Содержание
РПЗ: Аннотация
Содержание
Введение
1. Обоснование автоматизации процесса измерения продукции нефтяных скважин.
1.1. Анализ методов измерения параметров нефтегазовой смеси.
1.2. Обзор информации по современным средствам измерения параметров продукции нефтяных скважин.
1.3. Задачи управления АГЗУ.
1.4. Анализ эффективности подсистемы измерения параметров продукции нефтяных скважин базовой ГЗУ.
1.5 Функционально-стоимостной анализ базовой ГЗУ и пути ее совершенствования.
1.6. Техническое задание на проект подсистемы измерения параметров продукции нефтяных скважин.
2. Проектирование, конструирование и моделирование технических средств.
2.1. Системный анализ проектируемой АГЗУ.
2.2. Разработка декомпозиционной схемы структуры АГЗУ. 2.3. Разработка структуры системы управления.
2.4. Расчет и конструирование крана-распределителя.
2.5. Расчет и конструирование пеногасителя.
2.6. Разработка подсистемы регулирования температуры. 2.6.1. Определение математической модели объекта регулирования температуры.
2.6.2. Выбор способа регулирования температуры и стандартного регулятора.
2.6.3. Моделирование переходных процессов в подсистеме на ПЭВМ.
2.7. Выбор технических средств подсистемы измерения.
3. Информационное и программное обеспечение системы управления.
3.1. Разработка алгоритмов процесса измерения.
3.2. Информационная структура, ведомости сигналов и выходных документов подсистемы измерения.
3.3. Программа управления программируемого контроллера. 4. Эксплуатационная документация.
4.1. Инструкция по эксплуатации АГЗУ.
4.2. Руководство программиста.
5. Функционально-стоимостной и экономический анализ проекта.
5.1. Функционально-стоимостной анализ проектируемой АГЗУ.
5.2. Расчет окупаемости и экономическая оценка проекта. 6. Безопасность и экологичность проекта.
Заключение.
Список использованных источников. Приложения.
ГЧ: 1. АГЗУ. Общий вид 2 л.
2. Развертка поискового пространства декомпозиционной схемы АГЗУ. Иллюстрация 1 л.
3. Кран-распределитеь. Сборочный чертеж 1-2 л.
4. Система управления АГЗУ. Схема структурная 1 л.
5. Алгоритм управления процессом измерения. Блок-схема. 2-3 л.
6. Результаты моделирования подсистемы регулирования температуры. Иллюстрация 1 л.
7 . Схема электрическая подключения устройства управления АГЗУ — 0.5-1 л .
8. Технико-экономические показатели проекта. Иллюстрация 1 л.
Выдержка из текста работы
Тема специальной части: Методика выбора бурового раствора для временного крепления стенок скважины в интервалах слабосцементированных пород и борьбы с повышенным водопритоком.
Требования к графической части проекта и пояснительной записке содержатся в Методических указаниях по проектированию.
Руководитель проекта доцент Блинов П.А.
Дата выдачи задания “1” марта 2012 г.
АННОТАЦИЯ
Работа посвящена проектированию наклонно направленной скважины на нефть глубиной 2972 м на Фаинском нефтяном месторождении, расположенной в Сургутском районе Ханты-Мансийского АО.
Проект состоит из следующих частей:
· геолого-методической, где рассматриваются вопросы стратиграфии, тектоники и литологии, а также приведены все виды проектируемых работ;
· технической, где выполнены необходимые расчеты, касающиеся проектирования бурения, промывки и крепления скважины, а также рассмотрен специальный вопрос — «Освоение скважин в осложненных условиях»;
· раздела безопасности жизнедеятельности и охраны окружающей среды, где рассмотрены вопросы безопасного ведения работ при бурении скважин, проанализированы чрезвычайные ситуации, которые могут возникнуть в ходе выполнения работ, а также мероприятия по охране окружающей среды.
· организационно-экономической, где произведен расчет затрат на бурение и расчет сметной стоимости проектируемых работ.
В проекте: страниц 158, рисунков 23, таблиц 59, приложений 5.
SUMMARY
Work is devoted designing well on oil by depth of 2972 m on the Fainskoy oil field, located in Surgutsky area of HMAO.
The project consists of following parts:
* geologo-methodical, where questions of stratigraphy, tectonics and a lithology are considered, and also all types of projected works are given;
* technical, where the necessary calculations concerning design of drilling, washings and well fastenings are executed, and also a special question is examined — «Well completion in complicated conditions»;
* personal and social safety and environmental protection section, where questions of safe conducting works when drilling wells are considered, emergency situations as well as measures for the protection of the environment during works are analysed.
* Organizational — economic, where costs of drilling and estimated cost of projected works are calculated.
In the project: 157 pages, 23 figures, 59 tables, 5 appendices.
