Установление технологического режима работы фонтанной скважины. Дипломная работа на тему Регулирование дебита и установление технологического режима работы фонтанной скважины
 Скачать 496.42 Kb.
|
ДИПЛОМНАЯ РАБОТА На тему: Регулирование дебита и установление технологического режима работы фонтанной скважины
г.Нефтеюганск 2022г.  СОДЕРЖАНИЕВВЕДЕНИЕ.............................................................................................................................. 1. Конструкция фонтанных скважин месторождения......................................................................................................................... 2. Регулирование дебита фонтанных скважин месторождения........................................................................................................................ 3. Установление технологического режима месторождении....................................................................................................................... 4. Подбор типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину.......................................... 5 ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ПРИ КОНТРОЛЕ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ УЭЦН В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ .................... 6 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ........................................................................... ЗАКЛЮЧЕНИЕ................................................................................................................... СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ................................................................................................. ПРИЛОЖЕНИЯ………………………………………………………………………….. ВВЕДЕНИЕ Исключительно важное значение для развития отрасли на ближайшую и более отдаленную перспективу приобретают вопросы дальнейшего совершенствования проектирования разработки нефтяных месторождений, повышение эффективности применяемых систем, создание новых технологических процессов и методов эффективной разработки трудно извлекаемых запасов и увеличения нефтеотдачи пластов. Большое значение в этом имеет изучение накопленного опыта разработки нефтяных месторождений. При реализации обобщенного метода разработки нефтяных месторождений возникает много объективных и субъективных трудностей, вызванных разными причинами. Основными из них являются следующие: многообразие природных геологогидрогазодинамических условий залегания углеводородов; одновременное влияние на процесс разработки большого числа разнодействующих факторов как природных, так и зависящих от принятой системы разработки и режима работы скважин; изменение в процессе разработки месторождения (залежи) многих параметров и технологических показателей, характеризующих объект (сокращение площади нефтеносности и нефтенасыщенной толщины; изменение фильтрационных характеристик коллекторов, физико-химического состава нефти; изменение плотности сетки скважин и т.д.); необходимость сбора, анализа и обработки огромного объема геолого-промысловой информации.  Система взаимосвязанных количественных представлений о разработке месторождения даёт нам возможность составить правильное представление о эффективности разработки месторождения, другими словами оценить и проанализировать эффективность разработки месторождения.Целью данной дипломная работы является рассмотрение способов регулирования дебита фонтанных скважин и установление технологического режима работы фонтанной скважины 1 Конструкция фонтанных скважин Способ эксплуатации, при котором подъём жидкости на поверхность только за счёт пластовой энергии, получил название фонтанного. Количество добываемой из скважин жидкости или газа за определённый промежуток времени называется дебитом жидкости или газа. В промысловой практике дебит принято измерять за сутки. Условия фонтанирования скважин зависят от энергии газожидкостной смеси, расходуемой на подъём 1 т жидкости, средней скорости движения смеси и процентного содержания воды в добываемой жидкости. В целях наиболее полного использования энергии отбор жидкости из скважины ограничивается. Фонтанное оборудование состоит из наземного и подземного. К наземному относятся фонтанная арматура, манифольд, лубрикатор, выкидная линия, подключающая скважину к системе промыслового сбора и транспорта нефти и газа. К подземному относятся НКТ, пакеры, клапаны-отсекатели, циркуляционные клапаны, конические глухие подвески, башмачные клапаны.  Фонтанная арматура, устанавливаемая на колонную головку, предназначена для герметизации устья, а также для контроля и регулирования режима эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Соединения деталей и узлов арматуры - фланцевые. Основные узлы фонтанной арматуры - трубная головка и ёлка. Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов подъёмных труб, их герметизации, а также выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Ёлка предназначена для направления продукции скважин по выкидам (струнам), контроля и регулирования режима эксплуатации скважин при помощи установленных на рабочих струнах штуцеров.При эксплуатации скважины газожидкостная смесь из подъёмных труб проходит через центральную стволовую задвижку и направляется в выкид. Фонтанные арматуры различают по конструктивному исполнению и прочностным показателям: рабочему давлению; размерам проходного сечения ствола; конструкции фонтанной ёлки и числу спускаемых в скважину рядов труб; виду запорных устройств.  Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. Она может включать в себя либо один или два тройника (одно- или двухъярусная тройниковая арматура), либо крестовину (крестовая арматура). Двухструнная (двухъярусная тройниковая) и крестовая конструкции елки целесообразны в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство--запасным. Двухъярусную тройниковую арматуру рекомендуют для скважин, в продукции которых содержатся механические примеси. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и ствол елки, а также под карман для термометра.Для контроля за процессом эксплуатации скважины установлены два манометра с трёхходовыми кранами: один - на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины, другой - в верхней части арматуры для замера давления на устье. В процессе эксплуатации фонтанных скважин периодически возникает необходимость проводить исследования продуктивных пластов для определения пластовых давлений, температур и других характеристик пласта. Приборы спускаются через специальное герметизирующее устройство - лубрикатор, устанавливаемый на буферной задвижке фонтанной арматуры. Установленный лубрикатор опресовывается, после чего при помощи лебёдки, смонтированной на специальной машине, в скважину спускают прибор. Для наиболее экономичного расходования пластовой энергии и длительного фонтанирования скважины дебит её регулируется созданием противодавления на устье при помощи штуцера. Штуцеры устанавливают на выкидных линиях фонтанной арматуры, после боковой задвижки, между фланцевыми соединениями обвязки. Конструкции штуцеров различны: втулочные, быстросъёмные, регулируемые. В процессе эксплуатации фонтанных скважин оператор по добыче нефти контролирует давление на буфер, в затрубном пространстве, наблюдает за исправностью устьевого оборудования, измерительных приборов, выкидных линий и при необходимости проводит их текущий и мелкий ремонт. Данные о систематическом контроле за режимом эксплуатации скважины, ремонте, изменениях режима фиксируются в специальных журналах и рапортах. По этим данным устанавливают оптимальный режим эксплуатации скважины. Условия фонтанирования определяются соотношением между эффективным газовым фактором смеси, поступающей из пласта, и удельным расходом газа, который необходим для работы газожидкостного подъемника. Газовый фактор Г(м3/т) - это объем газа, приведенный к стандартным условиям, приходящийся на 1 т дегазированной нефти при снижении давления до атмосферного в процессе разгазирования. Эффективный газовый фактор Гэф (м3/т) - это средний объем свободного газа вдоль ствола газожидкостного подъемника (лифта), приведенный к атмосферному давлению и стандартной температуре (200С), приходящийся на единицу массы жидкости. Удельный расход газа R(м3/т) - это объем газа, необходимый для подъема 1 т жидкости, приведенный к атмосферному давлению и стандартной температуре. Для фонтанирования скважины необходимо, чтобы эффективный газовый фактор был больше или, по крайней мере, равен удельному расходу газа при работе подъемника на оптимальном режиме: Гэф і R опт. Величины Гэф и R опт могут быть вычислены аналитически как для случая, когда забойное давление ниже давления насыщения (Pз < PH), так и для случая, когда Pз > PH. 2 Регулирование дебита фонтанных скважин Регулирование технологического режима работы скважины (дебита) осуществляют созданием противодавления на устье. Для этого на выкидных линиях после запорных устройств ставят регулирующие устройства (штуцеры), обеспечивающие дросселирование потока вследствие изменения площади проходного сечения. Регулировать дебит задвижками нельзя, так как из-за наличия песка в продукции происходит быстрый износ запорных устройств задвижек (плашек) и они выходят из строя. Поэтому рабочие положения задвижек либо полностью открыты, либо полностью закрыты. Штуцер представляет собой диафрагму или короткую втулку (насадку) с малым отверстием. Диаметр отверстия штуцера может составлять 3-25 мм.   