Применение резервуаров при сборе и подготовке нефти на промысле-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Применение резервуаров при сборе и подготовке нефти на промысле-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
История возникновения резервуаров в России связана с развитием Ба-кинской нефтяной промышленности. В 17 в. с увеличением добычи нефти в Баку начали возникать нефтяные склады — земляные резервуары (ямы) в глиняных грунтах. Первый стальной клепаный резервуар был построен в 1878 по проекту В.Г. Шухова и А.В. Бари. В 1935 впервые в России был сооружен металлический сварной резервуар емкостью 1000 м3. Этот про-грессивный метод сооружения приобрёл известность и позволил в дальнейшем перейти на индустриальный метод изготовления основных ча-стей резервуаров. Емкость отдельных резервуаров, построенных в России, достигает 50000 м3. Ведутся работы по созданию резервуаров емкостью до 100000 м3.
За рубежом наряду со строительством металлических резервуаров ем-костью до 100000 м3 решается проблема хранения большого количества нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов путем создания новых типов ем-костей с использованием естественных и искусственных пустот в земной тол-ще. Первое подземное хранилище в искусственных выработках залежей ка-менной соли для сжиженных газов построено в США в 1950. Емкость от-дельных резервуаров в соляных пластах и куполах достигает 1,5 млн. м3. Крупные хранилища обычно состоят из нескольких камер. Например, под-земное хранилище в штате Техас емкостью 905,7 тыс. м3 имеет шесть камер. Наблюдается тенденция строить резервуары значительных объемов с большим количеством камер. Сооружаются подземные изотермические хранилища для сжиженных газов. В Монреале (Канада) построен резервуар такого типа емкостью около 8000 м3. Глубина резервуаров, сооруженных в отложениях каменной соли, колеблется от 200 до 1200 м и определяется в зависимости от наиболее высокого ожидаемого давления паров нефтепро-дукта или сжиженного газа внутри емкости.
Резервуар - емкость, предназначенная для хранения, приема, откачки и измерения объема нефти. Резервуарный парк - группа (группы) резервуаров, предназначенных для приема, хранения и откачки нефти и размещенных на территории, ограниченной по периметру обвалованием или ограждающей стенкой при наземных резервуарах и дорогами или противопожарными про-ездами - при подземных резервуарах (СНиП 2.11.03).
На ряде месторождений поступающая на подготовку нефть сначала со-бирается в резервуарах сырой нефти ( РСН), а затем перекачивается через теплообменники в технологические резервуары, оборудованные маточниками для ввода обводненной нефти ( эмульсии) и стояками для отбора обезвожен-ной нефти. Эмульсия, прорываясь через слой пластовой воды, содержащей реагент ( деэмульгатор), освобождается от воды, а нефть отбирается из верх-ней части резервуара. Уровень нефти в резервуарах замеряют при помощи уровнемеров поплавкового типа УДУ-5М с обычным гидрозатвором и мест-ным отсчетом показаний. За уровень водяной подушки в технологических резервуарах контролируют с помощью краников, врезанных в корпус ре-зервуара. Обезвоженную нефть откачивают в магистральный нефтепровод. Товарную нефть учитывают с помощью счетчиков.
Стационарные складские и технологические резервуары часто приме-няют для измерения количества находящейся в них жидкости. Необходи-мость в таких измерениях возникает как при приеме и отпуске жидкостей, так и во время ревизий и учета. Таким образом, резервуары являются одновре-менно хранилищами для жидкостей и сосудами для измерения их количе-ства. При использовании резервуаров для целей измерения необходимо знать зависимость между высотой и объемом наполнения, а также иметь устройства, позволяющие в любой момент определить высоту наполнения резервуара.
