курсовая сухоязовское месторождение. Курсовой проект. 1 Геологопромысловый раздел
 Скачать 0.61 Mb.
|
 1 - сырьевой резервуар; 2 - смеситель; 3 - насос; 4 - теплообменник; 5 - паровой подогреватель; 6 - резервуара с деэмульгатором; 7 - дозировочный насос; 8 - холодильники; 9 - отстойник; 10 - товарные резервуары Рисунок 3 - Схема термохимического обезвоживания и обессоливания Сущность метода внутритрубной деэмульсации заключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется деэмульгатор. Он разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки легко отделяются в отстойниках. Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти осуществляются на установках комплексной подготовки нефти (УКПН). Работает УКПН следующим образом. Холодная «сырая» нефть из резервуаров ДСП насосом 1 через теплообменник 2 подается в отстойник 3 непрерывного действия. Здесь большая часть минерализованной воды оседает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в пласт (III). Далее в поток вводится пресная вода (V), чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде. В электродегидраторе 4 производится окончательное отделение воды от нефти и обезвоженная нефть через теплообменник 5 поступает в стабилизационную колонну 6. За счет прокачки нефти из низа колонны через печь 10 насосом 11 ее температура доводится до 240 °С. При этом легкие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают в конденсатор-холодильник 7. Здесь пропан-бутановые и пентановые фракции в основном конденсируются, образуя так называемую широкую фракцию, а несконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве топлива. Широкая фракция откачивается насосом 9 на фракционирование, а частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа колонны насосом 12 откачивается в товарные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в теплообменниках 1,5.  1, 9, 11, 12 - насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор; 6 - стабилизационная колонна; 7 - конденсатор-холдодильник; 8 - емкость орошения; 10 – печь; I - холодная "сырая" нефть; П- подогретая "сырая" нефть; III - дренажная вода; IV - частично обезвоженная нефть; V - пресная вода; VI - обезвоженная и обессоленная нефть; VII - пары легких углеводородов; VIII - несконденсировавшиеся пары; IX - широкая фракция (сконденсировавшиеся пары); X - стабильная нефть. Рисунок 4 - Принципиальная схема установки комплексной подготовки нефти 4 Раздел автоматизации технологических процессов в добычи нефти и газа 4.1 Устройство и принцип действия скважинного расходомера Эмис-Вихрь. Расходомер «ЭМИС-ВИХРЬ 200-СКВ» представляет собой современное решение для постоянного мониторинга параметров нефтяных и водонагнетательных скважин. Расходомер устанавливается на насосно-компрессорные трубы НКТ и обеспечивает высокую точность измерения текущего расхода и дебита скважины. Высокая надежность, термобаростойкость и защищенность от воздействий измеряемой среды позволяют применять расходомер в самых сложных условиях эксплуатации. Глубинно-исследовательский комплекс на базе расходомеров ЭМИС позволяет производить измерение и мониторинг в режиме реального времени следующих параметров: дебит скважины за сутки; текущий расход; давление в НКТ; температура в затрубном пространстве; давление в затрубном пространстве. Расходомер ЭМИС-ВИХРЬ 200-СКВ состоит из корпуса, электронного блока, тела обтекания, сенсора и стойки. Принцип измерения состоит в том, что вихри попеременно возникают сначала с одной, затем с другой стороны тела обтекания, установленного перпендикулярно оси потока. Эти вихри создают так называемую «вихревую дорожку Кармана», внутри которой возникают пульсации давления, которые воздействуют на пьезоэлемент сенсора. Преимущества скважинного вихревого расходомера ЭМИС-ВИХРЬ 200 СКВ: - расходомер ЭМИС-ВИХРЬ 200-СКВ обеспечивает постоянный мониторинг параметров скважины; передача измерений на верхний уровень АСУТП по радио каналу и GPRS; получить доступ к архивам измерений возможно в любое время в любом месте; применение вихревого метода и цифровой обработки