Курсовой проект. КП Гарипов Тимур. 1 Геологопромысловый раздел
 Скачать 1.43 Mb.
|
 [7, стр.4] (1)где  –дебит скважины до ГТМ,тТ- период между обработками, сут (принимаем 249 сут) η- коэффициент эксплуатации скважин (принимаем 0,79)  –дебит скважины после ГТМ, т   Производим расчет планируемой добычи нефти  [7, стр.4] (2)   Расчет дополнительной добычи по скважинам  [7, стр.4] (3)   Дополнительная добыча по трем скважинам  [7, стр.4] (4) 5.Произведем расчет технологической эффективности по трем скважинам по жидкости.  [7, стр.4] (5)   6.Производим расчет планируемой добычи жидкости  [7, стр.4] (6)   7.Расчет дополнительной жидкости по скважинам  [7, стр.4] (7)   8.Расчет дополнительной жидкости по трем скважинам [7, стр.4] (8) По результатам расчета получили дополнительную добычу нефти по трем скважинам равную 174,5 т и по жидкости 644,8 т 2.3 Промышленная безопасность при тепловой обработке Парогенераторные и водонагревательные установки должны быть оснащены приборами контроля и регулирования процессов приготовления и закачки теплоносителя, средствами по прекращению подачи топливного газа в случаях нарушения технологического процесса. Прокладка трубопроводов от стационарных установок к скважине для закачки влажного пара или горячей воды и их эксплуатации осуществляется с соблюдением требований Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, утвержденных постановлением Государственного горного и промышленного надзора Российской Федерации от 11 июня 2003 г. № 90 (зарегистрировано Министерством юстиции Российской Федерации 18 июня 2003 г., регистрационный № 4719; Российская газета, 2003, № 120/1). Расстояние от парораспределительного пункта или распределительного паропровода до устья нагнетательной скважины должно быть не менее 25 м. Управление запорной арматурой скважины, оборудованной под нагнетание пара или горячей воды, должно осуществляться дистанционно. Фланцевые соединения должны быть закрыты кожухами. В аварийных случаях работа парогенераторной и водогрейной установок должна быть остановлена, персонал должен действовать в соответствии с ПЛА. На линии подачи топлива в топку парогенератора предусматривается автоматическая защита, прекращающая подачу топлива при изменении давления в теплопроводе ниже или выше допустимого, а также при прекращении подачи воды. Территория скважин, оборудованных под нагнетание пара или горячей воды, должна быть ограждена и обозначена предупредительными знаками. Закачку теплоносителя в пласт следует проводить после установки термостойкого пакера при давлении, не превышающем максимально допустимое давление для эксплуатационной колонны. Отвод от затрубного пространства должен быть направлен в сторону, свободную от техники и обслуживающего персонала. При закачке теплоносителя (с установкой пакера) задвижка на отводе от затрубного пространства должна быть открыта. После обработки скважины должны быть проверены соединительные устройства, арматура должна быть покрашена. 3 Раздел сбора и подготовки скважинной продукции 3.1 Причины и методы борьбы с отложениями АСПО в трубопроводах систем сбора нефти На интенсивность образования АСПО в системе транспорта, сбора и подготовки нефти влияет ряд факторов, основными из которых являются: -снижение давления в области забоя и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы; -интенсивное газовыделение; -уменьшение температуры в пласте и стволе скважины; -изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных её компонентов; -состав углеводородов в каждой фазе смеси; -соотношение объёмов фаз (нефть-вода). Известно, что растворяющая способность нефти по отношению к парафинам снижается с понижением температуры и дегазацией нефти. При этом преобладает температурный фактор. Интенсивность теплоотдачи зависит от разницы температур жидкости и окружающих пород на определённой глубине, а также теплопроводности кольцевого пространства между подъёмными трубами и эксплуатационной колонной. С ростом скорости движения нефти интенсивность отложений вначале возрастает, что объясняют увеличением турбулизации потока и, следовательно, увеличением частоты образования и отрыва пузырьков от поверхности трубы, флотирующие взвешенные частицы парафина и асфальтосмолистых веществ. Кроме того, движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем и можно объяснить резкое снижение отложений в интервале 0-50 м от устья, а также, имея большие скорости течения, он оказывается более стойким к охлаждению, что тоже замедляет процесс образования АСПО. Шероховатость стенок и наличие в системе твердых примесей способствуют также выделению из нефти парафина в твердую фазу. Кроме указанных основных факторов на интенсивность парафинизации трубопроводов при транспортировании обводненной продукции скважин могут оказывать влияние обводненность продукции и величина рН пластовых вод. Нефть поступает в трубопровод и контактирует с охлажденной металлической поверхностью. При этом возникает градиент температур, направленный перпендикулярно охлажденной поверхности к центру потока. За счет турбулизации потока температура нефти в объеме снижается. При этом параллельно протекают два процесса: выделение кристаллов н-алканов на холодной поверхности; кристаллизация н-алканов в объеме нефти. Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по двум направлениям.Во-первых, по предупреждению (замедлению) образования отложений. К такиммероприятиям относятся: применение гладких (защитных) покрытий; химическиеметоды (смачивающие, модификаторы, депрессаторы, диспергаторы); физическиеметоды (вибрационные, ультразвуковые, воздействие электрических и электромагнитных полей). Второе направление – удаление АСПО. Это тепловые методы(промывка горячей нефтью или водой в качестве теплоносителя, острый пар,электропечи, индукционные подогреватели, реагенты при взаимодействии с которыми протекают экзотермические реакции); механические методы (скребки, скребки - центраторы); химические (растворители и удалители). Как показывает практика, наиболее эффективным является предупреждение отложения смолопарафиновых веществ, так как при этом достигается наиболее устойчивая и безаварийная работа нефтепромыслового оборудования, снижаются затраты на добычу и перекачку нефти. На сегодняшний день в промышленности применяется множество методов борьбы с АСПО.  Принципиально эти методы различаются на превентивные (предотвращение отложений) и непосредственную борьбу с уже выпавшими отложениями. Рассмотрим физические методы воздействия на нефть. Физические методы основаны на воздействии на нефть, на разрушении ассоциатов нефти, которые образуются парафиновыми углеводородами. Физические методы позволяют улучшить свойства нефти при низких температурах. Также это позволяет препятствовать выпадению парафинов. Разновидностью физических методов является ультразвуковая обработка нефтей, и в особенностью данный метод актуален для применения на высоковязких нефтях. По различным источникам, применение ультразвуковой обработки позволяет уменьшить вязкость до 1,8 раза, в том числе это влияет на реологические свойства, в то время как химический состав нефти остается неизменным. Другой разновидностью физических методов является применение магнитной обработки. Данный подход использует применение магнитных активаторов, иначе говоря, магнитодинамического эффекта. Известно, что при движении заряженной частицы в постоянном магнитном поле возникает данный магнитодинамический эффект, согласно которому коллоидные частицы ферромагнетика, в частности ферромагнитного железа, претерпевают разрушение и дробление. Последнее влияет на центры роста парафина, таким образом, количество центров кристаллизации парафинов увеличивается. Ферромагнитные микрочастицы находятся под действием магнитного поля, в результате чего происходит разрушение соответствующих соединений и агрегатов. Поскольку в каждом ферромагнитном агрегате находится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц, то разрушение данных агрегатов ведет к значительному повышению количества и центров кристаллизации парафинов и солей. Таким образом, повышается концентрация данных центров и происходит формирование пузырьков газа на поверхности ферромагнитных частиц. Следовательно, кристаллы парафина выпадают в виде объемной, тонкодисперсной, устойчивой взвеси. При этом скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних размеров кристаллов парафина. Дополнительно ультразвуковые колебания вызывают движение кристаллов парафинов в области парафинообразования, что ведет к предотвращению осаждения парафинов. Однако стоит отметить, что на практике применение физических методов ограничено. Это обуславливается тем, что для физических методов достаточно сложно находить оптимальные условия обработки. Также экспериментальные исследования показывают, что данные методы иногда неэффективны. Рассмотрим далее применение химических методов для воздействия на процесс парафинообразования. Самым распространенным методом является применение специальных химических реагентов, которые задействуют процессы адгезионного и абсорбционного характера на границах разделах фаз. Основным парами раздела фаз являются «нефть – метал» и «нефть – дисперсная фаза». Основным преимуществом данного метода является, что в его основе лежит улучшение реологических свойств нефти. Также происходит повышение устойчивости к образованиям различных отложений. Рассмотрим тепловой метод. Выпадение парафина сильно зависит от температуры; поэтому термические методы могут быть очень эффективными как для предотвращения, так и для устранения АСПО. Обработка горячей водой не дает эффекта растворимости, характерного для технологии удаления АСПО горячей нефтью, поэтому поверхностно-активные вещества часто добавляют для облегчения дисперсии парафина в жидкой фазе. Комбинированный метод с применением горячей жидкости и поверхностноактивного вещества позволяет суспендировать твердые вещества биполярным взаимодействием поверхностно-активного вещества на границе раздела между водой и парафином. Преимущество этого метода состоит в том, что вода имеет более высокую удельную теплоту, чем нефть, и поэтому обычно достигает места осаждения с более высокой температурой. Применение поверхностно-активных