны труда…………………………………………...37 8.2. Требования охраны труда перед началом работы………………………....39 8.3. Требования охраны труда во время выполнения работы…………………39 8.4. Требования охраны труда в аварийных ситуациях………………………..40 8.5. Требования охраны труда по окончании работы………………………….40 НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЧАСТЬ....................................................41 ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………….60 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ……………………………………………………….61 ВВЕДЕНИЕ Развитие нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности напрямую связано с совершенствованием технологии подготовки и переработки нефти, разработкой и оптимизацией существующих процессов, обеспечивающих улучшение технико-экономических показателей и качества нефтепродуктов. Одним из важных технологических процессов в нефтедобыче является промысловая подготовка нефти, в которой основную задачу составляет обезвоживание водонефтяной эмульсии. Современные системы сбора и подготовки нефти являются сложным комплексом технологически взаимосвязанных объектов. Разнообразие технологических параметров разрабатываемых месторождений, различие природно-климатических условий и физико-химических свойств нефти требует различных решений при проектировании новых и обустройстве существующих объектов подготовки нефти. В последние годы добыча нефти становится все труднее, потому что эксплуатационные объекты некоторых месторождений, как правило, находятся в поздней стадии, которая характеризуется высокой выработанностью залежей нефти и значительным обводнением продукции скважин, вследствие закачки в пласт воды для поддержания внутрипластового давления. При постоянном повышении добычи нефти методом заводнения существует проблема постепенного изменения группового химического состава сырой нефти на скважинах, что способствует изменению типа водонефтяной эмульсии при эксплуатации месторождения. В связи с этим требуются дополнительные расходы на исследование, тестирование, разработку и закуп новых реагентов, т.к. эффективность определенного реагента различна и зависит от состава нефти. В процессе производственной практики были изучены особенности работы УПН-1 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения. В соответствии с целями и задачами, благодаря полученным навыкам и умениям, был составлен отчёт. В настоящей работе представлены обработанные данные по технологической работе УПН-1, а также методике подбора деэмульгаторов для промысловой подготовки нефти. В качестве дальнейшего улучшения процесса подготовки нефти на Верхнечонском НГКМ, помимо деэмульгаторов, предложено использование ВЧ и СВЧ электромагнитных полей для разрушения водонефтяных эмульсий. ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ 1. Общие сведения о месторождении. В административном отношении Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Катангском районе Иркутской области. Районный центр – поселок Ербогачен находится в 100 км северо-западнее месторождении, село Преображенка – в 50 км к западу. Наиболее крупные населенные пункты: г. Киренск – в 250 км юго-восточнее, г. Усть-Кут в 420 км юго-западнее от Верхнечонского месторождения. Обзорная карта района работ с указанием трассы ВСТО приведена на рисунке 1.  Рисунок 1 - Обзорная схема района работ Район слабо заселен и освоен, местность покрыта труднопроходимой тайгой. Обустроенных автомобильных дорог в районе месторождения до последнего времени не было. В настоящий момент функционирует постоянная автомобильная дорога, соединяющая Верхнечонское и Талаканское месторождения. Река Чона несудоходна, река Нижняя Тунгуска судоходна 20-30 дней в паводковый период. Река Лена судоходно от п. Качаг до устья. Её особое транспортное значение определяется выходом к порту «Осетрово» - г. Усть-Кут, который расположен на Байкало-Амурской железной дороге. Основной объем грузов от г. Усть-Кут до месторождения перевозился автотранспортом по зимнику – расстояние 660 км. В летнее время грузы доставлялись водным транспортом по р. Лена от Усть-Кута до Витима – расстояние 741 км, автотранспортом от Витима