С целью сокращения потерь нефти от испарения в технологических ре-зервуарах и снижения загазованности территории товарных парков на дей-ствующих объектах, а также обеспечения безопасности их эксплуатации и повышения эффективности работы сепарационных устройств, разработано несколько вариантов технологических схем сепарации газа от нефти, приня-тых к внедрению на промысловых товарных парках для работы в блоке как с установками комплексной подготовки нефти, так и с термохимическими обезвоживающими установками. Однако следует отметить, что разработан-ные схемы не решают проблемы предотвращения потерь легких фракций в полном объеме, так как вопрос полной герметизации товарных парков оста-ется открытым.
Применение в системе сбора и промысловой подготовки нефти технологических резервуаров вместо малогабаритных напорных емко-стей имеет несколько преимуществ, особенно при обустройстве месторожде-ний с тяжелыми высоковязкими нефтями, а также вступивших в позднюю стадию эксплуатации и с разными по физико-химическим свойствам нефтя-ными залежами. Поэтому до настоящего времени у нас и за рубежом цен-тральные пункты сбора продукции скважин на многих крупных нефтяных месторождениях обустраиваются специально оборудованными технологиче-скими резервуарами, являющимися одними из основных аппаратов подго-товки нефти.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Советское нефтяное месторождение открыто в 1962 г., введено в экс-плуатацию в 1966 г. В следующем году начато эксплуатационное разбурива-ние основных объектов (БВ8 и АВ1) разработки.
В процессе последующего промышленного освоения и доразведки ме-сторождения периодически корректировались принципиальные проектные решения и технологические показатели тех схемы 1968 г., что нашло отраже-ние в проектных документах разных лет (1970, 1976, 1978. 1982, 1990гг.). В разрезе месторождения находится 17 нефтеносных пластов, выделенных в 14 объектов разработки.
Учитывая низкое начальное нефтенасыщение и сложности строения низкопродуктивного объекта АВ1 для изучения промысловых характеристик в первой техсхеме ИКР Миннефтепрома решено реализовать трехрядную си-стему размещения скважин по сетке 700х700 м. В дальнейшем в связи со сложностями се быстрого разделения с одновременным обеспечением высо-ких темпов отбора нефти, принято решение о переходе на площадную систе-му разработки: при этом как расстановка, так и соотношение нагнетательных и добывающих скважин определились близкими к обращенной девятиточеч-ной. Внедрение этой системы обеспечило только интенсификацию отборов нефти, но при этом оказались далеко не на соответствующем уровне факти-ческие возможности регулирования фронтов продвижения закачиваемых вод, а также система контроля выработки запасов нефти.
Поэтому в проекте разработки (1990 г.) для исключения негативных факторов площадной системы принято решение по формированию трехряд-ных замкнуто-блочных систем с уплотнением сетки в центре ячеек. В конеч-ном итоге плотность сетки составит 230 тыс.м2/скв при сохранении высокой интенсивности системы; соотношение нагнетательных и добывающих сква-жин составит 1:2,8.
В целом по месторождению утвержденный проектный - основной фонд составил 1839 скважин, из них 1388 скважин или 75 % относятся к объекту АВ1. С начала разработки месторождения пробурена 1491 скважина (80,7 %) основного фонда и добыто 133.88 млн.т нефти, что составляет 58,9% от извлекаемых запасов категорий А+В+С1, текущий коэффициент нефте-извлечения 0,3, обводненность продукции 84,9 %, водонефтяной фактор 1,62, накопленная закачка компенсировала отбор на 93,1 %.
Максимальный уровень добычи нефти (6,9 млн.т, темп отбора 3,1 %) по месторождению достигнут в 1977-78 гг., затем месторождение вступило в третью стадию разработки.
На объект АВ1 пробурено 1065 скважин или 76,1 % от проекта, неос-военными остались небольшие окраинные зоны залежи, где нефтенасыщенна только верхняя часть объекта АВ1-1-2 с относительно ухудшенными коллек-торскими свойствами.
