Файл: Выпускной квалификационной работы Внедрение ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений нового состава на Сузунском месторождении.pdf

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА
Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
УТВЕРЖДАЮ
Заведующий кафедрой
____________Н.Д. Булчаев
« _____» _____________ 2017г.
БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА
21.03.01 Нефтегазовое дело
21.03.01.02 Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти
Внедрение ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений нового состава на Сузунском месторождении
Руководитель доцент, к. т. н.
Е.Л. Морозова подпись, дата
Выпускник
П.С. Суханов подпись, дата
Консультанты:
Безопасность и экологичность
Е.В. Мусияченко подпись, дата
Нормоконтролер
С.В. Коржова подпись, дата
Красноярск 2017

1
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА
Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
УТВЕРЖДАЮ
Заведующий кафедрой
________________ Н.Д. Булчаев
« _____» ________________ 20 ___ г.
ЗАДАНИЕ
НА ВЫПУСКНУЮ КВАЛИФИКАЦИОННУЮ РАБОТУ в форме бакалаврской работы
Студенту Суханову Павлу Сергеевичу
Группа ЗНБ14-04БВ1 21.03.01.Нефтегазовое дело
21.03.01.02 Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти
Тема выпускной квалификационной работы: Внедрение ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений нового состава на Сузунском месторождении
Утверждена приказом по университету № от г.
Руководитель ВКР
– кандидат технических наук, доцент Морозова Елена
Леонидовна.

2
Исходные данные для ВКР: Пакет технической, технологической и нормативной информации по Сузунскому месторождению, тексты и графические материалы отчетов и исследовательских работ, научная литература, отчеты о научно-исследовательской работе.
Перечень разделов ВКР

Геология месторождения;

Технологическая часть;

Специальная часть;

Технико-экономические показатели;

Безопасность и экологичность.
Руководитель
__________________
Е.В.Морозова подпись
Задание принял к исполнению
____________
П.С. Суханов подпись
« ___ » __________ 20__ г.

3
РЕФЕРАТ
Выпускная квалификационная работа 62 страницы, 4 рисунка, 18 таблиц, 12 источников.
СКВАЖИНА, АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ,
АГРЕГАТ, ИНГИБИТОР.
Объектом исследования Сузунское нефтегазовое месторождение.
Целью исследований является борьба с асфальтосмолопарафиновыми отложениями, вызывающими осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций.
В данной работе представлены исследования состава и свойств ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений (далее − АСПО)
«СНПХ-7821», его влияние на свойства нефти Сузунского месторождения, на основании полученных данных обоснован выбор новых компонентов ингибитора, определен оптимальный количественный и качественный состав, приведены технико-экономические расчёты по проекту и указан ожидаемый экономический эффект от внедрения проекта.

3
СОДЕРЖАНИЕ
Введение ....................................................................................................................... 5 1 Геология месторождения ......................................................................................... 7 1.1 Общие сведения о месторождении .................................................................... 7 1.2 Горно-геологические условия ............................................................................ 8 2 Технологическая часть .......................................................................................... 15 2.1 Понятие АСПО. Механизм и условия формирования АСПО ...................... 15 2.2.1 Механические методы ................................................................................. 18 2.2.2 Термические методы .................................................................................... 20 2.2.2.1 Промывка скважин горячей нефтью ..................................................... 21 2.2.3 Химические методы ..................................................................................... 23 2.2.3.1 Удалители и растворители АСПО ......................................................... 25 2.2.4 Вращающиеся гидромоторные насадки высокого давления ................... 27 2.2.5 Перспективные методы предупреждения и борьбы с АСПО................. 29 2.2.5.1 Ввод ингибитора АСПО в поток ГЖС до приема УЭЦН ................... 29 2.2.5.2 Микробиологическая депарофинезация нефтяных скважин ............ 29 2.2.5.4 Применения гладких покрытий НКТ .................................................... 31 3 Специальная часть. Внедрение ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений нового состава ........................................................................................ 32 3.2 Исследование ингибитора АСПО «СНПХ-7821» .......................................... 34 3.3 Исследование ингибитора нового поколения ................................................ 35 4 Технико-экономические показатели .................................................................... 40 5 Безопасность и экологичность .............................................................................. 41 5.1 Анализ потенциальных опасных и вредных производственных факторов при проведении работ ............................................................................................... 42 5.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению безопасности работ ........................................................................................................................... 43 5.3 Санитарно-гигиенические требования к помещениям и размещению используемого оборудования................................................................................... 44 5.4 Обеспечение безопасности технологического процесса .............................. 49 5.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности ........................... 51 5.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях ........ 53 5.7 Экологичность проекта ..................................................................................... 55