ОГЛАВЛЕНИЕ
- ВВЕДЕНИЕ
- 1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
- 1.1 Общие сведения о месторождении и лицензионном участке
- 1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
- 1.2.1 Фундамент (возраст, состав)
- 1.2.2.Чехол (разрез осадочного выполнения)
- 1.2.3 Тектонотип
- 1.3 Нефтегазоносность
- 1.4 Характеристика толщин и показатели неоднородности продуктивных пластов
- 1.5 Гидрогеологическая, геотермическая и геокриологическая характеристики
- 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
- 2.1 Вскрытие продуктивных горизонтов
- 2.2 Выбор и обоснование типа профиля и конструкции скважины
- 2.3 Обоснование выбора способа бурения скважины
- 2.4 Выбор типоразмеров породоразрушающего инструмента
- 2.5 Выбор и расчёт компоновок низа и рациональной конструкции бурильной колонны
- 2.6 Выбор промывочной жидкости и гидравлическая программа промывки скважины
- 2.7 Проектирование режимов бурения
- 2.7.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины
- 2.7.2 Выбор бурового насоса
- 2.7.3 Расчет рабочих характеристик турбобура 3ТСШ1-195
- 2.8 Расчет и подбор обсадных колонн
- 2.9 Расчет одноступенчатого цементирования обсадных колонн
- 2.10 Оборудование устья скважины
- 2.11 Обоснование вторичного вскрытия пласта
- 2.12 Испытание скважин в процессе бурения
- 2.13 Выбор буровой установки
- 2.14 СПЕЦИАЛЬНАЯ ГЛАВА
- 3. Организационная часть
- 3.1 Организационно-правовая форма и структура управления предприятием
- 3.2 Организация работы вспомогательных подразделений
- 3.3 Мероприятия по охране труда, техники безопасности и противопожарной безопасности
- 3.4 Обеспечения безопасности при чрезвычайных ситуациях
- 3.5 Охрана окружающей среды
- 4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
- 4.1 Общие сведения
- 4.2 Расчет основных технико-экономических показателей
- 4.3 Сметно-финансовые расчеты
- ЗАКЛЮЧЕНИЕ
- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
- ВВЕДЕНИЕ
- В данном проекте рассматривается эксплуатационная скважина на Фаинском нефтяном месторождении. Скважина разбуривает сводовую часть залежи. Кровля разрабатываемого пласта залегает на глубине 2890 м. Так как покрышка месторождения слагается доломитами, то величина зумпфа принята 30 м. Общая глубина скважины равна 2972 м.
- Исходные материалы представляют собой справочники, выписки и выкопировки из производственных отчетов и проектов, данные документации и опробования буровых скважин, карты, таблицы.
- 1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
- 1.1 общие сведения о месторождении и участке недр, представленном в пользование
- 1.1.1 Географическое и административное расположение
- Фаинское нефтяное месторождение расположено в междуречье реки Большой Юган и протоки Покамас в 70 км к востоку от города Нефтеюганска. Административно эта территория относится к Сургутскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.
- Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Южно-Сургутское и Восточно-Сургутское.
- Недропользователем Фаинского месторождения является ОАО «НК «Роснефть» (лицензия ХМН 02043НЭ от 20 ноября 2006 г.), оператором — ООО “РН-Юганскнефтегаз”.
Обзорная схема района работ представлена на рис 1.1.
1.1.2 Освоенность района и промышленная инфраструктура
Активное промышленное освоение района в целях добычи нефти ведется с начала 60-х годов.
За период освоения района создана вся необходимая промышленная инфраструктура: построены города Сургут и Нефтеюганск, производственные базы обслуживания, дороги с твердым покрытием, Сургутская ГРЭС, сеть высоковольтных ЛЭП, магистральные нефтепроводы.
По территории района проходит железная дорога Тюмень — Новый Уренгой.
Город Нефтеюганск расположен на судоходной протоке Юганская Обь. Речной порт является одним из крупных по водной линии бассейна р. Оби.
Современные аэропорты гг. Сургута и Нефтеюганска связываются воздушными линиями со многими городами Российской Федерации.
1.1.3 Краткая характеристика запасов нефти, состояния освоения месторождения
Фаинское месторождение открыто в 1981 году разведочной скважиной 1Р, пробуренной на Асомкинской площади, введено в разработку в 1986 году.
Запасы нефти и растворенного газа (пласт ЮС11 основная и Западно-Фаинская залежи) были утверждены в ГКЗ РФ (протокол №1222-дсп от 07.07.2006 г.).
В апреле 2007 года, по результатам оперативного подсчета запасов, были утверждены и поставлены на Государственный баланс запасы нефти и растворенного газа по пласту Ачим1 (протокол ЦКЗ РФ 18/289 от 20.04.2007 г.).
Рис. 1.1 Обзорная схема района работ
Таким образом, по состоянию на 01.01.2007 г. на Государственном балансе по Фаинскому месторождению числятся запасы нефти в следующих количествах.
Геологические запасы нефти месторождения составляют по категории ВС1 — 92.5 млн. т, по категории С2 — 20.1 млн. т. Начальные извлекаемые запасы по категории ВС1— 31.3 млн. т, по категории С2 — 6.2 млн. т.
По состоянию на 1.01.2007 г. на месторождении пробурено 709 скважин на основной залежи, Западно-Фаинская залежь в настоящее время вскрыта только 7 разведочными скважинами.