С начала разработки объекта отобрано 65730.5 тыс.т или 46.4% от начальных утвержденных извлекаемых запасов нефти (табл. 2), текущий ко-эффициент нефтеизвлечения 0,17, обводненность продукции 74,9%. По за-лежи действует ранее сформированная система воздействия, переход на блочно-замкнутую сдерживается. Накопленная закачка компенсирует отбор жидкости на 125.8%, текущее пластовое давление в зоне отбора выше пер-воначального (17,0 МПа) на 0,4 МПа.
Максимальный отбор нефти 3709 тыс.т (темп отбора 2,6 %) по объекту АВ1 достигнут в 1980 г. При обводненности продукции 43,7 %. Проектные технологические показатели объекта АВ1 определены в расчете на изменение направления потоков, связанных с формированием более интенсивной блоч-но-замкнутой системы с вовлечением в разработку низко-продуктивных зон путем бурения дополнительных скважин, и изоляции заводненных интерва-лов.
В действительности, материально-технических средств недостаточно даже для проведения плановых ремонтных работ, без серьезных направлен-ных инвестиций в ближайшей перспективе не просматривается возможность реализации указанных проектных решений.
Поэтому недобор нефти ежегодно прогрессировал, отклонение от про-екта в 2007 году составило 3,8 %, в 2008 году – 7,4%. В последнее время си-туация изменилась, увеличение добычи недуги по пласту АВ1 в 2012 году по сравнению с 2011 годом составило 26,6 тыс.т. Значительную лепту в это вно-сят коэффициенты эксплуатации и использования скважин, последний по пласту АВ1 возрос по сравнению с 2006 годом (0.82) до 0,921 в 2007 году. На конец 2014 года количество бездействующих скважин снизилось по срав-нению с 2013 годом на 48 штук.
В наибольшей мере обводняются высокопродуктивные скважины, ко-торые переводятся в другие категории или на эксплуатацию низкопродук-тивной верхней части разреза. В 2014 году основная часть действующего фонда скважин (около 54 %) эксплуатируется с обводненностью 50-90% и около 10% фонда с обводненностью превышающей 90 %. Средняя обвод-ненность продукции в целом в 2014 году увеличилась по сравнению с 2013 годом на 0.9 % за счет увеличения количества действующих скважин с об-водненностью свыше 90%.
Существуют определенные сложности по вовлечению в работу низко-проницаемого пласта АВ1-1 при его эксплуатации единым фильтром с более продуктивными нижними пластами АВ1-2+3. По данным электрометрии скважин, пробуренных в заводненных зонах, отмечается вовлечение в работу только нижних пластов АВ1-2+3, хотя по данным потокометрии (РГТ) охват воздействием составляет в среднем 0,38. При этом возможно некоторое за-вышение указанного коэффициента за счет негерметичности цементного кольца заколонного пространства нагнетательных скважин.
Система разработки была принята в целом по продуктивному гори-зонту АВ1, дифференцированное воздействие на пласт АВ1(1) практически от-сутствует. Неоднократные промывки, преимущественно, подвергаются ин-тервалы пластов АВ1(2-3) более высокой проницаемости.
Применяемые трехрядная и площадная система разработки не позво-лили вовлечь в активную разработку пласт АВ1(1) "рябчик".
Применяемые мероприятия по повышению коэффициента извлечения нефти из пласта АВ1(1), такие как кислотные обработки призабойной зоны пласта, пороховой генератор давления, метод глубоких депрессии, дополни-тельная перфорация, закачка композиции ИХН в нагнетательные скважины, не дали эффекта.
Закачиваемая в пласт подтоварная вода низкого качества в связи с кратно повышенным содержанием количества взвешенных частиц. Следует сказать, что применяя обычные методы разработки месторождения и не ис-пользуя новых методов увеличения нефтеотдачи пласта, невозможно задей-ствовать все запасы пласта АВ1(1) в активную разработку и достичь проектно-го коэффициента нефтеотдачи. Следовательно, применение современных ме-тодов интенсификации добычи нефти является требование времени и необ-ходимым условием эффективности разработки.