4
Заключение ................................................................................................................ 57
Список сокращений .................................................................................................. 58
Список использованных источников ...................................................................... 59

5
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время в России и за рубежом в общем объеме добываемого нефтесодержащего сырья увеличивается доля проблемных нефтяных систем, характеризующихся высоким содержанием парафиновых углеводородов (ПУ) и смолисто-асфальтеновых компонентов (САК). При добыче и транспортировке парафинистых и высокопарафинистых нефтяных систем на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования происходит образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), что приводит к снижению производительности скважин, уменьшению поперечного сечения нефтепроводов, в некоторых случаях до полного прекращения перекачивания.
Существует ряд технологий борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), причем большинство из них разработаны десятки лет назад и уже не в полном объеме отвечают современным требованиям. Так, применение традиционных технологий механического удаления АСПО не всегда рационально для скважин. Не всегда эффективными и безопасными оказываются и технологии, основанные на горячей промывке скважин и оборудования нефтью или водой с добавлением поверхностно-активных веществ, при этом довольно значительными являются потери нефти.
Из многочисленных способов борьбы с осадкообразованием наиболее эффективным является введение химических реагентов, предотвращающих или ингибирующих процесс образования АСПО в нефтяных дисперсных системах (НДС).
В данной работе представлены исследования состава и свойств ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений (далее − АСПО)
«СНПХ-7821», его влияние на свойства нефти Сузунского месторождения, на основании полученных данных обоснован выбор новых компонентов ингибитора, определен оптимальный количественный и качественный состав,

6 приведены технико-экономические расчёты по проекту и указан ожидаемый экономический эффект от внедрения проекта.

7
1 Геология месторождения
1.1 Общие сведения о месторождении
Климат района резко континентальный. Территория находится в зоне постоянного вторжения холодных арктических масс воздуха со стороны
Северного Ледовитого океана и отличается продолжительной холодной зимой (8-9 месяцев) и умеренно тёплым летом, большими годовыми и суточными перепадами температур воздуха. Продолжительность зимнего периода – 8 месяцев, с октября по май. Среднегодовая температура воздуха – минус 10 оС. Наиболее холодные месяцы – декабрь, январь, февраль: средняя температура – минус 26 оC, в отдельные дни температура воздуха опускается до минус 57 оС. Устойчивый снежный покров образуется в начале октября.
Толщина снежного покрова неравномерна: на равнинных участках - до одного метра, в оврагах и распадках - до 3,0 м. Разрушение устойчивого снежного покрова начинается в середине мая, заканчивается к середине июня. Среднегодовое количество осадков около 450 мм, наибольшее количество осадков приходится на август - сентябрь. В весенне-летний период на территории преобладают ветры северного и северо-западного направления, зимой – южные и юго-западные. Максимальная скорость ветра достигает 25 м/с, средняя скорость ветра – 5-7 м/с.
Месторождение находится в зоне распространения многолетнемерзлых пород. В среднем толщина этой зоны составляет 450-480 м, толщина деятельного слоя – 0,5-1,0 м.
Гидрографическая сеть принадлежит бассейну р. Большая Хета и ее притокам (р. Лодочная и др.). Река Б. Хета судоходна для малотоннажных
(водоизмещением до 1000 т) судов в весенний период в течение 25-30 дней от участка месторождения до устья, где она впадает в р. Енисей, являющейся основной транспортной системой Красноярского края, и протекающей в 100 км восточнее месторождения. Ширина реки Б. Хета в устье достигает 500 м.
Ледоход начинается с верховьев реки в середине апреля и заканчивается в

