курсовая нгпо. Геологопромысловый раздел

• Название: Геологопромысловый раздел
• Анкор: курсовая нгпо
• Дата: 17.04.2023
• Размер: 0.68 Mb.
• Имя файла: Kursovaya_Gilimkhanov.docx
• Тип: Документы; #1067393
• страница: 3 из 4

= + + [6, стр 11] (4)
=168,02 + 167,29 + 168,2 = 503,51 т
5 Произведем расчет технологической эффективности по трем скважинам по жидкости
= [6, стр 11] (5)
= 8,1 ∙ 221 ∙ 0,76 = 1360,47 т
= 7,9 ∙ 221 ∙ 0,76 = 1326,88 т

= 2,5 ∙221 ∙ 0,76 = 419,9 т
6 Производим расчёт планируемой добычи жидкости
= + + Т ∙ , т [6, стр 11] (6)
= 1360,47 + + 221 ∙ 0,76 = 1493,31 т
= 1326,88 + + 221 ∙ 0,76 = 1460,59 т
= 419,9 + + 221 ∙ 0,76 = 588,27 т
7 Расчет дополнительной жидкости по скважинам
= - , т [6, стр 12] (7)
= 1986,22 – 1360,47 = 625,75 т
= 1897,54 – 1326,88 = 570,66 т
= 588,27 – 419,9 =168,37 т
8 Расчет дополнительной жидкости по трем скважинам
= = 625,75 + 570,75 + 168,37 =1364,87т
По результатам расчета получили дополнительную добычу нефти по трем скважинам равную 503,51 т и по жидкости 1364,87 т
2.3 Расчеты технологических процессов
2.3.1 Расчет оптимального, допускаемого и предельного давлений на приеме ПЦЭН
Оценку оптимального давления на приеме можно выполнить по следующим формулам:

при
[2, стр 217] (9)
при
[2, стр 217] (10)
Для оценки допускаемого давления на приеме ПЦЭН можно использовать следующие формулы:

при
[2, стр 217] (11)
при
[2, стр 217] (12)
Предельное давление на приеме во всей области можно рассчитать по следующей зависимости:

[2, стр 218] (13)
Задача 1
Рассчитать оптимальное, допускаемое и предельное давление на приеме ПЦЭН

Исходные данные:














Решение



Таким образом, вязкость дегазированной нефти при


Оптимальное давление на приеме

Допускаемое давление на приеме
=
Предельное давление на приеме
Мпа
Таким образом, известны соответствующие давления на приеме, которые должны использоваться при подборе УПЦЭН.
2.3.2 Расчет дебита
Общее уравнение притока жидкости в скважину имеет вид:
[2, стр 68] (14)
При n=1 выражение (14) записывается так:
[2, стр 68] (15)
Дебит несовершенной скважины в условиях плоскорадиального притока в соответствии с формулой Дюпюи:
[2, стр 69] (16)
Из сопоставления (15) и (16) получаем:
[2, стр 69] (17)
В соответствии с 243 дебит скважины в стандартных условиях, замеряемый в т/сут, можно рассчитать по следующей формуле:
[2, стр 69] (18)
Задача 2
Вычислить дебит нефтяной скважины при забойном давлении, равном давлению насыщения










Решение



Таким образом, давление насыщения при

Рассчитываем дебит скважины

Расчетный дебит скважины в стандартных условиях составляет 295,3 т/сут
2.4 Промышленная безопасность при эксплуатации УЭЦН
Все работы по монтажу, демонтажу и эксплуатации установок погружных центробежных насосов необходимо выполнять в строгом соответствии с Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, Правилами технической эксплуатации электроустановок, Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок и требованиями инструкций.

Специальные требования по безопасному ведению работ предусматривают выполнение следующих правил.

1. 
   Проверку надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, осуществлять только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями.
   
2. 
   Корпуса трансформатора (автотрансформатора) и станции управления, а также броня кабеля должны быть заземлены.
   
3. 
   Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети 380 В.
   
4. 
   Установка включается и выключается нажатием на кнопки "Пуск" и "Стоп" или поворотом пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управления, персоналом, имеющим квалификацию I группы и прошедшим специальный инструктаж.
   
5. 
   Работы по монтажу, проверке, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и релейных аппаратов в станции управления, а также переключение ответвлений в трансформаторах (автотрансформаторах) необходимо проводить только при выключенной установке, выключенном блоке "рубильник-предохранитель", со снятыми предохранителями двумя лицами с квалификацией одного из них не ниже III группы.
   
6. 
   Кабель от станций управления до устья скважины прокладывается на специальных опорах на расстоянии не менее 400 мм от поверхности земли.
   
7. 
   Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках.
   