Простейшие штуцеры представляют собой диск толщиной 7-10 мм, в центре которого имеется отверстие с резьбой для завинчивания штуцерной втулки, или стальную круглую болванку с фланцем на одной стороне и продольным отверстием посередине. Для замены штуцера рабочую выкидную линию отключают, а работу скважины переводят на запасную линию, затем снижают давление в рабочей линии до атмосферного. Недостатки таких штуцеров: необходимость замены штуцерной втулки при разъедании проходного отверстия песком, а также продолжительность операции по смене штуцерной втулки. В отдельных случаях при поверхностном штуцере в результате прохождения газонефтяной смеси через узкое отверстие температура ее может настолько снизиться, что детали фонтанной арматуры замерзнут. Чтобы избежать нежелательного явления — замерзания деталей фонтанной арматуры (вплоть до образования гидратов), а также в целях уменьшения износа штуцеров в скважинах, в струе которых имеется песок, применяют ступенчатые штуцеры (рис. 3.13), т. е. на выкиде последовательно один за другим устанавливают два-три штуцера с постепенно увеличивающимися отверстиями в их втулках. Таким образом, общий перепад давления распределяется на несколько штуцеров, в каждом из которых перепад уменьшается, в связи с чем снижается скорость движения смеси, а это способствует уменьшению износа втулок штуцеров и предохраняет трубы и арматуру от резкого охлаждения. Последний (наименьший) из штуцеров является рабочим.3. Установление технологического режима Установить технологический режим работы скважины - это значит выбрать такие параметры работы фонтанного подъемника, которые обеспечивают получение на поверхности заданного дебита и позволяют работать без осложнений. Технологический режим работы скважины должен обеспечивать получение на поверхности заданного дебита, который можно получить из скважины при выполнении требований рациональной эксплуатации залежи и рационального использования подъемника. Значение заданного дебита устанавливается проектом разработки, но по мере изменения условий разработки возникает необходимость его уточнения. С целью установления рационального режима работы фонтанной скважины проводят ее исследование при работе на нескольких стационарных режимах с построением индикаторной диаграммы. Экспериментальное изучение изменения основных показателей работы добывающей скважины в зависимости от противодавления на устье скважины позволяет построить так называемые регулировочные кривые. Оборудование фонтанных скважин позволяет без существенных трудностей проводить все виды глубинных гидродинамических исследований, в том числе и отбор глубинных проб, при различных режимах работы системы, регулируемых сменой проходного диаметра штуцера, устанавливаемого на фонтанной арматуре. Дебит скважины ограничивают геолого-технологические и технические факторы. К геолого-технологическим факторам относятся: степень устойчивости пород пласта (разрушение пласта и вынос песка); наличие подошвенной воды и верхнего газа (прорывы воды и газа в скважину); необходимость обеспечения условий Рз>0,75Рнас (не допустить снижения нефтеотдачи при разгазировании нефти в пласте); необходимость ограничения объема добываемой воды и сокращения среднего газового фактора; необходимость обеспечения равномерного стягивания ВНК и ГНК. Техническими факторами являются: недостаточная прочность обсадной колонны и возможное смятие ее при значительном снижении забойного давления; ограниченная пропускная способность эксплуатационного оборудования (сепараторы, установки подготовки нефти). При фонтанной эксплуатации дополнительно следует учесть еще следующие критерии: минимальное забойное давление фонтанирования; минимум газового фактора; недопущение пульсаций, приводящие к срыву фонтанирования и улучшению условий осаждения песка. Измеряемыми параметрами при исследовании фонтанной скважины являются: — дебит скважины Q (м3/сут, т/сут); — забойное (пластовое) давление Рза6 (Рт), МПа; — проходной диаметр штуцера dшm, мм; — давление на устье скважины Р , МПа;  — давление в затрубном пространстве Рзат , МПа; — газовый фактор Go, (м3/м3, м3/т); — обводненность продукции В, (%, д.ед.); содержание механических примесей (песка) в продукции М, (кг/м3, кг/т); — содержание парафина (смол, асфальтенов) П, (кг/м3, кг/т); а также другие характеристики продукции (плотность нефти и воды, вязкость нефти и воды и т.п.). Кроме того, в процессе этих исследований зачастую фиксируют на каждом режиме работы скважины: кривые распределения давления и температуры по длине скважины; профили притока; производят отбор проб продукции с разных глубин и т.