курсовая. курсовая энгм. Группа 3Н20419 Курсовой проект

• Название: Группа 3Н20419 Курсовой проект
• Анкор: курсовая
• Дата: 07.08.2022
• Размер: 413.23 Kb.
• Имя файла: курсовая энгм.docx
• Тип: Курсовой проект; #641769
• страница: 3 из 4

+ + [8, стр 5] (4)

5 Произведем расчет технологической эффективности по трем скважинам по жидкости
, т [8, стр 5] (5)
=8,1⋅217⋅0,75=1318,3 т
=7,9⋅217⋅0,75 =1285,7 т
т
6 Производим расчет планируемой добычи жидкости
[8, стр 5] (6)


1497,8

7 Расчет дополнительной жидкости по скважинам
, [8, стр 5] (7)



8 расчет дополнительной жидкости по трем скважинам
+ + , [8, стр 5] (8)

Вывод: по результатам расчета получили дополнительную добычу нефти по трем скважинам равную 91 т и по жидкости 491,3 т.
2.3 Расчеты технологических процессов
2.3.1 Расчет термокислотной обработки

Исходные данные:

Н = 950 м - глубина пласта;

h =5 м –эффективная мощность пласта;

D =0,146 м – внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

d = 0,05 м – диаметр промывочных труб;

T = 295 К – температура на забое;

= 23 т/сут – начальный дебит;

= 5 т/сут –текущий дебит.
Решение:

1 Необходимое количество магния для повышения температуры V = 2,5 м³ кислотного раствора от 293°С до 353°С
кг [ 9, стр 162] (9)
кг
2 Процент уменьшения концентрации кислотного раствора, нейтрализующегося полностью, найдем по формуле

[9, стр 162] (10)
= 2,9%
где А – коэффициент концентрации кислоты равен 218.

3 Количество магния, необходимое для обнаружения кислотного раствора от 15 до 12%
, кг [9, стр 162] (11)

= 28,27 кг
где – начальная (15%) и остаточная (12%) концентрации кислотного раствора;

– числовые коэффициенты, равные 218 и 214.

4 Первичная концентрация , необходимая для проведения первой термохимической фазы обработки забоя скважины
% [9, стр 163] (12)
где постоянная находиться из выражения
, [9, стр 163] (13)


5 Объем прутков
, дм² [9, стр 163] (14)
3,77 дм²
6 Масса прутков

[9, стр 164] (15)

где P =1,77кг/дм³ – плотность металлического магния
7 Длина реакционного наконечника для прутков массой 24,9 кг
l= , м [9, стр 164] (16)
l=24,9/6,6=3,7 м
8 Масса при плотности 1,139 т/ товарной соляной кислоты составит
M= [9, стр 164] (17)
M=1,85⋅ 1,139=2,1 т
Количество концентрированной товарной соляной кислоты, содержащей 28% HCI, необходимой для приготовления 2,5 м³ 15%-ной и 1,5 м³ 2%-ной кислоты, найдем из соотношения
, [9, стр 165] (18)
1,85
где - значение коэффициента принимается для 15 % - ного = 1,983, а для 12 % - ного = 2,514

9 Добавить к солянокислотному раствору техническую уксусную кислоту в количестве
[9 стр 166] (19)

где b- добавка уксусной кислоты =1%;

с- концентрация товарной уксусной кислоты = 80 %;

и – объемы 15% и 12%-ного солянокислотного раствора.
10 Количество нефти, полученной за 4 месяца после обработки
[9, стр 167] (20)
.
Вывод: определил количество нефти, полученной за 4 месяца после обработки, равная 1680 т.
2.3.2 Расчет электротепловой обработки призабойной зоны скважины
Исходные данные:

N= 25 кВт- мощность электротеплового нагревателя;

=0,5 Вт/(м⋅К) – теплопроводность песчаника;

– вязкость нефти;

- содержание воды;

- радиус скважины;

50 м- радиус дренажа;

0,6 м- требуемый радиус прогрева;

0,6 м- радиус зоны с пониженной проницаемостью;

- отношение проницаемостей;

- средний дебит жидкости до обработки.
Решение:

1 Средний дебит жидкости после обработки
, [9, стр 167] (21)
=1,26
2 Определим по монограмме установившуюся забойную температуру



Рисунок 4 - Номограмма периодической электротепловой обработки

Для обводненности 5% и динамической вязкости = 5 МПа ⋅с имеем К=0,735. Далее из точки на оси абсцисс номограммы К=0,735 восставим перпендикуляр до пересечения со сплошной кривой, соответствующей мощности электродвигателя 20 кВт и диаметрускважины168 мм. Точку пересечения сносим на вертикальную ось номограммы, где находим натуральный логарифм забойной температуру ln Tз= 4,97, откуда Tз = 144,5 .

