Арланское месторождение. КУРСОВАЯ11111. Эффективность мер борьбы с солеотложением при добыче нефти зависит от комплексного подхода к решению данной проблемы
 Скачать 382.83 Kb.
|
|
Вывод: Научились пользоваться номограммой для определения коэффициента подачи насосной установки. 2.2.3 Расчет технологической эффективности Таблица 5 – Показатели скважин до и после оптимизации
Произведем расчет технологической эффективности по трем скважинам по нефти. 1. Производим расчет объем добычи при базовом дебите нефти  [5, стр.4] (10)где  –дебит скважины до ГРП,тТ- период между обработками, сут (принимаем 231 сут) η- коэффициент эксплуатации скважин (принимаем 0,78)  –дебит скважины после ГРП, т   2. Производим расчет планируемой добычи нефти  [5, стр.4] (11)   3. Расчет дополнительной добычи по скважинам  [5, стр.4] (12)   4. Дополнительная добыча по трем скважинам  [5, стр.4] (13) 5. Произведем расчет технологической эффективности по трем скважинам по жидкости.  [5, стр.4] (14)   6. Производим расчет планируемой добычи жидкости  [5, стр.4] (15)   7. Расчет дополнительной жидкости по скважинам  [5, стр.4] (16)   8. Расчет дополнительной жидкости по трем скважинам  [5, стр.4] (17) По результатам расчета получили дополнительную добычу нефти по трем скважинам равную 113,8 т и по жидкости 643,8 т. 2.3 Промышленная и экологическая безопасность при закачке химреагентов в скважину Все химические реагенты, используемые в кислотных композициях, должны входить в «Перечень химических продуктов, разрешенных к применению в технологических процессах нефтедобычи», иметь сертификаты качества и соответствия и санитарно-эпидемиологическое заключение. К выполнению опытно-промысловых работ по закачке композиций допускаются лица, ознакомленные с инструкциями по закачке определенных видов химреагентов, знающие правила и нормы по технике безопасности при капитальном и подземном ремонте скважин, прошедшие медицинскую комиссию. Все емкости для химреагентов должны быть установлены с наветренной стороны на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. Расстояние между емкостями должно быть не менее 1 м. 1) Работы по нагнетанию в скважину газа, пара, химических и других агентов проводятся в соответствии с планом, утвержденным нефтегазодобывающей организацией. 2) На нагнетательной линии должен быть установлен обратный клапан. 3) Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1 м. 4) Другие установки для выполнения работ должны размещаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины. На нагнетательном трубопроводе у устья скважины должны быть установлены обратный клапан и запорное устройство, а на устьевой арматуре - на затрубной линии манометр. Соединение автоцистерны с емкостью должно осуществляться с помощью гибких шлангов через сливной патрубок с задвижкой, установленной в нижней части цистерны. Схематично расположение спецтехники на устье скважины при проведении кислотной обработки представлено в приложении Б. Приступая к работе по закачке кислотных растворов, оператор должен надеть спецодежду, спецобувь и применять соответствующие дополнительные средства индивидуальной защиты (защитная каска, защитные очки, резиновые перчатки, противогаз или респиратор, прорезиненный фартук). Запрещается ремонтировать оборудование и нагнетательную линию во время закачки химреагентов в скважину, а также подтягивать соединения, устранять течи. Во время работ по закачке композиции запрещается присутствие людей в непосредственной близости от устья скважины и нагнетательных трубопроводов. Кислотные композиции действуют раздражающе на слизистые оболочки и кожу, вызывают ожоги, поражают желудочно-кишечный тракт. При работе с кислотами следует пользоваться индивидуальными средствами защиты в соответствии с типовыми отраслевыми нормами, соблюдать правила личной гигиены, не допускать попадания реагентов внутрь организма и на кожу. При попадании соляной кислоты на кожу необходимо произвести сильный смыв чистой холодной водой в течение 10 мин. Затем на обожженное место наложить «кашицу» из чайной соды. При попадании соляной кислоты в глаза (жжение, боль, слезотечение) надо их обильно и энергично промыть сильной струей воды. При ожоге