до Р-111 – расстояние 246 км. В качестве источников электроснабжения при проведении буровых работ на месторождении используются дизельные станции внутреннего сгорания. Верхнечонское месторождение расположено в пределах Средне-Сибирского плоскогорья и представляет собой слабовсхолмленную равнину с относительными превышениями 120-150 м, абсолютные отметки колеблются от 320 до 470 м. В субмеридиональном направлении территорию месторождения пересекает р. Чона с её многочисленными притоками, из которых по площади месторождения протекают: Нельтошка, Вирая, Модчалун, Игняли. Наряду с реками в районе месторождения имеются озера, старицы и болота. Озера большей частью пойменные и термокарстовые, развитые на плоских вершинах водоразделов и пологих склонах. Болота распространены по долинам рек и ручьев, относятся к типу надмерзлотных. Техническое водоснабжение месторождения может осуществляться из специальных водозаборных скважин. Для питьевого водоснабжения могут использоваться воды четвертичных и верхоленских отложений. Климат резко континентальный, среднегодовая температура составляет минус 5,5 °С. Максимальная температура наблюдается в июле и составляет в среднем 17,7 °С, минимальная – в январе, составляя в среднем до минус 29,2 °С. В зимний период господствует мощный антициклон с солнечной безветренной погодой. В это время происходит сильное выхолаживание приземного воздуха, что обуславливает сезонное промерзание грунтов на 1,5-2,0 м и островное развитие многолетней мерзлоты. Первые заморозки начинаются с конца августа. Толщина снегового покрова колеблется от 40 до 70 см и держится с октября по апрель. По геокриологическому районированию территория месторождений относится к переходной области развития многолетнемёрзлых пород от островного к прерывистому. Области островного распространения ММП характеризуются 30-60 % сплошностью, 30-200 метровой мощностью ММП. Температура многолетнемёрзлых пород колеблется от минус 0,2 до минус 1,0 °С. В области прерывистого развития ММП сплошность их достигает 60-90 %, мощности нередко превышают 100 м, температура ММП достигает минус 1,5 °С. Среднегодовое количество осадков 300-500 мм в год. Преобладают юго-восточное и северо-западное направления ветров со скоростью 1-3 м/с. Рассматриваемый район сейсмически неактивен. Началом планомерного изучения северных районов Иркутской области послужило получение притока нефти Марковской опорной скважины в 1962 году. В 1971 году к северу от Марковского было открыто Ярактинское газоконденсатное месторождение. В 1970 году была пробурена параметрическая скважина в пределах Преображенского поднятия, что позволило выделить продуктивный карбонатный горизонт, из которого после соляно-кислотной обработки был получен приток газа. Дальнейшее продолжение комплекса геофизических исследований восточнее и южнее Преображенской площади позволило выявить ряд положительных структурных форм (Чонская, Даниловская, Ангоройская). В Чонской зоне было выделено несколько локальных осложнений – Чонский, Молчалунский и Верхечонский структурные носы, рекомендованные для постановки площадных исследований МОВ. В 1975 году Восточно-Сибирским управлением по нефти и газу был составлен геологический проект бурения ряда параметрических скважин в центральной части Непского свода, из которых две скважины (122, 123) оказались в современном контуре месторождения. В них были получены промышленные притоки нефти и газа из песчаников нижненепской подсвиты. Параллельно с бурением велись сейсморазведочные исследования, что позволило подготовить к поисковому бурению в 1976 году верхнечонское поднятие. В дальнейшем на месторождении была реализована программа поискового и разведочного бурения, законченная в 1993 году. Всего на месторождении на момент составления подсчёта запасов было пробурено 98 скважин. Из местных строительных материалов наибольшее значение имеет лес. Кроме того, в районе месторождения имеются многочисленные выходы на дневную поверхность траппов, известняков, доломитов, которые могут быть использованы в качестве бутового камня для строительства дорог. В 130 км юго-западнее месторождения расположено Непско-Гаженское месторождение калийных солей, запасы которого утверждены ГКЗ СССР в 1992 году. В 2007 году ОАО «ВЧНГ» построен нефтепровод от месторождения до места врезки в строящийся магистральный трубопровод Восточная Сибирь – Тихий Океан. Диаметр нефтепровода составляет 530 мм, длина 92 км, пропускная способность более 10 млн м3. 