В целях повышения охвата выработкой, снижения обводненности, ин-тенсивности добычи нефти но объекту АВ1 проводилась: нестационарное за-воднение, закачка в одну скважину композиции ИХП. обработки призабой-ных зон, оптимизация сечки скважин путем размещения и бурения резервно-го фонда по большей части площади залежи и дополнительных скважин в пределах 1 и 2 опытных участка.
1. Из гидродинамических методов, обеспечивающих повышение эф-фективности разработки объекта при режиме вытеснения нефти водой из слабодренируемых зон, применялся метод ''нестационарного заводнения" Технология его реализации сводилась к периодическому прекращению за-качки воды в отдельные группы скважин. Нестационарное заводнение про-водилось в 2006-2007г., в течение которого нагнетательные скважины оста-навливались на 3 месяца. После периода остановки нагнетательных скважин наблюдается снижение обводненности.
2. С целью улучшения работы преимущественно низкодебитных сква-жин проводились различные виды обработок призабоиных зон (ОПЗ). к ним относятся кислотные обработки (ГКО, СКО), пороховой генератор давления (ПГДБК), метод глубоких депрессии (МГД) и дополнительная перфорация (ДП). Обычно применяется несколько видов (комплекс) обработок. Из анали-за следует, что кратковременные (до 3 месяцев) увеличение дебитов после обработок изменяются в среднем с 47,7 до 86.0 %. Согласно проведенным опенкам дополнительная добыча за годовой период в среднем 21.6 тыс. тонн в расчете на одну обработку дополнительно добыто в среднем 317 тонн нефти. Наиболее результативными явились методы ДП и ПГДБК, по-вышающие совершенство вскрытия. По объекту АВ1 месторождения прово-дились работы но закачки композиции ИХП в нагнетательные скважины, что способствовало увеличению их приемистости, следовательно интенсифика-ции отборов, а при вовлечение в работу низкопроницаемых прослоев повы-шаются охват и нефтеотдача объектов. Было отработано 10 нагнетательных скважин путем закачки в призабойную зону небольших объемов (11-35м3) водных растворов композиции (ИХН). В пределах участка, где размещены эти скважины, отмечаются периоды увеличения их приемистости на 40-45% продолжительностью до 3 месяцев. Изучение динамики технологических по-казателей участка проводилась по 58 добывающим скважинам. При этом в результате анализа дебита нефти, жидкости, обводненности, добычи нефти улучшения этих показателей незамечено. Анализируя результаты мероприя-тий по повышению коэффициента нефтеизвлечения объекта АВ1 следует ска-зать, что имеющиеся положительные результаты были получены по относи-тельно высокопроницаемым пропласткам А1(2) и А1(3). Что касается пропласт-ка А1(1), то изменений показателей процесса разработки не наблюдалось.
Успешность всех этих операций оказалась невысокой, эффект крат-ковременный. Обнадеживающие результаты получены после проведения ГРП в конце 2004 года по шести скважинам малодебитным по жидкости (до 10 т/сут). Согласно начальным исследованиям дебит нефти возрос почти в семь раз, прирост на скважину в среднем составил 39.4 т/сут. Здесь следует ожидать выраженного затухания эффекта из-за снижения пластового давле-ния. Во избежание этого необходимо предварительно проработать вопрос повышения приемистости верхнего пласта АВ1(1), т.е. предусмотреть меро-приятия по ограничению перетоков закачиваемых вод по затрубному про-странству (обсадной колонны) в нижние пласты АВ1+2+3.
Большая часть фонда скважин объекта эксплуатируется 15-20 лет, их эксплуатационные колонны в значительной мере изношены, а для полной выработки извлекаемых запасов нижних пластов АВ1-2+3, а затем верхнего АВ1(1) по существу потребуется не менее еще одной полной жизни скважины.
Таким образом, необходимо принципиальное разрешение этого вопро-са путем проведения обширных промысловых исследований технического состояния стволов скважин, оценке возможности ремонтных работ, зарезки вторых стволов, а также бурения новых скважин с соответствующей эко-номической оценкой эффективности всего комплекса мероприятий.
