курсовая сухоязовское месторождение. Курсовой проект. 1 Геологопромысловый раздел

• Название: 1 Геологопромысловый раздел
• Анкор: курсовая сухоязовское месторождение
• Дата: 19.10.2021
• Размер: 0.61 Mb.
• Имя файла: Курсовой проект.docx
• Тип: Документы; #250605
• страница: 3 из 4

Продолжение таблицы 2

1	2	3
Плотность пара, кг/м3	сп	37,58
Температура конденсации вод. пара при начальном пластовом давлении, С	tк	288,8
Теплота парообразования, кДж/кг	R	1504
Допустимая температура при которой эксплуатация может проводится на повышенном дебите, С	tн	60
Плотность водяного конденсата на забое, кг/м3	B	1000
Плотность скелета пласта, кг/м3	ск	2500
Остаточная водонасыщенность в паровой зоне, дол.ед	SB	0,52
Коэффициент теплопроводности коллектора –песчаника, Вт/мС		2,2
Коэффициент теплопроводности окружающих пород, Вт/мС	0	10
Объемная теплоемкость скелета пласта, кДж/м3 С	с`ск	1970
Объемная теплоемкость насыщенного пласта кДж/м3 С	с`п	2500
Объемная теплоемкость окружающих пород кДж/м3 С	с`0	1900
Объемная теплоемкость водяного конденсата кДж/м3 С	с`в	4190
Степень сухости пара, дол.ед	X	0,626
Объемная теплоемкость пластовой жидкости кДж/м3 С	с`ж	3360

Удельный расход сухого пара
, кг/чм
, кг/чм
Число парогенераторов
шт.
шт
Плотность влажного насыщенного пара
кг/м³
кг/м³
Коэффициент, характеризующий удельную энтальпию пласта





Продолжительность нагнетания пара _п в скважину находим из номограммы по рассчитанным q`_п, , r
_п = 4,3 сут.
Продолжительность выдержки (конденсации пара)
, ч
, ч
Коэффициент k= находим по графику, по числовым значениям

и .
к=1,85

Средний дебит жидкости после паротепловой обработки
q_ср=kq_0, м³/сут.
q_ср=1,852=3,7 м³/сут

Продолжительность работы скважины на повышенном дебите, полученном в результате обработки скважины
сут;
сут;
;
;
cут;
cут;
Итак, получаем среднее значение
сут.
сут
Эффективность паротепловой обработки
м³;
м³.
Вывод:
В результате циклической пара обработки призабойной зоны пласта дебит скважины увеличился с 2 м³/сут до 3,7 м³/сут. При этом продолжительность работы скважины с повышенным дебитом скважины составит 300,247 сут. Что приводит к получению дополнительных 510,42 м³ жидкости.

2.2.3 Расчет технологической эффективности
Таблица 3 – Показатели скважин до и после оптимизации

1	2			3				4
скважина	ДО			ПОСЛЕ				ПРИРОСТ
	Дебит нефти, т/сут	Дебит жидкости, т/сут	Обвод.		Дебит нефти, т/сут	Дебит жидкости, т/сут	Обвод.		Дебит нефти, т/сут	Дебит жидкости, т/сут
1	3,4	12,3	95,8		6,9	16,1	95,5		3,5	3,8
2	2,1	6,5	82,1		4,3	9,5	73,3		2,2	3
3	3,1	6,3	32,3		5,1	8,9	31,9		2	2,6
ИТОГО среднее значен	2,86	8,36	70,06		5,43	11,5	66,9		2,56	3,13

1. 
   Производим расчет оббьем добычи при базовом дебите нефти
   

где q_н0 – дебит скважины до ГТМ, т

Т - период между обработками, сут (принимаем 181 сут)

η – коэффициент эксплуатации скважин (принимаем 0,68)

q_н1 – дебит скважины после ГТМ, т

2. 
   Производим расчет планируемой добычи нефти
   

3.Расчет дополнительной добычи по скважинам




4.Дополнительная добыча по трем скважинам


5.Произведем расчет технологической эффективности по трем скважинам по жидкости.




6.Производим расчет планируемой добычи жидкости




7. Расчет дополнительной жидкости по скважинам




8. Расчет дополнительной жидкости по трем скважинам

т
По результатам расчета получили дополнительную добычу нефти по трем скважинам равную 137,58 т и по жидкости 355,84 т.

3. 
   Промышленная безопасность при проведении тепловой обработки
   

При проведении работ по тепловой обработке должны соблюдаться следующие требования.

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 Термохимические установки деэмульсации нефти
При добыче нефти неизбежный ее спутник-пластовая вода (от < 1 до 80-90% по массе), которая, диспергируясь в нефти, образует с ней эмульсии типа "вода в нефти" (дисперсионная фаза-нефть, дисперсная - вода). Их формированию и стабилизации способствуют присутствующие в нефти природные эмульгаторы (асфальтены, нафтены, смолы) и диспергир. механические примеси (частицы глины, песка, известняка, металлов). Пластовая вода, как правило, в значительной степени минерализована хлоридами Na, Mg и Са (до 2500 мг/л солей даже при наличии в нефти всего 1% воды), а также сульфатами и гидрокарбонатами и содержит механические примеси.

Наличие в нефти указанных веществ и механические примесей оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ):

- o при большом содержании воды повышается давление в аппаратуре установок перегонки нефти, снижается их производительность, возрастает расход энергии;

- o отложение солей в трубах печей и теплообменников требует их частой очистки, уменьшает коэффициент теплопередачи, вызывает сильную коррозию (хлориды Са и Mg гидролизуются с образованием НСl);

Кроме того, соли и механические примеси, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах - мазуте и гудроне, ухудшают их качество. Для предотвращения этих негативных последствий производят обезвоживание и обессоливание нефти.

В настоящее время для обезвоживания и обессоливания нефти в основном применяют обработку на теплохимических установках. Широкое применение этого метода обеспечивается благодаря возможности обрабатывать нефть с различным содержанием воды без замены оборудования и аппаратуры, простоте установки, возможности легко менять деэмульгатор в зависимости от свойств поступающей эмульсии. Однако теплохимический метод имеет ряд недостатков, например большие затраты на деэмульгаторы и повышенный расход тепла. На практике обессоливание и обезвоживание ведутся при температуре 50--100 градусов.

Термохимическое обезвоживание и обессоливание основано на нагреве эмульсии и химическом воздействии на неё деэмульгаторов. При нагреве эмульсии ее вязкость снижается, что облегчает отделение воды.

Рассмотрим следующую схему термохимического обезвоживания и обессоливания.

Нефть поступает в сырьевой резервуар (1), откуда насосом (3) перекачивается в теплообменники (4). В теплообменнике осуществляется нагрев нефти до температуры 40-60 градусов. Далее она поступает в паровой подогреватель (5), где происходит дополнительный нагрев паром до температуры 70-100 градусов.

Дозировочный насос (7) непрерывно из резервуара (6) подкачивает деэмульгатор через смеситель (2) к эмульсии.

Обработанная деэмульгатором и подогретая эмульсия направляется в отстойник (9) (сепаратор). Здесь вода отделяется от нефти и отводится в виде сточных вод. Из отстойника (9) обезвоженная, обессоленная и нагретая нефть через теплообменники (4) и холодильники (8) поступает в товарные резервуары (10), а затем направляется на переработку по нефтепроводу.

В теплообменниках (4) нагретая нефть отдает тепло холодной нефти.

В рассмотренной схеме могут применятся комбинированные аппараты, в которых совмещены процессы подогрева, регенерации тепла нефти и отстоя при обезвоживании и обессоливании нефти.