Анализ эффективности методов воздействия на продуктивные пласты нефтяного месторождения на примере Кунгаксого месторождения. Группа 3Н2041
 Скачать 182.92 Kb.
|
|
узел распределения потока по сепараторам; блок сепараторов; узел предварительного отбора газа (депульсатор); выносной каплеуловитель; факел для аварийного сжигания газа; емкость-сборник. Количество ступеней и давление сепарации нефти, размещение сепарационных установок должно определяться с учетом энергетических возможностей нефтяной залежи, физико-химических характеристик свойств нефти, конечного целевого использования углеводородного сырья В систему сбора и транспорта продукции нефтяных скважин входят: 1) выкидные трубопроводы, обеспечивающие сбор продукции скважин до замерных установок; 2) нефтегазосборные трубопроводы (нефтегазопроводы, нефтепроводы), обеспечивающие сбор продукции скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти, ДНС или ЦПС; 3) нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и ДНС до ЦПС; 4) нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружений магистрального транспорта нефти; 5) газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа, КС, ЦПС, ГПЗ и собственных нужд промпредприятий; 6) газопроводы для транспортирования газа от ЦПС до сооружений магистрального транспорта газа. Для сбора конденсата на газопроводах, транспортирующих влажный нефтяной газ, должны предусматриваться конденсатосборники с размещением их в наиболее низких местах рельефа местности по трассе газопровода. Дожимные насосные станции Технологический комплекс сооружений ДНС может включать: 1) первую ступень сепарации нефти; 2) предварительный сброс воды; 3) нагрев продукции скважин; 4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС; 5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа I ступени на ЦПС, ГПЗ и др; 6) транспортирование при наличии предварительного сброса подготовленной пластовой воды в систему ППД; 7) бригадный учет нефти, газа и подготовленной пластовой воды; 8) закачку химреагентов по рекомендациям научно-исследовательских организаций. В состав ДНС могут входить следующие основные технологические и вспомогательные сооружения: блок предварительного отбора газа; блок сепарации нефти; блок насосной (с буферной емкостью); блок предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды; блок аварийных емкостей; блок замера нефти; блок замера газа; блок замера воды; блок компрессорной воздуха для питания приборов КиА; блок нагрева продукции скважин (при необходимости); блок реагентного хозяйства для закачки реагента перед первой ступенью сепарации; блок закачки ингибиторов в газопроводы и нефтепроводы; емкость дренажная подземная. На ДНС должны предусматриваться аварийные горизонтальные технологические емкости, рассчитанные на рабочее давление сепарации. Суммарный объем емкостей должен обеспечивать прием максимального объема жидкости, поступающей на ДНС в течение двух часов. Дожимные насосные станции должны проектироваться блочными, автоматизированными, заводского изготовления, как правило, без постоянного обслуживающего персонала. Сброс газа при ремонте, профилактике оборудования и аварийных ситуациях должен осуществляться на факел для аварийного сжигания газа. Факельная система для аварийного сжигания газа ДНС В факельную систему следует направлять: нефтяной газ, который не может быть принят сооружениями по подготовке к транспорту ввиду их остановки на ремонт или в аварийной ситуации; газ от продувки оборудования и трубопроводов. 4 Раздел автоматизации технологических процессов в добычи нефти и газа 4.1 Устройство и принцип действия преобразователя расхода типа МЕТРАН Преобразователь расхода типа МЕТРАН - вихреакустический преобразователь объемного расхода с ультразвуковым детектированием вихрей, предназначен для технологического и коммерческого учета расхода и объема воды и водных растворов в составе теплосчетчиков или счетчиков-расходомеров в заполненных трубопроводах систем водо- и теплоснабжения. Принцип действия преобразователя расхода типа МЕТРАН основан на ультразвуковом детектировании вихрей, образующихся в потоке жидкости при обтекании ею призмы, расположенной поперек потока. Руководство по эксплуатации содержит технические данные, описание принципа действия и устройства, а также сведения, необходимые для правильной эксплуатации расходомера электромагнитного Метран-370, изготавливаемого в соответствии с ТУ 4213-053-12580824-2006. Область примененияпреобразователя расхода типа МЕТРАН: - Черная металлургия - Машиностроение - Производство строительных материалов в обжиговых, вращающихся печах - Индукционный нагрев - Стекольная промышленность - Химическая промышленность - Производство п/проводников Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С: - при работе без охлаждения +10 … +35 - при работе с охлаждением +10 … +80 - относительная влажность, %: не более 80 Таблица 3 - Основные технические характеристики Метран
