Подготовка нефти к транспортировке

 

 

ВВЕДЕНИЕ

На начальном  этапе разработки  нефтяных  месторождений,  как  правило, добыча нефти происходит из фонтанирующих  скважин  практически  без  примеси воды. Однако на  каждом  месторождении  наступает  такой  период,  когда  из пласта вместе с нефтью поступает  вода  сначала  в  малых,  а  затем  все  в больших количествах. Примерно две трети всей нефти добывается в обводненном состоянии. Пластовые воды, поступающие из скважин  различных  месторождений, могут значительно отличаться по химическому и  бактериологическому  составу. При извлечении смеси нефти с пластовой водой  образуется  эмульсия,  которую  следует рассматривать как механическую смесь двух  нерастворимых  жидкостей,одна из которых распределяется в объеме  другой  в виде  капель  различных размеров. Наличие воды в нефти приводит к удорожанию транспорта  в  связи  с возрастающими объемами транспортируемой жидкости и увеличением ее вязкости.

      Присутствие агрессивных водных  растворов минеральных солей  приводит  к быстрому  износу  как  нефтеперекачивающего,  так  и  нефтеперерабатывающего оборудования.

      Легкие  фракции  нефти  (углеводородные  газы  от  этана  до  пентана) являются ценным сырьем химической  промышленности,  из  которого  получаются такие  продукты,  как  растворители,  жидкие   моторные   топлива,   спирты,синтетический каучук, удобрения, искусственное волокно и другие  продукты органического  синтеза,  широко  применяемые   в   промышленности.   Поэтому необходимо стремиться  к  снижению  потерь  легких  фракций  из  нефти  и  к

сохранению  всех углеводородов, извлекаемых  из  нефтеносного  горизонта  для последующей их переработки.

  

   Наличие  в  нефти  механических  примесей  (породы  пласта)   вызывает абразивный   износ   трубопроводов,    нефтеперекачивающего    оборудования, затрудняет переработку нефти, образует отложения в  холодильниках,  печах  и теплообменниках, что приводит  к  уменьшению  коэффициента  теплопередачи  и быстрому выходу их из строя. Механические примеси  способствуют  образованию трудноразделимых эмульсий.

      Присутствие минеральных солей в виде кристаллов в нефти и  раствора  в воде приводит к усиленной коррозии  металла  оборудования  и  трубопроводов, увеличивает устойчивость эмульсии, затрудняет переработку нефти.  Количество минеральных солей, растворенных в воде,  отнесенное  к  единице  ее  объема, называется общей минерализацией.

      При  соответствующих  условиях  часть  хлористого  магния   (MgCl) и хлористого кальция (CaCl), находящихся в пластовой воде,  гидролизуется  с образованием соляной кислоты. В результате разложения  сернистых  соединений  при переработке нефти образуется сероводород,  который  в  присутствии  воды вызывает усиленную коррозию  металла.  Хлористый  водород  в  растворе  воды  также разъедает металл. Особенно интенсивно  идет  коррозия  при  наличии  в воде  сероводорода  и  соляной  кислоты.  Требования  к  качеству  нефти   в некоторых случаях довольно жесткие: содержание солей не более  40  мг/л  при наличии воды до 0,1%.

Эти и  другие причины указывают на необходимость  подготовки нефти к транспорту.

 

Целью курсового  проекта является анализ подготовки нефти на УППН «ГОЖАН»

 

 

 

 

 

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

 

 Общие сведения о  месторождении

    Шагиртско-Гожанское месторождение расположенное на юге Пермского края Куединского района в 250 км от областного центра (г. Пермь) и в 25 км от районного (пос. Куеда). На территории месторождения расположены населенные пункты: сёла Старый Шагирт, Гожан и дер. Новый Шагирт. Ближайшая ж/д станция – Куеда, горьковской ж/дороги. В 10 км севернее месторождения проходит автомобильная дорога Куеда – Большая Уса с гравийным покрытием. Южную часть месторождения пересекает асфальтированная автомобильная дорога.    Чернушка – Куеда – Москудья   

     Населенные пункты  соединяются  между собой грунтовыми  дорогами. Для обеспечения круглогодичной  транспортной связи объектов  обустройства  месторождения между  собой и с базами обслуживания  построены подъездные автомобильные  дороги 4 категории с асфальтным  покрытием к Шагиртской и Гожанской площадям, вахтовому поселку, подстанции и населенным пунктам Гожан и Старый Шагирт, протяженностью 30,6 км. Для подъезда к ГЗУ и кустам скважин проложены автомобильные дороги 5 категории с гравийным покрытием общей протяженностью 64 км.

   В орографическом отношении  площадь представляет собой всхолменную равнину, понижающуюся с севера (с отметки 259 м ) на водоразделе рек Шагирт и Тынбай на юг (до + 105 м ) в урезе реки Шагирт.