По объекту АВ1 принятая в начальном варианте трехрядная система расстановки скважин далеко не обеспечивала запланированных темпов отбо-ра нефти. С переходом на площадную систему и частичным уплотнением сетки была решена только одна часть задачи по направлению оптимизации разработки: повышение темпов отбора нефти и одновременно утеряны не менее важные позиции, связанные с возможностью надёжного контроля за выработкой запасов и регулирования процесса вытеснения. В последней проектной работе был определён целесообразным переход на замкнуто – блочную систему расстановки скважин, что позволило бы в значительной степени уменьшить влияние вышеупомянутого негативного фактора. Но в должной мере это решение не реализовано, т.е. в соответствии с решением, принятым в 1976 г., на залежи практические результаты продолжающейся реализации площадной системы разработки. А это значит отсутствуют тех-нические регулирования и контроля объёмов закачки и, соответственно, про-движения фронтов вытеснения даже в условиях однородного пласта. И зада-ча осложняется на порядок в условиях вышеохарактеризованной выражен-ной вертикальной и площадной неоднородности строения объекта АВ1, где ухудшенными фильтрационными характеристиками выделяется пласт АВ11+2а. И для его эксплуатации требуется применение повышенных депрес-сий в добывающих и репрессий в нагнетательных скважинах. А это обстоя-тельство при сравнительно небольшой толщине (1-4 м) глинистого раздела пластов АВ11 и АВ12 приводит к неизбежным прорывам по затрубному про-странству закачиваемых вод в нижнюю часть и, наоборот, подъему в добы-вающих скважинах. Необходимая для таких случаев специальная технология (применение заколонных пакеров, турбулизаторов, расширяющихся цемен-тов) при заканчивании скважин в спецпроектах хотя и предусматривалась, но эти решения, как правило, не реализовывались. Потенциальные отборы жид-кости из скважин обычно не достигаются из-за отсутствия в практике работ специальной технологии при первичном и вторичном вскрытии пласта, ис-ключающей образование <<скин-эффекта>>. Причем, условия дальнейшей эксплуатации скважин сопряжены с периодическими ремонтными работами, сопровождающимися глушением скважин раствором, содержащим мехпри-меси, которые, наряду с выносимыми из пласта, отнюдь не улучшают состо-яния призабойной зоны пласта и скважины. О высоком << скин- эффекте>> и его различии по скважинам свидетельствует широкий диапазон кратности (1,5-3,3) фактического соотношения дебита жидкости до ГРП и после.
Аналогично и в нагнетательных скважинах: закачка воды проводится невысокого качества, с повышенным содержанием мехпримесей и нефтепро-дуктов, где около 99% составляют сточные, остальную часть – воды апт- се-номанского комплекса. От пресной воды происходит разбухание глинистых частиц породы, поэтому она для закачки в пласт не используется даже в ис-ключительных случаях.
Таким образом, в соответствии с вышеизложенным, следует только од-нозначный вывод о том, что существующие системы расстановки добываю-щих и нагнетательных скважин, технического состояния и поверхностного обустройства, не обеспечивают высокоэффективной разработки объекта.