В режиме измерения давления на дисплее индикатора отображаются: - значение измеряемого давления в цифровом виде в установленных при настройке единицах измерения; - единицы измерения давления: мм рт.ст., мм вод.ст., бар, кгс/см2, кгс/м2, Па, кПа, МПа; % от диапазона изменения выходного сигнала; - предупреждения или диагностические сообщения. - Маркировка расходомера производиться на табличке по ГОСТ 12971, прикрепленной к корпусу электронного блока расходомера. Маркировка содержит следующую информацию: – товарный знак предприятия-изготовителя; – знак утверждения типа средств измерения по ПР 50.2.009; – наименование расходомера; – порядковый номер расходомера по системе нумерации предприятия-изготовителя; – месяц и год выпуска; – значение максимального расхода; – значение максимального избыточного давления; – значение максимальной температуры рабочей среды; – напряжение питания; - Шрифты и знаки, применяемые для маркировки, соответствуют требованиям ГОСТ 26.020 и конструкторской документации. - Транспортная маркировка соответствует ГОСТ 14192, требованиям поставки и содержит: Взрывозащищенность первичного измерительного прибора – датчиков давления 3095MV, 3095 FB, 3051S, 3051C, термопреобразователей сопротивления Pt 100 моделей 65, 68, 75, 78, 183, 185 – при варианте электропитания от искроопасной сети обеспечивается видом взрывозащиты «взрывонепроницаемая оболочка» по ГОСТ Р 51330.1 и выполнением их конструкции в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51330.0. Вид взрывозащиты «взрывонепроницаемая оболочка» достигается за счет конструкции взрывонепроницаемого отделения датчика давления и ТСП, параметры взрывонепроницаемых соединений которых соответствуют требованиям ГОСТ Р 51330.1. Взрывонепроницаемые оболочки датчика и ТСП выдерживают давление взрыва и исключают его передачу в окружающую взрывоопасную среду. Взрывозащищенность первичного измерительного прибора – датчиков давления 3095MV, 3051S, 3051C – при варианте электропитания от искробезопасной сети обеспечивается видом взрывозащиты «искробезопасная электрическая цепь» уровня по ГОСТ Р 51330.10 и выполнением их конструкции в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51330.0. Вид взрывозащиты «искробезопасная электрическая цепь» достигается за счет питания первичного измерительного прибора от источников питания через барьеры безопасности, имеющие выходные искробезопасные электрические цепи уровня,и ограничения параметров электрических цепей датчика давления до искробезопасных значений. Заключение Тема курсового проекта: Анализ эффективности методов воздействия на продуктивные пласты нефтяного месторождения на примере Кунгаксог оместорождения Курсовой проект содержит четыре раздела: геолого-промысловый, расчетно-технический, сбор и подготовка скважинной продукции и автоматизация технологических процессов в добычи нефти и газа. В геолого-промысловом разделе я рассмотрел общие сведения об Кунгакском месторождении, его стратиграфию, литологию и тектонику, физико- химические свойства жидкости и газа, а также текущее состояние месторождения. В расчетно-техническом разделе я рассмотрел причины снижения производительности скважин, методы воздействия на призабойную зону пласта и виды кислотных обработок. В технологической эффективности рассмотрел технологическую эффективность от проведения соляно-кислотных обработок. В расчете технологических процессов, я рассмотрел расчет дебита скважин и расчет термокислотной обработки забоя скважин. В разделе сбора и подготовки скважинной продукции, я рассмотрел основные требования к объектам обустройства нефтяных месторождений. В разделе автоматизации технологических процессов в добычи нефти и газа, я рассмотрел устройство и принцип действия преобразователя расхода типа МЕТРАН. Литература Ибрагимов Н.Г., Ишемгужин Е.И. Осложнения в нефтедобыче. – Уфа: «Монография», издание стереотипное Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока Русской плиты. – Уфа: БашНИПИнефть, издание стереотипное Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа. – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, издание стереотипное Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое оборудование: Учебное пособие. – Волгоград: Издательство «Ин-Фолио», издание стереотипное Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. – СПб.: Издательство ДЕАН, 2015 СТП 03-35-2001 Технология удаления АСПО, сульфидсодержащих осадков и неорганических солей с глубинно-насосного оборудования, ОАО АНК "Башнефть", Уфа, 2016 Рачков М.Ю., Автоматизация производства. - М.; Юрайт, 2018 Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. – М.: Альянс, 2019 |