   В гидрогеографическом отношении  месторождение находится в бассейне  правых притоков рек Буй, к  которым относятся реки: Сава  и Шагирт с притоком р Тынбай.

   Источником производственно  противопожарного водоснабжения  служит магистральный водовод  Буй - Гожан. Для хозяйственно-питьевых нужд используются две артезианские скважины, пробуренные на отложения шешминского горизонта. Обеспечение месторождения электроэнергией осуществляется от подстанции  110 /35 кВ. «Гожан».

Существующие промысловые  объекты сбора и подготовки, транспорта нефти и газа, водоснабжения и  канализации оснащены необходимыми средствами КИП, автоматики, телемеханики и связи.

Предусмотрены мероприятия  по снижению вредного воздействия на  окружающую среду.

Первые сведения о геологическом  строении района дал А.А. Штукенберг при составлении 127 листа десятиверстной геологической карты европейской части России в 1884-1987 гг.Более детальное изучение геологического строения месторождения началось  с  1943  года,  когда  геологической  съемкой  масштаба   1 :50000 и 1 : 20000  была охвачена площадь среднего Приуралья.В 1949 году при съемке масштаба 1 : 20000 было закартировано Гожанское поднятие.Шагиртская площадь была открыта в 1970 году. Нефтеносность установлена в турнейских, яснополянских, башкирских, верейских и каширо-верейских отложениях.

Подсчет запасов  произведен по состоянию на 1 июля 1973 года.

В    ГЗК  запасы  утверждены в ноябре 1973 года.

В 1974 – 1975 гг. составлена комплексная  технологическая схема разработки  Шагиртской площади Шагирто-Гожанского месторождения. Согласно  Х варианту, утвержденному в 1975 г. предусматривалась разработка турнейской и яснополянской залежей раздельными сетками.

 

 

 

 

 

 

 Стратиграфия

 

Геологический разрез Шагиртско–Гожанского месторождения изучен по материалам бурения структурных, поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.  Максимальная вскрытая  толщина отложений 2542 м в скважине № 23.

В основу стратиграфического деления положена унифицированная  схема Волго-Уральской  нефтегазоносной  провинции.

Бавлинская  свита.

Представлена в подошве доломитами серыми и зеленовато-серыми.  Средняя часть серии отложена песчаниками бурыми и розовыми. Кровля  представлена толщей алевролитов и песчаников. Вскрытая толщина – 513 м.

Девонская система.

Представлена  двумя отделами: D 3  и  D 2

 

Средний отдел (D 2)

Выделяется живетский ярус. Сложен толщей алевролитов и песчаников с тонкими прослоями известняка. К кровле отложений приурочен нефтяной пласт Д 2. Толщина яруса -  23 – 37 м.

Верхний отдел  (D3)

Франский ярус.

Нижнефранский ярус.

Пашийский горизонт.

Отложения представлены чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Приурочен нефтяной пласт Д 1. Толщина отложений 6 - 8 м.

Кыновский горизонт.

Породы горизонта представлены:  внизу -  аргиллитами и алевролитами серовато-зелеными; вверху -  известняками глинистыми. Толщина  - 25 – 44 м.

На породах кыновского горизонта залегает мощная толща карбонатных отложений девона,  которая включает верхнюю часть нижнего подъяруса ( саргаевский, семилукский горизонты), верхний подъярус франского яруса и фаменский ярус. Литологически  описываемая часть разреза представлена  известняками.  Общая толщина карбонетного  девона 409 - 610 м.

Каменноугольная  система.

Нижний отдел.

Турнейский ярус.

Ярус сложен известняками от серых до коричневато-серых, органогенно- обломочных или детритусовых тонкозернистых, плотных прослоями пористых. К кровле яруса приурочена нефтяная залежь -  Т. Толщиной    –   53 – 100 м.

Визейский  ярус.

Выделяются малиновский, яснополянский и окско-серпуховский надгоризонты.

Малиновский надгоризонт.

Сложен аргиллитами и подчиненными прослоями алевролитов. Толщина -  26,9 м.

 

Яснополянский надгоризонт.

Два горизонта: бобриковский и тульский.

Бобриковский горизонт.

Представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. К песчаникам и алевролитам приурочены промышленные скопления нефти (пласты Бб2  и Бб1).  Толщина - 11,45 м.

Тульский  горизонт.

Литологически делится на 2 пачки: нижнюю – терригенную (алевролиты, аргиллиты, песчаники)  и верхнюю – карбонатную, сложенную известняками темно-серыми, неравномерно глинистыми. К песчаникам и алевролитам приурочена нефтяная залежь (пласты Тл2а и Тл2б) Толщина 27- 34 м.