веществ относится к химическим методам, которые будут рассмотрены ниже. Прямой нагрев считается эффективным методом в борьбе с отложениями. Основной принцип заключается в передаче большого количества электрического тока через стенку трубопровода для выработки тепла. Это самый привлекательный и надежный вариант для полевых условий. Нагреваемая труба представляет собой активный проводник в однофазной электрической цепи с одножильным силовым кабелем, который выступает в качестве прямого проводника. Питание подается через два кабеля. Один из двух одножильных вертикальных кабелей соединен с ближним концом трубы, а другой – с передним конвейерным кабелем, соединенным с дальним концом трубы. Это означает, что конец каждого трубопровода соединен с двумя кабелями, создавая замкнутый контур. По мере добавления тока возникает потеря напряжения, и, таким образом, выделившаяся энергия идет на нагрев трубопровода. Для прямого нагрева трубопровод обычно сконструирован таким образом, что температура выпускаемой текучей среды удерживается выше температуры кристаллизации парафина во время выключения, а также увеличивается ее температура от температуры окружающей среды в течение определенного периода времени. Таким образом, при установившемся режиме непрерывного нагрева может не потребоваться. Применение химических реагентов. Методы применения растворителей часто являются наиболее эффективными методами предотвращения и удаления АСПО, но при этом и крайне дорогими. Поэтому эти методы применяются, когда другие технологии не рациональны. Алифатические и ароматические растворители являются основными группами растворителей, используемых на нефтяных месторождениях. Алифатические растворители являются прямыми или образованными кольцом углеводородов (в основном используются дизельное топливо, керосин), в то время как ароматические растворители представляют собой соединения, содержащие углеводородное кольцо с делокализованным электронным двойным связыванием, такое как ксилол или толуол. Смешивание ксилола или толуола вместе с алифатическим растворителем повышает эффективность удаления парафина. Добавление поверхностно-активных веществ может также способствовать повышению эффективности растворителя за счет увеличения дисперсионного воздействия на парафины. Другие растворители, такие как бензол, хлорированные углеводороды и дисульфид углерода, также показали хорошие результаты. Однако многие из этих растворителей не являются экологически чистыми. Многие также обладают опасными рисками, связанными с низкими температурами вспышки, такие как ароматические растворители, и проблемами с коррозией. 4 Раздел автоматизации технологических процессов в добычи нефти и газа 4.1 Назначение, устройство, функции прибора МИКОН для исследования добывающих скважин МИКОН-101 для исследования добывающих скважин Программно-аппаратный комплекс МИКОН-101 предназначен для определения уровня жидкости, измерения величины давления в затрубном пространстве нефтяных скважин, а также для исследования (методом динамометрирования) работы скважин с глубинными штанговыми насосами ШГН с целью контроля работы насосного оборудования, получение динамограммы работы ШГН.  1 – БР, 2 – УПАС, 3 – ДН-117, 4 – УГАС Рисунок-6 Система акустического контроля включает Система акустического контроля включает: блок регистрации БР21 (далее - БР) 1; устройство приема акустических сигналов (УПАС) 2 с присоединенным к нему одним из устройств формирования акустического воздействия (клапан или устройство генерации акустических сигналов УГАС).УПАС имеет 2 исполнения: УПАС-22П и УПАС-22Т (без пьезоэлектрического микрофона). УПАС-22Т предназначен для определения уровня при давлениях 0,5…100 кгс/см2(по специальному заказу до 160 кгс/см2).В УПАС установлены. Метод регистрации уровня. Определение уровня жидкости осуществляется акустическим методом, путем измерения времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до границы раздела фаз «газ – жидкость» и обратно. По величинеизмеренного времени и введенному значению скорости распространения акустического сигнала производится вычисление уровня. Устройство приема акустических сигналов присоединяется к патрубку затрубного пространства исследуемой скважины и в газовую среду скважины генерируется акустический сигнал. Генерация сигнала производится: путем кратковременного открытия клапана (для скважин с избыточным давлением или скважин с давлением ниже атмосферного); с помощью устройства генерации акустического сигнала (для скважин без избыточного давления).Воздействующий и отраженные акустические сигналы регистрируются в виде эхограммы и запоминаются в оперативной памяти блока регистрации, соединенного с УПАС. По зарегистрированной эхограмме микропроцессор блока регистрации выделяет отраженные акустические сигналы и определяет время прихода отраженного сигнала. Вычисление уровня производится по формуле: H = ( Vзвука · T ) / 2, где Vзвука – скорость звука для данного давления в затрубном пространстве исследуемой скважины, выбираемая автоматически по таблице скоростей, занесенной в БР или устанавливаемая оператором вручную; |