8. 
   Сопротивление изоляции установки измеряется мегомметром напряжением до 1000В.
   
9. 
   Менять блок "рубильник-предохранитель" и ремонтировать его непосредственно на станции управления можно только при отключении напряжения сети 380В от станции управления (отключение осуществляется персоналом квалификации не ниже III группы на трансформаторной подстанции 6/0,4 кВ).
   
10. 
    При соединении узлов погружного агрегата запрещается держать руками шлицевую муфту.
    
11. 
    Устье скважины оборудуется в соответствии с требованиями. Проходное отверстие для силового кабеля должно иметь герметичное уплотнение.
    
12. 
    Разрабатываемые установки погружных электронасосов необходимо оснащать датчиками для получения информации на станции управления о -давлении на приеме насоса и температуре масла в электродвигателе.
    
13. 
    Кабельный ролик должен подвешиваться на кронштейне при помощи цепи или на специальной канатной подвеске.
    
14. 
    При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.
    
15. 
    Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с.
    
16. 
    Намотка и размотка кабеля на барабан должны быть механизированы. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами.
    
17. 
    При ремонте скважины барабан с кабелем следует устанавливать так, чтобы барабан, кабельный ролик и устье скважины находились в одной вертикальной плоскости.
    
18. 
    Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.
    
19. 
    Устье скважины, эксплуатирующейся насосами, должно быть оборудовано сальниковым устройством.
    
20. 
    Системы замера дебита скважины, пуска, остановки и показания нагрузки электродвигателя должны иметь выход на диспетчерский пункт нефтепромысла.
    
21. 
    Погружной агрегат на устье скважины следует собирать с применением специальных хомутов.
    
22. 
    При спуске и подъеме погружного агрегата на устьевом фланце скважины следует устанавливать приспособление, предохраняющее кабель от повреждения.
    

Противопожарные мероприятия

Ответственность за пожарную безопасность, своевременное выполнение противопожарных мероприятий и исправное содержание средств пожаротушения возложена на мастеров бригады, а также инженерно-технических работников подразделения. Лица, ответственные за пожарную безопасность, обязаны знать соответствующие правила и ежегодно проводить проверку знаний и каждый квартал проводить инструктажи в бригадах и требовать строгого выполнения их всеми работниками.

Все производственные, подсобные, бытовые объекты должны иметь хорошие подъезды, располагаться на определенном расстоянии от складов горючих материалов и" должен иметь противопожарное оборудование.

Бригада должна быть обеспечена химическими огнетушителями (пенными и углекислотными ОХП-10, ОП-50, ОУ-2, У-5), ящиком с песком 0,5 м , кошмой, бочками с водой - 250 литров и комплектом инструмента (лопаты - 2 шт, ломы - 2 шт, багры - 2 шт, топор - 1 шт), ведрами. В радиусе 50м вокруг скважины должна быть выкошена трава, территория очищена от валежника и листьев.

Запрещается: хранить бензин и другие легковоспламеняющиеся материалы, а также кислоты в стеклянной посуде в вагончиках, где размещаются люди; загромождать проходы и подъезды к зданиям, источникам воды, средствам пожаротушения; курить и применять открытый огонь в хранилищах ГСМ, гаражах; хранить горючие жидкости в открытой посуде и в стеклянной таре, а также держать их запас в производственных помещениях в количествах, превышающих сменную потребность; мыть детали керосином и бензином в неприспособленных для этого помещениях; применять воду для тушения горячих жидких углеводородов при наличии в помещении карбида кальция.

Обтирочные материалы следует хранить в закрытых металлических ящиках. Использованные материалы по окончании работы должны быть убраны в безопасное место или уничтожены.

На рабочих местах должны быть вывешены: схема оповещения при пожаре с номерами пожарной части и диспетчерской службой, инструкции плакаты, предупредительные надписи по технике безопасности. На каждом объекте должен быть журнал замечаний по технике безопасности, куда заносятся результаты проверки состояния техники безопасности руководителями работ или лицами, отвечающими за безопасность работ. Лица, виновные в нарушении правил по технике безопасности несут дисциплинарное или уголовное наказание

3 Раздел сбора и подготовки скважинной продукции
3.1 Разрушения нефтяных эмульсий. Барбатирование
Эмульсии представляют собой дисперсные системы из двух жид­костей, не растворимых или малорастворимых друг в друге, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капелек (глобул). Нефтяные эмульсии бывают двух типов: «нефть в воде» (гид­рофильная) и «вода в нефти» (гидрофобная). Цвет эмульсии — отжелтого до темно-коричневого, консистенция — от сметано- до мазеподобной. Вязкость нефтяных эмульсий возрастает с увеличени­ем содержания воды (до 60—80%), а затем падает.