слизистой оболочки рта также необходимо длительное промывание чистой холодной водой. Обязательно обратиться к врачу. Кислотные составы на основе 15 %-ной соляной кислоты не замерзают до температуры минус 25оС. Выполнение работ с 15 %-ными кислотными составами при температуре окружающей среды ниже минус 25оС без использования ППУ не производится. Охрана недр и окружающей среды. При обработках скважин в пойменных зонах естественных водоемов администрацией предприятия совместно с организациями санитарного надзора и бассейновой инспекцией должны быть разработаны дополнительно мероприятия, обеспечивающие предотвращение загрязнения грунтовых паводковых вод вредными веществами и производственными отходами. Необходимо обеспечить герметичность системы по закачке химических композиций. При аварийных разливах химреагенты следует немедленно собрать в приямок и на месте нейтрализовать. Отложения и остатки химреагентов, извлекаемые при очистке емкостей, аппаратов и коммуникаций подлежат захоронению в местах, отведенных по согласованию с местными органами пожарного и санитарного надзора. По окончанию обработки скважины необходимо очистить загрязненные нефтью и химреагентами участки вокруг скважины. При выбросах компонентов композиций из емкостей, разлива реагентов на грунт, необходимо загрязненные участки земли засыпать песком с последующим удалением в шламонакопитель для захоронения в соответствии с методическими указаниями. 3 Раздел сбора и подготовки скважинной продукции 3.1 Причины и методы борьбы с солеотложениями в трубопроводах систем сбора Причинами выпадения солей являются: - снижение давления - повышение температуры, причем снижении е давления более интенсивно влияет на равновесие реакции, чем снижение температуры - пересыщение раствора растворяемой солью по причине изменения давления и температуры или смешения вод одного типа, но с разной концентрацией ионов - изменение химического состава воды при смешении вод различных типов. Методы борьбы с отложением солей: - химический - борьба с отложением водонерастворимых солей в скважине и системе сбора. Применяют ингибиторы: гексаметафосфат натрия (NaPO3)6 и триполифосфат натрия (Na5P3O10) как в чистом виде, так и с добавлением присадок. Сущность метода в том, что при образовании кристаллов солей они тут же сорбируют из раствора ингибитор, в результате этого на поверхности кристаллов возникает коллоидная оболочка, препятствующая прилипанию их к поверхности труб. Так же можно применять соляную кислоту, но она ведет к усиленной коррозии оборудования. Для удаления отложения солей на оборудовании применяют композитные составы из ингибиторов солеотложений, раствора ингибитора соляной кислоты и ПАВ, синол. - физический – воздействие магнитного поля и ультразвуковых колебаний. При обработке воды магнитным полем создаются условия для образования большого количества мелких кристаллов, которые затем выпадают в виде аморфного шлама, легко удаляемого потоком жидкости. - технологический – предупреждение отложения солей направлены на: сдвиг карбонатного равновесия в ионную сторону – исключение контакта пластовой воды со стенками трубопровода. Для этого повышают давление в системе или вводят свободный диоксид углерода (т.е. повышают парциальное давление CO2), или подкачивают пресную воду. Для борьбы с образованием и отложением водорастворимых солей применяют метод подачи в скважину пресной воды (непрерывный подлив на забой и периодический).  На рисунке 2. представлена схема осуществления способа защиты от коррозии; В состав элементов входят нефтедобывающая скважина 1, колонна НКТ 2, емкость с композицией ингибитора коррозии и солеотложений 3, газовый баллон с азотом 4, нагревающее устройство 5, устройство генерирующее пену 6, насос 7, вентиль 8, патрубок подачи технического азота 9, низконапорная жидкостная камера 10, предкамера эжектора 11, эжектор 12, дифференцирующая конусная сетка 13, поплавковый дозатор 14, поплавок с контргрузом 15, клапан 16, войлочный диск 17, выходной патрубок 18, камера пенообразования 19, выкид 20 и газопеногенератор 2. 