Отложения окско-серпуховского  надгоризонта и намюрского яруса представлены чередованием известняков и доломитов. Толщина отложений окско-серпуховского надгоризонта 213,5 – 250 м, а отложений намюрского яруса 22 – 41 м.

 

 

Средний  отдел.

Представлен  башкирским и московским ярусами.

Башкирский  ярус.

Сложен известняками с прослоями конгломерато-брекчии. Известняки светло-серые, детритусовые и органогенно-обломочные, неслоистые, конгломерато- брекчии залегают в кровле яруса и указывают на наличие перерыва. К кровле  яруса приурочена нефтяная залежь БШ. Толщина отложений 30 – 50 м.

 

Московский  ярус.

Сложен толщей карбонатных  пород и по микрофауне подразделен  на  четыре горизонта: верейский, каширский, мячковский и подольский.

Верейский горизонт.

Сложен толщей чередующихся между собой карбонатных пород, в основном известняков и терегенных мергелей, алевролитов и аргиллитов. Выделены нефтеносные пласты в подошве В3В4, в кровле В1. Толщина отложений 49-50 м.

 

 

 

 

 

Каширский горизонт.

Сложен известняками и доломитами, с прослоями мергелей и алевролитов. К подошве каширского горизонта приурочен нефтяной пласт (К). Толщина     70 м.

Отложения подольского и  мячковского горизонтов представлены толщей светло-серых и коричневато-серых известняков и доломитов. Общая толщина отложений 134 – 161 м.

 

Верхний отдел.

Отложения представлены преимущественно  доломитами светло-серыми и  коричневато-серыми. По всей толще встречаются включения  гипса и кремния. Толщина верхнего отдела 146 – 175 м.

 

Пермская  система.

Отложения пермской системы  на площади развиты повсеместно. Вскрыты, как глубинными разведочными скважинами, так и структурно – поисковыми. Выделены оба отдела: нижний и верхний.

 

Нижний  отдел.

Включает ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. Отложения представлены, в основном, карбонатными породами: доломитами, известняками с включениями гипса и ангидрита. В отложениях кунгурского яруса преобладающую роль играют гипсы и ангидриты. Толщина отложений нижнего отдела -  206 –397 м.

Верхний отдел.

Представлен соликамским шешминскими горизонтами уфимского яруса. Это красноцветная толща песчаников, глин, алевролитов с прослоями доломитов,  гипсов, мергелей, ангидритов. Толщина отложений достигает 287 м.

 

Четвертинская система.

Четвертичные отложения  повсеместно залегают на различной  поверхности верхне-пермских пород. Представлены глинами, галечниками, суглинками и супесями. Толщина до 25 м.

 

 Тектоника

 

Шагиртско – Гожанское месторождение приурочено к структуре 2-го порядка – Куединскому валу, который осложняет северный склон Башкирского свода. Простирание вала северо – западно, в этом же направлении идёт его погружение в сторону Камско – Кинельской системы прогибов.

Объём геологической информации позволяет детализировать структурные  планы по основным маркирующим горизонтам: по кровлям тюйской пачки иренского  горизонта, верейского горизонта, терригенной пачки яснополянского  надгоризонта  и кыновского горизонта, а также проследить закономерность развития тектонического строения района.

По кровле тюйской  пачки иренского  горизонта Гожанская структура представляет собой вытянутую в северо-западном направлении брахиантиклиналь с крутым юго–западным крылом, сочленяющуюся на юго – востоке по изогипсе – 150 м с соседним Альняшским поднятием. По изогипсе – 140 м структура разделяется на собственно Гожанскую и небольшую в районе скв . 1079 Альняшскую. Шагиртская структура примыкает с северо-востока к Гожанской в виде террасы по изогипсе – 180 м , которая осложнена Восточно – Шагиртским куполом.

По кровле верейского горизонта все структуры, сохраняя ту же форму и простирание, становятся более выраженными- возрастают углы падения крыльев. На Шагиртском поднятии обособляются три самостоятельных купола – Западно-, Северо-, Центрально – Шагиртские. По  кровле  терригенной пачки тульского горизонта структура становится ещё круче, форма и простирание остаются прежними.

По кровле терригенных  отложений яснополянского надгоризонта  Гожанская структура представляет собой брахиантиклинальную складку северо- западного простирания длиною около 20 км: северо-восточное крыло её осложнено Шагиртским структурным выступом, включающим Шагиртское и Восточно-Шагиртское поднятия. Углы падения крыльев Гожанского поднятия составляют 2-7 градусов для юго-западного крыла и 1 градус 25 минут –6 градусов 30 минут для северо-восточного. Углы падения крыльев Шагиртского поднятия составляют от 3 градусов 36 минут до 5 градусов, Восточно-Шагиртское поднятие имеет форму небольшой   (1*2 км) куполовидной складки северо-западного простирания и расположено восточнее Шагиртского поднятия. Углы падения крыльев достигают 5 градусов.