п. Основные полученные данные заносятся в таблицу. Графические зависимости вышеприведенных параметров от диаметра штуцера называются регулировочными кривыми. Данные кривые являются объективным фундаментом для установления рациональной нормы отбора жидкости из скважины и наиболее выгодного режима ее работы. При установлении рациональной нормы отбора продукции из скважины необходимо руководствоваться следующими основными положениями: — забойное давление Рза6 , как правило, не должно быть ниже давления насыщения Рнас. Для нефти с определенными свойствами допускается снижение забойного давления, удовлетворяющего условию Рзаб= 0,75Рнас; — максимальное использование природной энергии, в том числе и газа, выделяющегося из нефти, что требует оптимизации давления на устье скважины Р ; — минимизация количества выносимого песка из призабойной зоны с целью предотвращения ее интенсивного разрушения и потери герметичности заколонного пространства (между стенкой скважины и цементным стаканом); — предотвращение интенсивного обводнения продукции при безусловном ненакоплении воды в интервале «забой-башмак фонтанного подъемника»; — предотвращение возможного смятия обсадной колонны в нижней части скважины; — исключение, по возможности, условий отложения парафина (смол, асфальтенов) и солей как в скважине, так и в призабойной зоне; — исключение условий фонтанирования скважины по затрубному пространству с возможностью перехода работы скважины в пульсирующий режим (с явлением пульсации), а также образования гидратных (парафиногидратных) пробок; — дренирование по всей работающей толщине пласта;  — обеспечение (при необходимости) индивидуальной системой транспорта продукции от устья скважины до сборного пункта (мультифазные насосы откачки);— ограничение дебита скважины в случае прорыва в нее закачиваемой через систему ППД воды или газа из газовой шапки. На конкретных объектах разработки должны учитываться и специфические особенности, связанные не только с состоянием разработки, но и с особыми свойствами пластовых флюидов и коллекторов. Контроль за установленным режимом работы фонтанной скважины осуществляется по ее дебиту, а также по значениям устьевого и затрубного давлений. Закономерно, что в процессе длительной работы скважины могут происходить определенные изменения, связанные как с изменением фильтрационной картины течения в дренируемом объеме пласта, так и с нарушениями в самой скважине или установленном в ней оборудовании. 4 Подбор типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину  Для выбора типоразмера установки погружного центробежного насоса и глубины спуска насоса в скважину выполняем следующие операции: Составляем таблицу исходных данных. Определяем значение забойного давления, соответствующего заданной технологической норме отбора жидкости. Рассчитываем и строим методом снизу вверх две кривые: кривую Р(Lэк) изменения давления по длине эксплуатационной колонны скважины в пределах от Рзаб до Рл, где Рл – давление в выкидной линии скважины, и кривую bг(Lэк) изменения объемного расходного газосодержания в скважинной продукции по длине эксплуатационной колонны в пределах того интервала давлений. Разбиваем интервал давлений Рзаб – Рл на 6 ступений, руководствуясь следующими рекомендациями: если Рзаб > Рнас, то за первую ступень берем разность: DР1 = Рзаб – Рнас (1) За DР2, DР3 и т.д. принимаем постепенно уменьшающиеся значения перепада давления. Вычисляем значения среднего абсолютного давления для каждой ступени. Вычисляем длины участков DLi(i = 1,2…6) эксплуатационной колонны, соответствующие 1-й, 2-й и т.д. ступеням давления. При расчете DL1 учитываем, что Рср1 > Рнас, поэтому jг= 0. Проверяем, выполняется ли неравенство, то есть условие бескавитационной работы насоса. Для этого вычисляем значение (гвх)н, посколькуввх< 0.5 и газожидкостная смесь относится к типу (Г+В)/Н. Сопоставляем найденное значение с гвх= 0,277. Так как (гвх)н >гвх, приходим к заключению, что насос в скважине не будет кавитировать и газосепаратор перед насосом ставить нет необходимости. Вычисляем значение коэффициента сепарации свободного газа перед входом продукции в насос при работе его на глубине Lн= 1050 м, принимая Кс=0. Так какввх<0,5, берем wдр.г= 0,02 м/с. Принимаем, что для отбора заданного дебита жидкости из скважины диаметром 0,152 м надо использовать насос группы 5А. Тогда диаметр всасывающей сетки насоса будет Dсн=0,103 м. Вычисляем значения приведенной скорости жидкости в зазоре между эксплуатационной колонной скважины и насосом перед всасывающей сеткой. Вычисляем действительное давление насыщения жидкости в колонне НКТ. Методом последовательной итерации находим Рд.нас  Рассчитываем методом сверху низ кривую Р(Lнкт) изменения давления вдоль колонны НКТ в интервале от устьевого сечения ее до глубины.