сигнала обеспечивает высокую точность измерения 1,5% подтвержденную сертификатом соответствия СИ; возможность компоновки скважин различной сложности; погружение до 3 расходомеров на одном каротажном кабеле; интеллектуальная обработка сигнала, отсечение помех; контроль достоверности метрологических характеристик. в отличие от традиционно используемых лопастных расходомеров, которые часто выходят из строя из-за засорения лопастей турбинки, расходомер ЭМИС-ВИХРЬ 200-СКВ не содержит механических частей; обладает высокой термобаростойкостью. Возможность измерения жидкостей с давлением до 50 МПа и температурой до 110 С. Расходомер изготовлен целиком из нержавеющей стали. Обладает коррозийной стойкостью к пластовой воде, в которой в больших количествах растворены минеральные хлорсодержащие соли. Скважинный вихревой расходомер ЭМИС-ВИХРЬ 200-СКВ применяется для измерения расхода пластовой жидкости и водонефтяной смеси и особенно эффективен, если: требуется постоянный мониторинг параметров скважины; расходомер будет подвергаться высокому давлению и температуре; необходима высокая точность измерения; измеряемая среда содержит механические включения. Типовые задачи: нефтедобывающие скважины с одновременно-раздельной добычей (ОРД) с эксплуатацией двух продуктивных пластов; нагнетательные скважины ППД с одновременно-раздельной закачкой (ОРЗ) с эксплуатацией двух продуктивных пластов; нагнетательные скважины ППД с внутрискважинной перекачкой (ВСП) с эксплуатацией двух продуктивных пластов; водозаборные скважины в системе межскважинной перекачки ППД. Технические характеристики скважинного вихревого расходомера ЭМИС-ВИХРЬ 200 СКВ: измеряемыми средами являются водонефтяная смесь, пластовая вода, сеноманская вода, подтоварная вода. Выпускаются в типоразмерах от 15 до 100 мм. Температура измеряемой и окружающей среды от -20°С до +110°С. Погрешность измерений составляет до ±1,5%. Измеряет жидкость вязкостью до 7 мПа∙с, обводненностью от 40 до 100%. Давление измеряемой среды до 50 Мпа. Глубина спуска оборудования составляет до 3500 м. Интервал между поверками составляет 4 года. Заключение В своем курсовом проекте я рассмотрела 4 раздела. В 1 геолого-промысловом разделе рассмотрела краткую характеристику Сухоязовского месторождения, основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике, характеристику нефти, газов и пластовых вод, динамику основных показателей разработки месторождения. В расчетно-техническом разделе рассмотрела технологию проведения работ, промышленную безопасность при проведении тепловой обработки и произвела расчеты технологических процессов – глушения скважины, закачки теплоносителей и технологическую эффективность проведения работ. В разделе сбора и подготовки скважинной продукции рассмотрела термохимические установки деэмульсации нефти. В разделе автоматизации технологических процессов в добыче нефти и газа рассмотрела устройство и принцип действия скважинного расходомера Эмис – Вихрь. Список литературы 1 А.И. Акульшин Эксплуатация нефтяных и газовых скважин - М., издательство Недра, издание стереотипное. 2 Дополнения к проекту разработки Сухоязовского месторождения – Уфа, 2018. 3 Желтов Ю.П. Разработка нефтяных меторождений. - М.: Недра, издание стереотипное. 4 Иванова Л.В. Технология переработки нефти и газа - СПб. : Издательство Химия, издание стереотипное. 5 Каплан Л. С., Ражетдинов У.З. Введение в технологию и технику нефтедобычи. – Уфа, издание стереотипное. 6 Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа. – М.: «Нефть и газ», 2008 7 ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. – СПб.: Издательство ДЕАН, издание стереотипное. 8 Руководство по эксплуатации ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ РАСХОДА ВИХРЕВЫЕ «ЭМИС-ВИХРЬ (ЭВ-200)» - Челябинск, издание стереотипное. 9 СТП 04-31-2003 Технология методов воздействия на ПЗС, ОАО АНК "Башнефть", Уфа, 2017 10 Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», зарегистрирован Минюстом России от 19.04.2013 г. 11 Юрчук А.М., Истомин А.З. «Расчеты в добыче нефти». - Уфа издание стереотипное |