Реферат: Характеристика месторождения

· процессом разрушения устойчивых нефтяных эмульсий;· защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии;· защитой от солеотложений;· процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока.Разработан достаточно широкий ассортимент химических реагентов для борьбы с АСПО. В настоящее время применяются следующие марки реагентов:· бутилбензольная фракция (бутиленбензол, изопропилбензол, полиалкилбензолы).· толуольная фракция (толуол, изопентан, н-пентан, изопрен);· СНПХ-7 р-1 – смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения, а также ароматических углеводородов;· СНПХ-7 р-2 – углеводородная композиция, состоящая их легкой пиролизной смолы и гексановой фракции;· ХПП-003, 004, 007;· МЛ-72 – смесь синтетических ПАВ;· реагенты типа СНПХ-7200, СНПХ-7400 – сложные смеси оксиалкилированных ПАВ и ароматических углеводородов;· реагент ИКБ-4, оказывающий комплексное воздействие на АСПО и коррозию металла труб;· ИНПАР; СЭВА-28.Кроме перечисленных реагентов в нефтегазодобыче используют также Урал-04/88, ДМ-51; 513; 655; 650, ДВ-02; 03, СД-1; 2, О-1, В-1, ХТ-48, МЛ-80, Прогалит ГМ20/40 и НМ20/40.Наряду с высокой стоимостью существенным недостатком химического метода является сложность подбора эффективного реагента, связанная с постоянным изменением условий эксплуатации в процессе разработки месторождения.

4. 
   Методы теплового воздействия борьбы с АСПО.
   

Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 50 0С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений, или необходимо вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины. В настоящее время используют технологии с применением:– горячей нефти или воды в качестве теплоносителя;Повышение эффективности очистки НКТ от отложений парафина может быть достигнуто ранее применявшейся, но к настоящему времени повсеместно утраченной технологией. Улучшение процесса очистки происходит за счет совмещения операции промывки горячей жидкостью со спуском поршня. Последний обеспечивает направленное движение теплоносителя вдоль внутренней поверхности НКТ и более рациональное использование тепла.

– острого пара;– электропечей наземного и скважинного исполнения;– электродепарафинизаторов (индукционных подогревателей), осуществляющих подогрев нефти в скважине;

5. 
   Вибрационные методы
   

Методы основаны на создании в области парафинообразования ультразвуковых колебаний, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению на стенках труб.Полимерное покрытие НКТ PolyPlex как метод борьбы с коррозией, отложениями АСПО и солеотложением.На ВКЕ против солеотложения, коррозии и отложений АСПО, активно применяют полимерное покрытие НКТ Poly Plex.Для защиты внутренней поверхности НКТ разработано полимерное покрытие нового поколения PolyPlex. Покрытие обладает уникальным комплексом свойств, необходимым для качественной защиты НКТ в самых жестких условиях. PolyPlex надежно защищает НКТ от коррозии, абразивного и гидроабразивного износа, солевых и асфальто-смолопарафиновых отложений. При этом PolyPlex практически лишено недостатков, свойственных другим покрытиям (силикатно-эмалевым, эпоксидным, полиэтиленовым и др.), применяемых для защиты НКТ. Цена покрытия PolyPlex на порядок ниже чем Super Stainless, что делает его очень доступным и быстро окупаемым.PolyPlex обладает высокой химической стойкостью, в том числе к сероводороду, хлору, нефти, пластовой жидкости, светлым и темным нефтепродуктам, природному газу, газовому конденсату, воде, минеральным и органическим кислотам и т.д. Покрытие имеет гладкую глянцевую поверхность с высокими антиадгезионными свойствами. Благодаря этому PolyPlex обеспечивает защиту от отложения солей и АСПО, а также существенно понижает гидравлическое сопротивление потоку перекачиваемой среды и, как следствие, снижает удельные энергозатраты и повышает пропускную способность НКТ.Покрытие предназначено для длительной эксплуатации при температурном режиме от минус 60 до плюс 150 ^оС. При ремонте НКТ PolyPlex допускает кратковременную (до 1000 часов) обработку паром с температурой плюс 200^оС, либо кислотную промывку.Характерным свойством предлагаемого покрытия является очень высокая его эластичность. После полимеризации покрытие практически не чувствительно к любым деформациям НКТ, в том числе к изгибу на любой угол и кручению. PolyPlex не склонен к трещинообразованию и сколам. Это обеспечивает сплошность покрытия в наиболее проблемных местах – в зоне резьбового соединения НКТ с муфтой. Покрытие обладает высокой стойкостью к задирам и другим механическим повреждениям. Абразивная и гидроабразивная стойкость покрытия в несколько раз превышает стойкость нержавеющей стали. Материал покрытия сохраняет свою работоспособность при давлениях рабочей среды до 105 МПа.