Расчет Р(Lнкт) в основном аналогичен расчету кривой Р(Lэк) и отличается от него необходимостью учета потерь давления на преодоление гидравлического трения в насосно-компрессорных трубах. Результаты расчетов к построению кривой Р1 (Lнкт) Приобского месторождения представлены в приложении Б. Разбиваем перепад давлений на 4 ступени и находим значения среднего давления для каждой ступени. Вычисляем значения н1, bн1 ивж1 для 1-го участка колонны насосно-компрессорных труб, примыкающего к устью скважины. Для оценки значения КПД насоса при работе в скважине сначала определяем значение номинального КПД насоса группы 5А, номинальная подача которого не меньше (равна или несколько больше) среднего расхода продукции через насос. Из справочника находим ближайшую по подаче установку группы 5А – ЭЦН5А – 250 с КПД насоса 0,6. Затем находим приближенно кажущуюся вязкость продукции в насосе. Для этого сначала определяем приближенно вязкость нефти в насосе, являющейся внешней фазой проходящей через него продукции, при температуре пласта. Но поскольку температура продукции в насосе ниже Тпли равна приближенно температуре в стволе скважины перед входом в насос. Находим по значение параметра В, учитывающего влияние вязкости жидкости на КПД насоса. Вычисляем температуру потока в насосно-компрессорных трубах на середине 1-го участка. Вычисляем значение коэффициента сверхсжимаемости попутного газа в насосно-компрессорных трубах. Вычисляем объемный расход газа через среднее сечение 1-го участка колонны насосно-компрессорных труб. Вычисляем значение приведенной скорости газа, скорости жидкости и скорости газожидкостной смеси в среднем сечении 1-го участка насосно-компрессорных труб.  Вычисляем значения 1-й и 2-й критических скоростей потока в среднем сечении 1-го участка.Определяем тип и структуру потока нефтеводогазовой смеси через среднее сечение 1-го участка насосно-компрессорных труб. Вычисляем значение поверхностного натяжения между фазами газожидкостной смеси. Вычисляем значение вязкости нефти. Находим кажущуюся вязкость жидкой части. Вычисляем истинное газосодержание г1. Вычисляем истинную долю в жидкой части газожидкостной смеси на 1-ом участке колонны насосно-компрессорных труб. Находим долю нефти в жидкости. Вычисляем истинное водосодержание и нефтесодержание в газожидкостной смеси на участке 1, делаем проверку результатов оценки значений истинных долей фаз в трехфазном потоке: сумма долей фаз должна быть равна 1. Вычисляем значение плотности попутного газа. Оцениваем кажущуюся вязкость газожидкостной смеси в среднем сечении 1-го участка насосно-компрессорных труб, принимая ее равной кажущейся вязкости смеси нефти и воды в том же сечении. Вычисляем значение числа Рейнольдса потока газожидкостной смеси. Определяем значение см1 .  Вычисляем значение L1. Рассчитываем значения L2L4колонны насосно-компрессорных труб аналогично расчетуL1и определяем расстояние по оси скважины от ее устья до сечения насосно-компрессорных труб, в котором давление равно Рд.нас. Определяем длину участка L5колонны насосно-компрессорных труб от сечения, где давление равно Рд.нас,до глубины спуска насосаLн. Вычисляем перепад давления на длине L5 насосно-компрессорных труб, учитывая, что на этом участке течет водонефтяная смесь, не содержащая свободного газа,г5= 0, что можно принять: bн5 = bн.нас,н5 = н.наси что вязкость нефтин5отличается от вязкостинплпри Тпл. Строим кривую Р(Lнкт). Определяем давление в насосно-компрессорных трубах на выходе из насоса по кривой, и давление Рс, которое требуется для работы системы скважина – УЭЦН с заданным дебитом жидкости. Вычисляем среднюю температуру продукции в насосе. Вычисляем среднеинтегральный расход жидкой части продукции через насос. Вычисляем среднеинтегральный расход свободного газа через насос. Вычисляем среднеинтегральный расход газожидкостной смеси через насос. Вычисляем массовый расход через насос. Вычисляем среднеинтегральную плотность продукции в насосе. Вычисляем напор, который необходим для работы системы скважина – УЭЦН. Вычисляем среднеинтегральное газосодержание в насосе. Определяем кажущуюся вязкость жидкости и газожидкостной смеси в насосе Вычисляем значения подачи и напора, которые должен иметь насос при работе на воде.  Выбираем типоразмер установки электроцентробежного насоса (шифр установки), насос который удовлетворял бы вычисленным условиям.5 ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ПРИ РЕГУЛИРОВАНИЕ ДЕБИТА И УСТАНОВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА РАБОТЫ ФОНТАННОЙ СКВАЖИНЫ Важные условия безопасности и нормальной эксплуатации фонтанных скважин - соблюдение технологического режима. Для этого должен быть установлен тщательный контроль за всеми проявлениями в скважине и изменениями ее работы. Нарушение режима может привести к открытому фонтанированию. Фонтанные скважины оборудуют опресованной фонтанной арматурой, для предотвращения открытого фонтанирования применяют клапаны отсекатели, а у фонтанной арматуры устанавливают площадку с лестницей и перилами.   