Совершенствование механических методов удаления парафина на Ломовом месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтег

Совершенствование механических методов удаления парафина на Ломовом месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

Если рассмотреть весь комплекс задач, стоящих перед нефтедобываю-щей отраслью, то на ближайший период будут действовать противоречивые тенденции, связанные с проблемами экономического регулирования нефте-добывающей отрасли, научно-методическими, технологическими и техниче-скими проблемами разработки оставшихся, трудно извлекаемых, запасов.
В настоящее время экономическое регулирование нефтедобывающей отрасли России осуществляется, с одной стороны, на положениях нового за-конодательства переходного периода к рыночным отношениям, с другой стороны, на основе представлений о ресурсной базе, сформированных в пе-риод плановой экономики.
С течением времени несоответствие нормативов ресурсной базы и дей-ствующего законодательства о пользовании недрами и по налогообложению приводит к неправильным оценкам развития производительных сил в реги-оне, прогнозу добычи нефти, уровню цен на продукцию, поступлению средств в федеральный и местный бюджеты. Противоречия между старыми, реализованными в системах разработки принципами, и новыми экономиче-скими отношениями приводят к неоправданному отключению скважин, отка-зу от необходимого усиления систем разработки, свертыванию производ-ства. Остановка скважин, по которым из-за фиктивной убыточности добычи не достигнуты проектные показатели полноты извлечения запасов, ведет к нарушению системы и технологии разработки.
В настоящее время нефтяная промышленность является одной из при-оритетных отраслей. Нефть используется как основное сырье для химической промышленности, а нефтедоллары от продажи сырой нефти за границу со-ставляют значительную долю госбюджета. Поэтому проблемы, связанные с добычей нефти, на данный момент очень актуальны.
Одной из важнейших проблем является борьба с асфальто-смолистыми и парафиновыми отложениями на месторождениях, добывающих так называ-емую «тяжелую» нефть, то есть содержащую тяжелые углеводородные фракции.
С целью сокращения расходов на проведение обработки скважин рас-творителем, перехода от количества к качеству, необходим поиск комбини-рованных методов удаления АСПО в соответствии с существующими техно-логическими режимами работы скважин, свойствами и составом высокомо-лекулярных отложений АСПО в насосно-компрессорных трубах (НКТ). В настоящее время широко используют тепловые методы удаления АСПО с применением: горячей нефти или воды, в качестве теплоносителя; перегрето-го пара; реагентов, при взаимодействии с которыми протекают экзотермиче-ские реакции; растворителей.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Самое крупное в Томской области газоконденсатно-нефтяное Ломовое месторождение с запасами 91,6 млрд. м3 введено в опытно-промышленную эксплуатацию 20 мая 1999 года. Запасы газа и конденсата утвержденны ГКЗ СССР в 1968 г. Проектом ОПЭ предлагалось бурение 78 наклонных добы-вающих скважин, распложенных на 14 кустовых основаниях для обеспечения годовых уровней добычи газа 4,5 млрд. м3. Но Комиссией РАО “Газпром” протоколом утверждено решение о сокращении проектного фонда до 45 скважин с размещением их на 7 кустовых основаниях по 5-7 скважин на каж-дом. В числе 47 эксплуатационных скважин предложено пробурить 11 гори-зонтальных с длиной горизонтального участка 200-250м.
Разработка продуктивных пластов, Ю1 и Б10, являющихся основными объектами разработки Ломового месторождения ведется в режиме истоще-ния естественной пластовой энергии без применения системы поддержания пластового давления.
По совокупности признаков залежи Ю1 и Б10 являются самостоятель-ными эксплуатационными объектами. Они залегают на различных страти-графических уровнях и глубинах, имеют разнофазное состояние, резко отли-чаются друг от друга по количеству запасов углеводородов, имеют несовпа-дающие в плане контура газоносности и разную гипсометрию газоводяных контактов.
По величине промышленных запасов углеводородов, их плотности, размеров площадей газоносности пласт Ю1 по сравнению с пластом Б10 имеет лучшие показатели, что позволяет выделить его в качестве первоочередного и основного эксплуатационного объекта.
Эксплуатация пласта Ю1 Ломового ГКН месторождения в течении пе-риода опытной эксплуатации(с1999г) показала, что средние дебиты эксплуа-тационных скважин превышают проектные в среднем на 50 % в первые годы с последующим снижением до 5 %. В действующем проекте опытно-промышленной эксплуатации средний дебит составляет 200 тыс. м3/ сут Ди-намика изменения фактического среднего дебита по скважине представлена в табл. 2.3.
Основные проектные показатели пласта Ю 1 представлены в табл. 1.1.
Тем не менее, как говорилось выше, проектные показатели отличаются от фактических, что наглядно представлено в таблице 1.1.
Имеется ряд отклонений фактических значений от проектных. Особого внимания требуют те пункты, по которым имеются отставания:
1. Действующий фонд скважин по пласту Ю1 отстает на 16 скважин, так как проектом ОПЭ предполагалось бурение 78 добывающих, а по пласту Ю1 на 2008 год было запланировано 40 действующих скважин, но Комисси-ей РАО “Газпром” протоколом утверждено решение о сокращении проект-ного фонда до 45 скважин без точного указания о количестве скважин по пластам. Таким образом, это отставание носит чисто субъективный характер.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – тех-нического прогресса определяется как превышение стоимости оценки ре-зультатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате применения техники и технологии борьбы с парафиноот-ложениями в добывающих скважинах произошло увеличение дебита сква-жины на 2,4 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 725,5 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1903 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от применения мероприятий по борьбе с отложениями па-рафина при эксплуатации нефтяных скважин в сумме 3,73 млн. руб. Факти-ческая сумма прибыли составила 9,15 млн. руб. и превысила сумму прибы-ли получаемую до внедрения мероприятия на 5,75 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти, в результате внедрения мероприятия она выросла на 1902,94 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности техники и технологии борьбы с парафиноотложени-ями в добывающих скважинах.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Руководствуясь вышеперечисленным можно сделать следующие выво-ды.
Характерной особенностью нефтей месторождения является высокое содержание парафина. К специфическим свойствам относится проявление ими при определенных термобарических условиях структурно-механических свойств, отличных от свойств ньютоновских жидкостей. Сопоставление по-лученных результатов по максимальным температурам, при которых нефти начинают проявлять свойства, отличные от ньютоновских жидкостей, с ре-зультатами изучения температуры насыщения нефти парафином и темпера-туры застывания нефтей показывает достаточно хорошее соответствие этих величин. Температура начала проявления механических свойств несколько ниже температуры насыщения нефти парафинами, которые в свою очередь несколько выше температуры застывания нефти. При сравнительно высоких температурах (25-40 оС) нефти месторождения начинают проявлять струк-турно-механические свойства, ниже этих температур эффективная вязкость нефтей резко возрастает вплоть до потери текучести.
При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в ра-боте скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных комму-никаций, являются асфальтосмолистые и парафиновые отложения (АСПО). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению межремонтного периода (МРП) работы скважин и эф-фективности работы насосных установок.
На образование АСПО оказывают существенное влияние:
• снижение давления на забое скважины и связанное с этим нару-шение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;
• интенсивное газовыделение;
• уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;
• изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов;
• состав углеводородов в каждой фазе смеси;
• соотношение объема фаз;
• состояние поверхности труб.
Интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.
Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по предупрежде-нию образования отложений и их удалению.