8 середине июня. В это же время заканчивается ледоход и на р. Енисей (п.
Игарка, 5-8 июня, Дудинка – 20-25 июня). Ледостав начинается в первых числах октября, продолжительность навигации 130 суток.
1.2 Горно-геологические условия
Проектный литолого-стратиграфический разрез месторождения составлен на основе данных поисковых и разведочных работ. Данные о стратиграфическом делении разреза приведены в таблице 1.1
Таблица 1.1 – Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности интервалов
Глубина залегания, м
Стратиграфическое подразделение
Элементы залегания (падения) пластов по подошве
Коэффи циент каверно зности
От
(кровля )
До
(подош ва)
Название индек с угол азимут град. мин. град.
1 2
3 4
5 6
7 8
0 110 четвертичные отл.
Q до 1
-
-
1,6 110 300 таманская свита
К2tn до 1
-
-
1,6 300 420 салпадаяхинс кая свита
К2sl до 1
-
-
1,6 420 775 насоновская свита
К2ns до 1
-
-
1,6 775 895 дорожковская свита
К2dr до 1
-
-
1,6 895 1130 долганская свита
К1-2dl до 1
-
-
1,6 1130 1565 яковлевская свита
К1jak до 1
-
-
1,6 1565 1925 малохетская свита
К1mk h до 1
-
-
1,20 1925 2610 суходудинска я свита
К1sd до 1
-
-
1,20 2610 2660
Нижнехетская свита
К1nkh до 1
-
-
1,20

9
Анализируя таблицу 1.1, приходим к выводу, что геологический разрез данного месторождения является типичным для Западной Сибири.
Таблица 1.2 – Литологическая характеристика разреза скважины
Индекс стратигра- фического разреза интервал, м горная порода
Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п.) от
(верх) до
(низ) краткое название
1 2
3 4
5
Q
0 110 пески, супески, суглинки, глины
Пески, глины, супеси, суглинки с редкой галькой изверженных пород. Имеют место межледниковые и ледниковые отложения в виде валунно- галечниковых, моренных образований.
К2tn
110 300 песчаник, алевролит
Песчаник кварцевый, серый, мелко- среднезернистый.
Алевролит кварцевый, серый, на глинистом цементе порового типа
К2sl
300 420 глины, алевролит
Алевролит кварцевый, серый, на глинистом цементе порового типа
Глина темно-серая, зеленовато-серая, плотная, вязкая.
К2ns
420 775 алевролит, аргиллит
Алевролит кварцевый, серый, на глинистом цементе порового типа, слабой крепости.
Аргиллит серый, темно- серый, плотный, слоистый, слабо-слюдистый, крепкий.
К2dr
775 895 алевролит, глины
Алевролит кварцевый, серый на карбонатно- глинистом цементе порового типа, средней крепости.
Глина серая, темно-серая, плотная, слоистая, слабо- слюдистая, крепкая.

10
Окончание таблицы 1.2 1
2 3
4 5
К1-2dl
895 1130 песчаники, алевролиты, глины
Песчаник кварцевый, серый, светло-серый, мелко- среднезернистый на глинистом, глинисто- карбонатном цементе порового типа, средней крепости.
Алевролит кварцевый, серый, темно-серый.
Глина серая, темно-серая, плотная.
K1jak
1130 1565
Глины
Глины светло-зелёные, алевритистые с растительными остатками и прослоями бурого угля
K1mkh
1565 1925
Глины, опоки
Глины зеленовато-серые с глауконитом, внизу опоковидные, в середине диатомовые, опоки серые
K1sd
1925 2610
Глины, алевролиты
Глины тёмно-серые, серые, зеленоватые, алевритистые с глауконитом с прослоями алевролитов и включениями пирита
K1nkh
2610 2680
Глины
Глины жёлто-зелёные, серые с глауконитом, пиритизированые