Для измерения буферного давления и давления на затрубном пространстве на фонтанной скважине должны стационарно устанавливаться манометры с трехходовыми каналами. Трехходовой кран позволяет снимать при стравленном давлении.Перед сменой штуцера и штуцерных патрубков необходимо перевести поток с рабочего на резервный выкид, закрыть задвижку на рабочем выкиде, затем снизить давление в трубе за штуцером до атмосферного при помощи вентиля, установленного на линии Снижать затрубное давление газа разрушается только при помощи штуцера через вторую от крестовины задвижку при открытой первой. Обвязку скважины и арматуры следует отогревать только паром или горячей водой. Нефтепроводы высокого давления должны прокладывать из безшивных труб из стали, соединенные между собой сваркой или фланцевыми соединениями в местах крепления задвижек. При нарушении герметичности оборудования происходит утечка нефти или газа, загрезняется территория, возникает опасность пожара и отравление нефтяным газом. Поэтому негерметичности должны быть своевременно ликвидированы, а территория содержаться в чистоте. 6 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ Охрана окружающей среды – это система мероприятий по предотвращению или устранению загрязнения атмосферы, воды и земель, то есть природной среды. Заметным источником загрязнения окружающей среды служат производственные процессы, связанные с добычей и промысловой подготовкой нефтегазового сырья. Функционирование промыслов сопровождается сбросом нефтепродуктов и неочищенных сточных вод, выбросами в атмосферу таких токсичных веществ, как углеводороды, окись углерода, окиси азота. Нарушения технологического режима, некомплектность промыслового оборудования, работа транспортных средств сжигание газа и конденсата в факелах – все это, так или иначе, приводит к утечкам и выбросам, вредным для окружающей среды.  На нефтепромысле применяется герметизированная система сбора нефти и газа, исключающая технические утечки нефти. Однако случаются разливы нефти по причине коррозии труб, заводских дефектов в оборудовании, аварии трубопроводов, проложенных строителями наспех, некачественно, без достаточного заглубления. Чтобы предупредить разлив нефти на территорию все кусты обвалованы высотой 1,5 м. Также проводится, профилактическая работа с целью предупреждения порывов нефтепродуктов, Закачка антикоррозийных химреагентов в нефтетрубопроводы, выявление потенциально опасных участков с помощью дефектоскопии, планово-предупредительный ремонт этих участков трубопроводов, создание оптимального режима движения водонефтяной эмульсии по трубопроводам. Разработаны схемы сбора и утилизации различных нефтепродуктов. В случае попадания нефтепродуктов на почву и водные поверхности обязательно локализируется участок песком или местными грунтами, а на водной поверхности удерживается бонами. Затем проводится сбор нефтепродуктов вакуумными насосами и ручным способом.Очистка остаточных нефтепродуктов проводится биологическим (применение бакпрепарата), механическим (отсыпка местным грунтом, торфом и песком) методами. Этим достигается минимальное негативное воздействие на окружающую среду. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Проделав эту дипломную работу, я закрепил, углубил приобретенные знания и практические умения. Применил их к решению конкретных теоретических и практических задач. Получил дополнительные навыки работы со справочной и научной литературой. Рассмотрел фонтанную добычу нефти. Узнал способы установления технологического режима работы скважины и регулирования дебита СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Нефтепромысловое оборудование, справочник под редакцией Бухаленко Е.И., 2017г.  2. Справочная книга по добыче нефти, под редакцией проф. Гиматудинова Ш.К., 2017г. 3. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, 2017г. 4. А.И. Акульшин: Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, 1989 г. 6. Покрепин Б.В., Разработка нефтяных и газовых месторождений, 2018г. 7. Покрепин Б.В., Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, 2018г. 8. Методические указания к выполнению курсового проекта, НПК/Макарова И.Л., 2020г. 9. Кононов В.М., Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин, 2009 г.    Рис 2. Оборудование фонтанных скважин. Рис 3. Штуцер регулируемый | ||||||