4 Раздел автоматизации технологических процессов в добычи нефти и газа 4.1 Назначение, принцип действия и схема ТОР-50 Принцип работы счетчиков основан на преобразовании объёма протекающей жидкости в пропорциональное число оборотов турбинки и перерасчета в единицы объёма. Счетчик состоит из измерительного узла, датчиков электромагнитных и корпуса. Узел измерительный состоит из турбинки, редуктора, счетного механизма, магнитной муфты, лопатки, обтекателя и экрана. Измерительный узел размещается внутри корпуса счетчика. Крышка измерительного узла является герметичной перегородкой, отделяющей счетный механизм от рабочей полости корпуса счетчика и крепится к нему с помощью хомутов, которые фиксируются кольцом. Турбинка передаёт вращательное движение через понижающий редуктор и магнитную муфту на счетный механизм. Обтекатель и экран служат для направления потока жидкости в рабочей полости корпуса. Лопатка, установленная непосредственно перед турбинкой, служит для регулирования положения поля погрешности счетчика. Счетчики монтируются к трубопроводу с помощью быстросъёмных хомутов. Счетчики в зависимости от условного прохода и пропускной способности изготавливают двух исполнений: ТОР1-50, ТОР1-80. — с электромагнитным датчиком и блоком питания искробезопасным; — без электромагнитного датчика. Съем показаний счетчиков осуществляется: 1) по механическому счетчику; 2) по электромагнитному датчику в комплекте с блоком питания искробезопасным. Счетчики имеют вводное устройство для подключения электромагнитного датчика. Электромагнитный датчик преобразовывает число оборотов турбинки в пропорциональное число электрических импульсов и используется при проведении поверки счетчиков. Назначение Счетчики жидкости турбинные ТОР предназначены для измерения количества жидкости: воды (кроме питьевой), нефти и нефтепродуктов в единицах объема на технологических установках нефтедобывающих предприятий и в других отраслях народного хозяйства. Счетчики ТОР-1-50 являются приборами непрерывного действия. Объем показаний счетчика ТОР осуществляется: 1) по механическому счетчику; 2) по электромагнитному датчику в комплекте с блоком питания искробезопасным. Счетчики ТОР-1-50 могут применяться во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок согласно гл. 7.3 ПУЭ и другим директивным документам, регламентирующим установку электрооборудования во взрывоопасных условиях. Счетчики ТОР1-50 изготавливаются в исполнениях: - с электромагнитным датчиком и блоком питания искробезопасным; - без электромагнитного датчика. Счетчики ТОР-1-50 имеют вводное устройство для подключения магнитоиндукционного датчика. Магнитоиндукционный датчик преобразовывает количество оборотов турбинки в пропорциональное количество электрических импульсов и используется при проведении поверки счетчиков. ТОР-50, Электромагнитный датчик предназначен для дистанционной передачи информации и его погрешность не нормируется. При дистанционной передаче информации через искробезопасный блок характеристики канала передачи информации определяются применяемым блоком. Счетчики ТОР-1-50 относятся к ГСП. По устойчивости к климатическим воздействиям счетчики соответствуют виду климатического исполнения У категории размещения 2 по ГОСТ 15150-69. Технические характристики Предел допускаемой основной относительной погрешности счетчика ТОР-1-50, %, в диапазоне расходов: от 20 до 100%. ± 1,5 от 60 до 100%. ±1,0 Предел допускаемой основной погрешности счетчиков ТОР-1-50 до 20% не нормируется. ТОР-50, счетчика турбинного ТОР-50, ТОР-1-50 Устройство и принцип действия расходомеров типа «ТОР 1-50». Турбинные расходомеры, счетчики жидкости и газа. Принцип действия турбинных расходомеров и счетчиков заключается в преобразовании скорости потока жидкости и газа, проходящего через известное сечение трубопровода, в частоту вращения турбины, установленной в трубопроводе, которая, в свою очередь, преобразует ее в частоту электрических импульсов. Турбинные расходомеры с магнитно-индукционным преобразователем – Норд, МИГ, Турбоквант, Смит – получили широкое применение на оперативных и коммерческих узлах учета нефти в нефтедобывающей промышленности. Механические турбинные счетчики жидкости ТОР-50, ТОР-80 используются в групповых замерных установках. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||