PolyPlex обладает исключительно высокой адгезией к стали (не более 1 балла) и отличной гидрофобностью. Материал покрытия прекрасно смачивает металл и за счет капиллярного эффекта проникает глубоко в поры. Тем самым обеспечивается качественная окраска всей поверхности. PolyPlex может также наноситься и на поверхность с остатками свежей, не шелушащейся ржавчины. Это только дополнительно повышает адгезию и существенно снижает требования к подготовке поверхности. PolyPlex является однокомпонентным полиуретановым покрытием, отверждаемым за счет реакции с влагой воздуха. В процессе полимеризации материал покрытия реагирует с влагой, содержащейся в атмосфере, в остатках ржавчины на поверхности НКТ и в порах. В результате вся остаточная влага, находящаяся под пленкой вступает в реакцию полимеризации полиуретана и тем самым устраняется сама причина вспучивания покрытия при эксплуатации. PolyPlex имеет высокий сухой остаток, не содержит растворителей и является экологически чистым материалом. Покрытие имеет длительный срок службы. Свойства покрытия стабильны на протяжении всего срока эксплуатации.Важнейшим достоинством предлагаемого покрытия является возможность его использования для защиты от коррозии и герметизации резьбы НКТ. Для этого покрытие наноситься непосредственно на наружную резьбу НКТ и внутреннюю резьбу муфты. PolyPlex предотвращает коррозию, а также за счет высокой его эластичности повышает герметичность резьбового соединения. Толщина покрытия на резьбе варьируется в пределах 20…150 мкм. Утолщенное покрытие наносится на нерабочем участке резьбы. При этом покрытие надежно защищает резьбу от механического повреждения. В то же время, в случае повреждения покрытия резьбы в процессе многократного свинчивания-завинчивания PolyPlex позволяет производить его ремонт в условиях нефтепромысла.Стандартное покрытие наносится на всю внутреннюю поверхность НКТ и резьбу муфты, обеспечивая сплошную защиту всей внутренней поверхности колонны НКТ. Толщина покрытия составляет 100…150 мкм.Основная цель ОАО «Варьеганнефтегаз»: разведка новых месторождений, снижение аварийности, повышение объема добычи, увеличение наработки на отказ, сведение к минимуму число бездействующих скважин. В процессе эксплуатации возникают осложнения, задачей персонала промысла является в короткие сроки качественно, решить возникшие проблемы. В последние годы наблюдается заметная тенденция увеличения наработки на отказ, этому способствует применение новых технологий (ЭЦН+паккер, полимерное покрытие POLY PLEX, ингибитор солеотложения АЗОЛ и т.д.), применение более надежного оборудования (5 группа ЭЦН, 5 группа ПЭД, более термостойкий кабель и т.д.), интеллектуализация промысла (современные станции управления, датчики ТМС и т.д.).

5. Экономическая часть5.1 Расчет показателей эффективности при переводе бездействующих скважин под добычу струйными насосамиВ данном разделе дипломного проекта производится оценка с экономической точки зрения эффективности добычи нефти струйными насосами. Расчет показателей производится на основе оптимизационного расчета насосного оборудования, с использованием предложенной методики и применением программы «OpenOffice Calc».Таблица 5.1. Исходные данные для расчета

Показатель	Значение	Ед. изм.	Обозн.
Цена 1 т. Нефти	9000	руб.	Цн
Себестоимость добычи 1 т. Нефти	6540	руб.	Сн
Стоимость ПРС	380 000	руб.	Цпрс
Дебит нефти до установки АНС	0,00	т/сут	Qн1
Дебит нефти после установки АНС	15,70	т/сут	Qн2
Коэффициент эксплуатации	0,98	д. ед.	Kэксп
Количество скважин	5	шт.	Nскв
Стоимость АНС 1	180000	руб.	Цанс
Стоимость FHH	160000	руб.	Цпакер
Стоимость СГН	10000000	руб.	Цсгн
Доля условно переменных затрат	0,65	д. ед.	Уз
Количество ревизий в год	15	шт.	Nрев
Цена 1 ревизии	12000	руб.	Црев

1. Годовой прирост добычи нефти. (5.1)где: Qн₁ – Дебит нефти до оптимизации, т/сутQн₂ – Дебит нефти после оптимизации, т/сутК – коэффициент эксплуатации

б(t) – коэффициент падения добычи (равен коэффициенту дисконтирования на данный год)

∆Q₂₀₁₁ = 27518 тонн

∆Q₂₀₁₂ = 23929 тонн

∆Q₂₀₁₃ = 20807 тонн

2. Выручка от реализации.
∆В _t= ∆Q_t · Ц_н (5.1)
где: ∆Q_t – годовой прирост, т/год

Ц_н – цена нефти.

∆В₂₀₁₁ = 2476,6 млн. р.

∆В₂₀₁₂ = 2153,5 млн. р.

∆В₂₀₁₃ = 1872,6 млн. р.

3. Затраты на подземный ремонт скважины.
З_р = n_скв· Ц_прс (5.1)
где: Ц_прс – цена подземного ремонта.

n_скв – количество скважин.

З_р = 1900,0 млн. р.

4. Затраты на дополнительную добычу нефти.
З_{доп.доб}(t) = ∆Q· C_н· У_з (5.1)
где: У_з – доля условно-переменных затрат.

С_н – себестоимость нефти.

З_{доп.доб.2011} = 7798,5 млн. р.

З_{доп.доб.2012} = 6781,3 млн. р.

З_{доп.доб.2013} = 5896,8 млн. р.