Введение 5
1 Геология месторождения 6
1.1 Общие сведения о месторождении 6
1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения 8
1.2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика 8
1.2.2 Характеристика залежей 17
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов 22
1.4 Физико-химические свойства нефти, конденсата, газа и пластовой воды 24
1.5 Запасы нефти, газа, КИН 27
1.6 Осложняющие факторы геологического строения разреза на данном
месторождении 29
2 Технологическая часть 30
2.1 Текущее состояние разработки месторождения 30
2.2 Анализ технологических показателей разработки месторождения 34
3 Специальная часть 34
3.1 Обоснование причин гидратоотложения в стволе скважины 35
3.2 Основные методы борьбы с гидратообразованием в
нефтегазодобывающей промышленности 36
3.3 Методы предупреждения и ликвидации гидратов на Куюмбинском
месторождении 37
3.4 Резкое снижение давления 37
3.5 Ликвидация гидратной пробки хлористым кальцием 38
3.6 Обработка скважин горячей нефтью 43
3.7 Механическое удаление гидратообразований путем скребкования 44
3.8 Предупреждение гидратообразования с помощью ингибитора 45
3.9 Обоснование по внедрению нового ингибитора 47
4 Безопасность жизнедеятельности 49
4.1 Анализ потенциальных опасных и вредных производственных факторов
при проведении работ 50
4.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению безопасности
работ 51
4.3 Санитарные требования к помещению и размещению используемого
оборудованию 52
4.4 Обеспечение безопасности технологического процесса 54
4.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности 55
4.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях 56
4.7 Экологичность проекта 58
Заключение 59
Список сокращений 61
Список использованных источников 62
В отличие от месторождений Западной Сибири, месторождения нефти и газа в Восточной Сибири представляют собой сложные объекты с аномальными термодинамическими свойствами и сложным составом пластовых флюидов. Особенностью многих месторождений Восточной Сибири является наличие высоких пластовых давлений и низких температур, что является благоприятным фактором для гидратообразования.
В процессе испытания скважин Куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения в трубном и затрубном пространстве на различных глубинах образуются гидраты. В результате образования гидратаных пробок в колонне насосно-компрессорных труб дебит нефти снижается, вплоть до полного прекращения фонтанирования. Месторождение находится на первой стадии разработки, поэтому встает необходимость в борьбе уже образовавшихся и предупреждению гидратных отложений.
Основной целью работы является анализ методов, направленных на борьбу и предупреждение гидратообразования в условиях Куюмбинского месторождения, с целью выделения наиболее действенных и перспективных направлений в борьбе с гидратными пробками с последующим предложением по применению нового ингибитора гидратообразования.
Одним из серьезных осложнений в нефтегазовой отрасли является образование газогидратов. Разработка и эксплуатация Куюмбинского месторождения ведется в условиях высоких пластовых давлений и низких температур среди многолетних мерзлых пород, что благоприятствует образованию гидратов, которое в свою очередь приводит к уменьшению проходного сечения скважины, приводящее к снижению дебита добываемой продукции. Если не отреагировать вовремя, в НКТ образуется гидратная пробка, приводящая к полной остановки скважины.
В данной работе рассмотрены методы борьбы и предупреждения гидратообразования на Куюмбинском месторождении, их преимущества и недостатки, а также приведено обоснование по внедрение нового ингибитора гидратообразования.
На Куюмбинском месторождении приоритетными методами борьбы с гидратообразованием являются обработка скважины хлористым кальцием, горячей нефтью и механическое удаление гидратов путем скребкования. Однако все они направлены на ликвидацию уже образовавшихся отложений. Поэтому на месторождении с целью предупреждения гидратообразования применяют дегидрат 4010 марки А и В.
В работе предлагается использование более эффективного ингибитора гидратообразования Hydranox 8001. По сравнению с уже используемым на месторождении дегидратом 4010 кинематическая вязкость нового ингибитора на 95% меньше, что говорит о его более легкой прокачке в затрубное пространство. Температура застывания Hydranox 8001 составляет -50 °C, это на 10 °C ниже, чем у Дегидрат 4010. Это означает, что при суровом климате и ММП Hydranox 8001 будет эффективнее.
Hydranox 8001 также обладает преимуществами экономических показателей над Дегидратом 4010 А и В. Объем закупки нового ингибитора меньше на 80,12%, что говорит о его меньшем расходе в год. Стоимость одной тонны Hydranox 8001 почти в два раза меньше стоимости Дегидрата 4010 А, В. Благодаря ежегодной экономии денежных средств, предприятие сможет вкладывать освободившееся средства в свою модернизацию и развитие.
При сравнительном анализе двух реагентов для предупреждения гидратообразования на Куюмбинском месторождении можно сказать, что внедрение нового ингибитора Hydranox марки 8001 полностью оправдано.