2. Геология месторождения. В строении осадочного чехла Верхнечонского месторождения принимают участие породы протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Литологостратиграфическая характеристика разреза приводится по данным бурения скважин, результатам сейсморазведочных работ, материалам структурногеологической съемки 1:50000. Общая толщина осадочных отложений (без траппов) на площади изменяется от 1176.0 до 1729.5 м, при преобладающих средних величинах до 1550.0 м. В пределах грабена, прослеживающегося в северо-восточной части площади, толщина осадочных отложений увеличивается до 1880 м. Глубина вскрытия пород фундамента колеблется от 1595.0 до 1761.8 м, в пределах грабена при глубинах от 1810 до 1880 м породы фундамента не вскрыты. Анализ гидродинамических исследований 32 скважин верхнечонского объекта показывает, что коллекторы ВЧ1 и ВЧ2 порового и трещинно-порового типа имеют высокую послойную и зональную неоднородность. Термобарические условия залегания продуктивных горизонтов не исключают возможность образования газовых гидратов в процессе бурения, освоения и разработки. Особенностью продуктивных горизонтов, осложняющей разработку месторождения, является засолоненность породколлекторов при отсутствии опыта разработки таких месторождений, в том числе, методами заводнения. Верхнечонское месторождение приурочено к большой флексуре, входящей в состав Непско-Ботуобинской антиклизы и осложняющей западный склон Пеледуйского куполовидного поднятия. Представление о тектоническом строении месторождения сформировалось в результате обобщения комплекса сведений, полученных по материалам геолого-съемочных, структурно-картировочных, геофизических (сейсморазведка – МОВ, ОГТ, ТЗС; электроразведка – ТТ, ЗСБ; гравиразведка и аэромагнитная съемка) исследований и глубокого бурения. Складка представляет собой изометричную вытянутую структуру юговосточного простирания, отчетливо выраженную по структурным подсолевым и, особенно, базальным поверхностям осадочного чехла. В строении выделяются два структурных яруса: фундамент, представленный кристаллическими породами протерозой-архейского возраста, и осадочная толща, представленная отложениями нижнего, среднего и верхнего кембрия, нижнего отдела карбона и нижнего отдела юры, общей толщиной от 1176 м до 1729 м (без траппов). В верхней части фундамента сформировалась кора выветривания, возникшая в результате преобразования магматических пород под влиянием факторов выветривания. По генезису кора выветривания – остаточная, оставшаяся на месте залегания исходных пород, по морфологическому типу – площадная, характеризующаяся распространением в виде сплошного чехла, не имеющая заметной ориентировки в каком-либо направлении. Толщина коры обычно варьирует от нескольких сантиметров до нескольких метров, реже достигает двух-трех десятков метров. В осадочном чехле выделяются три структурных комплекса пород: подсолевой, солевой и надсолевой. Принципиальное совпадение структурных планов отмечается по поверхностям фундамента, подсолевых отложений и осинского горизонта, а все вышележащие дислоцированы более сложно. Это обусловлено проявлением соляной тектоники, внедрением пластовой интрузии долеритов и, предположительно, гипергенным выщелачиванием каменных солей ангарской свиты. Структурные поверхности подсолевого комплекса характеризуются наибольшей точностью построений. Здесь фиксируются локальные пликативные изменения (осложнения) в виде структурных носов, выступов, террас, куполов, выраженность которых не превышает 15 м. Изменение толщин терригенного комплекса контролируется двумя факторами. Первый из них связан с сокращением толщин базального пласта Вч2 в северо-западном направлении. Вторым фактором является возрастание толщин терригенных отложений в юго-восточном направлении за счет