11
Таблица 1.3 – Физико-механические свойства пород по разрезу скважин
Индекс стратиг рафиче ского подразд еления
Интервал
(по вертикали), м
Краткое название основно й горной породы
Плот ность, г/см3
Порис тость,
%
Прони цаемос ть, мД
Глинис тость,
%
Карбона тность,
%
Предел текучест и, МПа
Твёрдос ть, кгс/мм2
Коэфф ициент пласти чности
Абразив ность,
Кабр.
Категория породы по промысловой классификаци и (мягкая и т.д.)
1 2
3 4
5 6
7 8
9 10 11 12 13
Q
0 110
Пески, супеси, суглинк и, глины
1,5-
2,0 20-30 0-500
-
-
40-110 1,5- 3,0 1,3-3,3 4,5- 6,0 мягкая
K2tn
110 300
Пески, алеврол иты
1,8-
2,0 10-15 0-500
-
0-2 110-250 2,5- 4,0 1,5-4,2 1,5- 5,0 мягкая
K2sl
300 420
Глины, алеврол иты
2,0 10-15 0-300 3-25 0-3 110-250 3,0 1,3-4,2 5,5 мягкая
K2ns
420 775
Алеврол иты , глины
2,1 15-30 0-300 3-30 0-2 110-250 3,0- 4,0 1,5-4,2 5,0 мягкая
K2dr
775 895
Пески, глины
1,9-
2,2 5-12 0-50 40 0-8 110-250 3,0- 5,0 1,3-3,3 3,5- 5,5 средняя
K1-2dl
895 1130
Песчани ки, алеврол иты, глины
1,9-
2,05 10-25 0-500 5-7 0-15 250-550 3,5 1,3-4,2 6,5 средняя

12
Окончание таблицы 1.3 1
2 3
4 5
6 7
8 9
10 11 12 13 14
K1jak
113 0
1565
Песчани ки, глины, алеврол иты, аргилли ты, угли
1,95-
2,3 10-35 0,10-
1000 3-30 0-15 250-550 4,0- 5,0 1,3-4,2 4,0- 6,5 средняя
K1mkh
156 5
1925
Глины, алеврол иты , песчани ки
2,2 10-25 0-800 5-7 0- 15 250-550 5,0- 6,0 1,3-3,3 5,0- 6,5 средняя
K1sd
192 5
2610
Глины, алеврол иты , песчани ки
2,95-3 10-25 0,02-
1000 6-8 0- 10 250-550 4,5- 6,0 1,5-4,2 4,5- 7,5 средняя
K1nkh
261 0
2680
Аргилли ты, алеврол иты , песчани ки
2,5-
2,8 1,5- 30 0,02-
910 2-9 0- 18 250-550 3,5- 5,5 1,5-4,2 3,5- 6,5 средняя

13
Согласно таблице 1.2, породы в основном представлены аргиллитами, песчаниками, глинами, алевролитами с нормальными физико-механическими и фильтрационно-емкостными свойствами. Из таблицы 1.2 видно, что породы слагающие разрез скважины типичны породам нефтегазовых месторождений Таймырского автономно округа. Продуктивный горизонт – нижнехетская свита выражена переслаиванием песчаников, глин с линзами известняков, алевролитов, в низах глинами темно-серыми, местами битуминозными.
Из анализа таблицы 1.3 следует, что породы имеют стандартные физико-механические свойства для данного региона: плотность 2,1 г/см3
,твердость 14- 23,4кгс/ мм2, по промысловой классификации породы в основном средне мягкие и средние пористость 18-30%. Продуктивный пласт в интервале 2660— 2680 метров представлен песчаником, плотностью 2100 кг/м3, проницаемостью 3,3 мДарси, пористостью 18%, глинистостью 11%.
Таблица 1.4 – Давление и температура по разрезу скважины
Индекс стратиграф ического подразделе ния
Интервал, м
Градиент
Тем- пера тура
Пласто- вого давления
Порового давления
Гидрораз- рыва пород
Горного давления
От
(верх )
До (низ)
Величина,
МПа/
100 м
Величина,
МПа/
100 м
Величина,
МПа/
100 м
Величина,
МПа/
100 м о
С
Q- K2ns
0 775 1,00 1,00 1,77 0,19 8,25
K2ns – K1-
2dl
775 1130 1,00 1,00 1,77 0,19 18,9
K1jak -
K1mkh
1130 1925 1,00 1,00 1,77 0,19 42,7 5
K1mkh
1925 2680 1,00 1,00 1,77 0,19 65,4
По данной таблице можно сделать следующий вывод: аномально высоких пластовых давлений нет, максимальная забойная температура 65,4 0С.