Условно можно выделить 4 группы методов разрушения нефтяных эмульсий:

-механические

-химические

-электрические

-термические

Механический способ, малоэффективен (гравитационный отстой), несколько лучше использование центробежной силы, т.е. центрифугирование нефти- за счет разности плотностей нефти и воды, чем больше эта разность и размеры водяных капель и чем меньше вязкость среды, тем лучше расслоение. При отстое одновременно удаляется основная масса механических примесей-песка, глины.

Химический способ разрушения эмульсий применяют сейчас все чаще. Используемые для этого вещества — деэмульгаторы вытес­няют действующий эмульгатор, либо растворяют его, благодаря чему эмульсия разрушается. В последнее время наиболее широко применяют деэмульгаторы типа неионогенных поверхностно-ак­тивных веществ (на основе окисей этилена и пропилена), которые способствуют образованию эмульсий, противоположных по типу разрушаемым. При соприкосновении таких эмульсий их эмульгирующая способность парализуется, и эмульсия расслаивается.

Электрический способ нашел применение на промыслах и осо­бенно на нефтеперерабатывающих заводах. Сущность его заклю­чается в том, что под действием на эмульсию электрического поля, созданного высоким напряжением переменного тока, пленка раз­рывается и эмульсия разрушается.

Термический способ разрушения нефтяных эмульсий основан на применении тепла. При нагревании эмульсии пленка эмульгатора расширяется и разрушается, а капельки жидкости сливаются друг с другом. Внизу отстаивается вода, наверху — нефть. Обычно от­стаивают и нагревают нефть в резервуарах-отстойниках при тем­пературе до 70°С. Но встречаются эмульсии, которые не разруша­ются даже при 120°С. В этом случае прибегают к другим методам разрушения эмульсии или проводят процесс при более высоких температурах и с большей герметизацией во избежание потерь лег­ких фракций.

Барботивание- это процесс пропускания газа или пара через слой жидкости. Газ продавливается через слой жидкости с помощью труб с мелкими отверстиями (3-6 мм), называемых барботёрами, ситчатых или колпачковых тарелок абсорберов и ректификационных колонн. При барботировании создаётся большая межфазная поверхность на границе жидкость — газ, что способствует интенсификации тепло- и массообменных процессов, а также более полному химическому взаимодействию газов с жидкостями.

Очень широко применяется во многих отраслях народного хозяйства:

-водоподготовка и очистка сточных вод;

-перемешивание, подогрев или другие технологические обработки расплава или раствора для химически агрессивных сред выгоднее, чем механические перемешиватели;

-смешивание растворителя с газом;

-другие процессы абсорбции, ректификации, флотации.

Сущность этого метода деэмульсации сводится к следующему. При движении эмульсии по нефтесборным системам, а также в оборудовании установок подготовки нефти и воды происходит постепенное снижение давления, приводящее к непрерывному зарождению, коалесценции, а затем расширению пузырьков газа, выделяющихся из нефти.

Как видно из схемы рисунка 3, а, зарождающиеся в капле нефти пузырьки газа могут иметь раличные располоения и форму, которые зависят в основном от темпа падения давления и температуры в системе, количество растворенного газа в нефти и степени ее перемешивания. При снижении давления расширяющиеся пузырьки газа 4 в капле нефти 2 начинают сближаться друг с другом и коалесцировать, постепенно увеличивая объем этой капли нефти.

Капельки воды, заключенные в капле нефти, в объеме практически не изменяются, поскольку газа в них содержится ничтожно мало.

На рис. 4 условно показано пять положений (I, II и т. д) поднимающиеся через водяную подушку нефтяной капли. Положение I – это момент отрыва нефтяной капли от отверствия распредилительного коллектора. В положении капли II показано расширение пузырьков газа 4 и за счет этого увеличение объемв самой капли нефти 2. Положение III – это полное слияние пузырьков газа 4 и образование единого пузыря 6. Как видно из схемы, в этом положении капля нефти превращается в пленку нефти 5, в которой находятся капельки воды 3, оттеняемые пузырем газа 6 все ближе к водяной подушке. В положении IV показан момент полного вытеснения капель воды за пределы нефтяной пленки 5 и контакт броней 7 этих капель с ПАВ, находящимися в водяной подушке.

В результате контакта ПАВ с броней она разрушается, и капельки воды, соединяясь с основной массой воды, выпадают в дренаж.

Далее нефтяная пленка вместе с пузырем газа поднимается за счет сил гравитации вверх и входит в контакт с основной массой нефти 8.

В положении V показан момент вхождения пузыря 6 в слой нефти 8 и слиние нефтяной пленки 5 с основной массой нефти.