увеличения толщин пласта Вч2 и глинистой перемычки, что наряду с довольно стабильными толщинами пласта Вч1 приводит к возрастанию контрастности складки по подошве осадочного чехла и изменению ее площади и амплитуды. По кровле терригенного комплекса, отождествляемого с отражающим горизонтом М2 (от 8 до12 м выше кровли пласта Вч1), флексура имеет размеры 55×50 км по изогипсе –1260 м и площадь 1850 км2. Высота складки составляет 80 м. По отложениям подсолевого карбонатного комплекса, до кровли осинского горизонта включительно, структурный план флексуры практически совпадает с вышеописанным планом кровли терригенного комплекса. Выше, до кровли бельской свиты, наблюдается удовлетворительное сохранение структурного плана и конфигурации складки, которые обусловливают стабильные толщины карбонатных и галитовых пластов. По маркирующим горизонтам ангарской и литвинцевской свит структурный план претерпевает очень резкие изменения, приводящие к обособлению ряда локальных поднятий и мульд в контуре флексуры. Контрастность их по сравнению с нижележащими горизонтами сильно возрастает, достигая 200 и более метров. Причины подобной перестройки заключаются в изменении толщин пластов и пачек каменных солей, что приводит, в свою очередь, к изменению соленасыщенности ангарской свиты. Вторым существенным фактором, усложняющим структурный план по верхним горизонтам галогенно-карбонатного комплекса, является пластовая интрузия долеритов, приуроченная к отложениям ангарской, литвинцевской, верхоленской свит и карбона. Траппы имеют сплошное распространение в пределах месторождения за исключением западной и юго-восточной окраины. В целом толщины траппового тела изменяются в пределах месторождения плавно, однако, влияние интрузии на структурный план верхней части осадочного чехла проявляется достаточно четко. Выражается это в неравномерном распространении толщин ангарской, литвинцевской, верхоленской свит и карбона за счет постседиментационного внедрения интрузивной магмы. Еще одно значительное осложнение в тектоническое строение месторождения внес грабен, находящийся в северо-восточной части площади. Форму грабен имеет узкую, вытянутую в юго-восточном направлении. Размер в поперечнике не превышает 3 км. Размер по длинной оси (в пределах Иркутской области) составил 23 км. Таким образом, по полученным сейсморазведочным данным северозападная часть выступа фундамента, а по подсолевым отложениям – зона сочленения двух относительно полого погружающихся моноклиналей оказывается раздробленной выявленными разрывными нарушениями на целый ряд блоков. Обобщая материалы по тектоническому строению месторождения, следует сделать ряд выводов: В разрезе Верхнечонской площади четко обособляются четыре стратиграфических интервала, отличающихся степенью дислоцированности – кристаллический фундамент, включая его кору выветривания; отложения терригенного, подсолевого карбонатного и нижней части галогеннокарбонатного (до кровли бельской свиты включительно) комплексов; отложения ангарской, литвинцевской, верхоленской свит и, наконец, отложения карбона и юры. По поверхности кристаллического фундамента фиксируется отчетливо выраженный выступ, осложненный малоамплитудными смещениями различных знаков, а в северо-восточной части площади – грабеном. По базисному горизонту Вч1 выраженность складки несколько снижается с соответствующим уменьшением ее высоты. По горизонтам подсолевого карбонатного и галогенно-карбонатного комплексов, вплоть до кровли бельской свиты включительно, проявляется удовлетворительная унаследованность структурного плана от целевых горизонтов. По маркирующим поверхностям булайской, ангарской, литвинцевской и верхоленской свит фиксируется резкое усложнение структурного плана вплоть до обособления ряда локальных куполов и мульд. Влияние интрузии долеритов на перекрывающие и вмещающие ее отложения (ангарская, литвинцевская, верхоленская свиты и карбон) более значительно, чем на подстилающие. Интенсивность проявления разрывных нарушений (кроме грабена) может быть оценена как средняя и слабая, однако лишь заведомо подчиненную их часть можно отнести к категории нефтегазоконтролирующих. |