2.2 Принципиальная схема подготовки нефти на месторождении

На каждом нефтяном месторождении нефть, поступающая со скважин, проходит предварительную подготовку на дожимных насосных станциях (ДНС), либо установках подготовки нефти (УПН). Далее она транспортиру-ется в центральные пункты подготовки и перекачки нефти (ЦППН). Дело в том, что в нефти содержится попутный нефтяной газ (ПНГ) и вода, которые необходимо извлечь с целью повышения её товарного качества. На данный момент попутный нефтяной газ извлекается из нефти путём её сепарации в один или несколько этапов (ступеней). Количество ступеней сепарации зави-сит от физико-химических свойств нефти, а именно от её газосодержания (Гс). Из своей практики могу сказать, что в большинстве случаев на ДНС нефть подготавливается в две ступени сепарации. Да, встречались объекты, имею-щие всего одну ступень сепарации, либо, ещё реже – три ступени. Однако, как я говорил, в большинстве случаев на ДНС нефть разгазируется в две ступени. Давление на сепараторе 1 ступени (P1ст) всегда больше, чем на сепа-раторах 2 и последующих ступеней (PNст). К примеру, могут быть такие по-казатели: P1ст=4 кгс/см2, P2ст=0,1 кгс/см2. Показатели давления зависят от мно-гих факторов, которые учитываются при разработке месторождения и вно-сятся в Технологическую схему. Количество сепараторов зависит от объёма добываемой нефти.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате применения технологии произошло увеличение дебита скважины на 15,4 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 1409,26 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 2164,84 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от проведения мероприятия в сумме 5,3 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 12,43 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 9,43 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти, в результате внедрения мероприятия она выросла на 2164,84 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности применения технологии.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Хранение нефти и нефтепродуктов в вертикальных стальных цилиндрических резервуарах связано с испарениями легких фракций углеводородов. Несмотря на применяемые меры, общие потери нефтепродуктов велики и приносят значительные убытки. Это выражается потерями хранимых продуктов, осложнением пожарной обстановки в резервуарных парках, ухудшением условий труда обслуживающего персонала и загрязнением окружающей среды. Поэтому сохранение количества и качества нефтепродуктов в процессе хранения в резервуарах является актуальной на сегодняшний день.
В ряде стран ужесточение требований охраны окружающей среды и промышленной безопасности заставляет принимать меры по герметизации резервуаров. Выбор типа резервуара в зависимости от испаряемости продукта строго регламентируется стандартами. Согласно ГОСТ 1510-84, легкоиспаряющиеся нефтепродукты должны храниться преимущественно в резервуарах с плавающей крышей. В Германии, например, нефтепродукты класса А1 с температурой вспышки ниже 21°С (в том числе сырые нефти и бензины) хранят в резервуарах с плавающей крышей. В результате за рубежом доля резервуаров с плавающим покрытием постоянно увеличивается. Одним из таких решений является оснащение действующего резервуара со стационарной кровлей внутренним плавающим покрытием, имеющими более низкую стоимость по сравнению с плавающими крышами. Кроме того, резервуар со стационарной кровлей более приемлем для большей части климатических районов России.
В нашей стране было построено большое количество понтонов поддонного типа из стали с коробами по периметру. Однако большинство этих понтонов потонуло. На магистральных нефтепроводах доля потонувших стальных понтонов приближается к 100%. Потонувший стальной понтон практически не поддается восстановлению.
Как показывает практика, 40 – 60% пожаров на резервуарах происходит при выводе резервуара из эксплуатации (при зачистке, пропарке и т.п.). Поэтому для повышения промышленной безопасности резервуаров необходим понтон, не требующий обслуживания и ремонта, имеющий большой срок службы.
Одним из признанно надежных является конструкция понтона, в которой настил удерживается на поплавках. Понтоны такой конструкции применяются в странах Западной Европы и США с 60-х годов и в настоящее время конструкция сборных понтонов из алюминиевых сплавов для вертикальных стальных цилиндрических резервуаров стала традиционной.
Строятся легкие сборные понтоны из алюминиевых сплавов для резервуаров объемом от 1000 до 30000 м3. В конструкции понтона использованы наиболее коррозионно-стойкие алюминиевые сплавы отечественного производства.
Все детали понтона устанавливаются через люк диаметром 500 мм.
К достоинствам данной конструкции можно отнести следующие:
• большая плавучесть, регулируемая количеством поплавков;
• легкость и быстрота монтажа;
• малая масса по сравнению со стальными понтонами;
• применение типовых заготовок и узлов для резервуаров различной вместимости;
• легкость восстановления плавучести при потоплении;
• возможность ремонта без применения огневых работ;
• возможность автоматического удаления продукта с настила при любом уровне слива;
• возможность демонтажа для сборки в другом резервуаре.