По состоянию на 1.01.2007 г. накопленная добыча нефти по Фаинскому месторождению составила 16.8 млн. т., за 2006 г. добыто 587.3 тыс. т. при среднегодовой обводненности продукции 72.1%.
1.1.4 Природные условия
В геоморфологическом отношении описываемый район представляет собой слаборасчлененную равнину, неравномерно покрытую лесом.
Абсолютные отметки рельефа в основной части месторождения колеблются в пределах от + 40 до + 71 м. Таким образом, относительные колебания рельефа не превышают 30 м.
Основными водными артериями являются река Большой Юган и протока Покамас. Обе реки полноводные, характеризуются довольно спокойным течением, имеют извилистые русла. С конца мая до конца сентября по этим рекам возможна перевозка грузов на баржах.
Площадь месторождения сильно заболочена. Под болотами находится около 30% территории.
Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и жарким летом. Среднесуточная температура в декабре-марте — 25°С, временами до — 50°С. Средняя температура июля + 17°С. Среднегодовая температура составляет — 3.3°С.
1.1.5 Условия водоснабжения
Источником снабжения системы ППД являются воды сеноманских отложений, поверхностные воды рек и попутные, добываемые вместе с нефтью, воды.
Источником питьевого и хозяйственного водоснабжения служат воды континентальных отложений олигоценового и четвертичного возраста.
1.1.6 Строительные материалы для подготовительных работ
В районе среднего Приобья известен ряд месторождений керамзитовых глин, песчано-гравийных смесей, песка, торфа и леса, которые используются при обустройстве нефтяных месторождений.
Калиноворечинское месторождение песчано-гравийной смеси расположено в 15 км к северо-западу от г. Сургута. Из сырья этого месторождения получают керамзит марки 500 и кирпич марки 100-125.
Калиномоссовское месторождение аглопоритовых глин расположено в пойме реки Оби. Аглопоритовые глины используются для приготовления аглопорита, применяемого для получения легких конструктивных и конструктивно-изоляционных бетонов.
Потребности в песке удовлетворяются за счет карьеров, расположенных в северо-западной части месторождения. Они связаны с надпойменными террасами и поймами рек Оби и Большой Юган. В рассматриваемом районе весьма значительны запасы торфа и леса.
Таким образом, Фаинское месторождение содержит 14.5 млн. т текущих извлекаемых запасов нефти и сохраняет значительный потенциал для нефтедобычи.
За период освоения района создана вся необходимая внешняя промышленная инфраструктура.
Существенных ограничений для дальнейшей разработки месторождения с позиций промышленной освоенности региона, особенностей обустройства месторождения, климата и других природных условий в настоящее время нет.
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
1.2.1 Фундамент (возраст, состав)
В геологическом строении месторождения принимают участие осадочные терригенные породы мезозойско-кайнозойского чехла (мощностью около 3200 м) и эффузивно-осадочные метаморфизованные породы палеозойского фундамента (вскрытая толщина достигает 78 м) (табл. 1.1).
Отложения фундамента представлены вулканогенноосадочными породами — темно-серыми порфировидными базальтами, часто окварцованными, метаморфизированными аргиллитами и песчаниками.
Вышележащая кора выветривания фундамента толщиной до 82 м представлена пачкой переслаивающихся алевролитов и аргиллитов. Алевролиты грубозернистые с обильными включениями гальки размером 1-2.5 см; аргиллиты с прожилками кальцита и многочисленными зеркалами скольжения. Возраст коры выветривания предположительно триасовый. Признаков нефтегазоносности в доюрских образованиях не обнаружено.
1.2.2 Чехол (разрез осадочного выполнения — стратиграфия, литология, фации, мощности, тенденции их изменения во времени и в пространстве)
В осадочном чехле, залегающем со стратиграфическим и угловым несогласием, выделяются отложения юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем.
Индексация пластов на Фаинском месторождении соответствует индексации других месторождений Сургутского свода, разрезы которых хорошо коррелируется с разрезом изучаемого месторождения.
В юрских отложениях Сургутского свода выделяют три горизонта: ЮС0 (баженовская свита), ЮС1 (верхняя часть васюганской свиты) и ЮС2 (тюменская свита). В свою очередь в горизонте ЮС1 выделяются пласты ЮС11, ЮС12 и ЮС13.
Пласт ЮС13 представлен преимущественно темно-серыми аргиллитами и глинисто-известковистыми породами с редкими линзами песчаников.
Пласт ЮС12 сильно заглинизирован — лишь треть площади представлена песчаными фациями, которые представляют собой 1-4 маломощных песчаных пропластка ограниченного развития. Общая мощность пласта колеблется 3-20 м, составляя в среднем 6 м.
Промышленная продуктивность юрских отложений связана с верхним песчаным пластом ЮС 11. Пласт достаточно хорошо выдержан — его толщина незначительно увеличивается с востока (30 м) на запад (35 м), за исключением наиболее гипсометрически высокого участка площади, где мощности уменьшаются до 25 м.
Выше по разрезу залегают темно-серые аргиллиты георгиевских отложений. Толщина отложений составляет в среднем около 3 м.
Таблица 1.1
Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного разреза Фаинского нефтяного месторождения