Вывод: в результате расчета по исходным данным рассчитал температуру электротепловой обработки пласта равной Tз = 144,5 .
2.4 Промышленная безопасность при удаление парафина
Для снижения последствий и недопущения чрезвычайных ситуаций необходим анализ и выявление чрезвычайных потенциальных ситуаций. Для этого на предприятии принимают следующие меры:

- Контроль и прогнозирование опасных природных явлений и негативных последствий хозяйственной деятельности людей;

- Оповещение работников и органов управления предприятия об опасности возникновения чрезвычайных ситуаций;

-Планирование действий по предупреждению чрезвычайных ситуаций и ликвидации их последствий;

- Обучение работников к действиям в чрезвычайных ситуациях и поддержание в готовности средств защиты.

Все виды перечисленных профилактических мероприятий выполняются заблаговременно, чтобы обеспечить более надежную защиту населения и территории.

Помимо выше перечисленного каждый цех на месторождении имеет на рабочих местах план ликвидации и локализации возможных аварий, где указаны исполняющие лица, и их оперативные действия при возможной аварии, а также медицинскую аптечку на случай аварийных или экстренных ситуаций.

Основной порядок действий состоит из следующих операций:

- Персонал находится в распоряжении ответственного руководителя и выполняет все его задания;

- Отсечение поврежденного участка, согласно мероприятиям;

- Основные работы по устранению нарушения;

- Определении ответственным руководителем порядка осмотра и дальнейшего запуска технологического оборудования, трубопроводов, скважин, электрооборудования, вентиляции, с целью установления полного соответствия их требованиям пожарной и производственной безопасности;

- Ежедневный осмотр агрегатов, механизмов необходимо проводить с целью исключения возникновения аварий.

При обслуживании агрегатов и проведении работ по борьбе с отложениями парафина возможны следующие опасные и вредные производственные факторы:

- недостаточная освещенность рабочей зоны;

- повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

- повышенный уровень шума;

- повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

- высокое давление рабочей среды в коммуникациях и оборудовании;

- взрывопожароопасность производственного процесса.

Для осуществления технологического процесса в качестве технических средств предварительной очистки НКТ от парафина вводится ингибитор в добывающую скважину. Но прежде в лаборатории проводится анализ соответствия ингибитора норме. При работе в химико-аналитической лаборатории на лаборанта химического анализа возможно воздействие опасных и вредных производственных факторов:

- химические ожоги при попадании на кожу или в глаза едких химических веществ;

- термические ожоги при нагревании химических веществ;

- отравление парами и газами токсичных химических веществ;

- возникновение пожара при обращении с легковоспламеняющимися и горючими жидкостями.

Промышленная безопасность при ППУ:

- К работам машиниста паровой передвижной установки допускаются лица мужского пола не моложе 18 лет после обучения в специализированных центрах, имеющие квалификационное удостоверение по данной специальности, прошедшие предварительное медицинское обследование и не имеющие противопоказаний к выполнению указанной работы.

- Предварительные и периодические медицинские обследования работников, выполняющих работы с опасными и вредными производственными факторами, проводятся медицинскими организациями, имеющими лицензию на указанный вид деятельности.

- Допуск к самостоятельной работе оформляется распоряжением по предприятию или структурному подразделению.

- Каждый работник должен знать места расположения средств спасения, сигналы аварийного оповещения, правила поведения при авариях, правила оказания доврачебной помощи пострадавшим.

3 Раздел сбора и подготовки скважинной продукции
3.1 Причины и методы борьбы с отложениями парафинов в трубопроводах систем сбора
Нефтепроводы могут засоряться по следующим причинам:

- вследствие осаждения твердых частиц, выносимых из скважины вместе с нефтью при недостаточной скорости потока;

- вследствие выпадения кристаллов парафина и солей и создания твердых осадков, трудно поддающихся разрушению;

- вследствие образования окалины при коррозии трубопроводов, особенно трубопроводов, транспортирующих пластовые воды.

При сборе и транспортировании парафинистых нефтей на пло­щадях месторождений особые осложнения вызывают выпадение и отложение парафинов, имеющих состав от С₁₇Н₃₆ до С₃₆Н₇₄.

На образование парафиновых отложений на стенках труб оказывают влияние:

- состояние поверхности трубы, соприкасающейся с нефтью (шероховатая, гладкая, полированная). Шероховатые стенки труб способствуют отложению парафина, так как шероховатость при развитом турбулентном режиме движения интенсифицирует пере­вешивание потока, а, следовательно, и выделение газа и парафина из нефти непосредственно у стенок труб;

- способность нефти растворять парафины. Практикой установ­лено, что чем тяжелее нефть, тем хуже она растворяет парафин и тем, следовательно, интенсивнее будут выпадать из такой нефти парафины и отлагаться на стенках труб;

- концентрация парафиновых соединений в нефти. Чем выше эта концентрация, тем интенсивнее будут отложения при всех прочих равных условиях;

- Темп снижения давления в потоке нефти. Чем больше перепад давления, тем интенсивнее происходит образование и выделение из нефти новой фазы – газа, сопровождающейся понижением температуры нефтегазового потока. Кроме того, разгазирование нефти влечет за собой выделение легких фракций, являющихся наилучшим растворителем парафиновых соединений;

- Скорость нефтегазового потока. Чем ниже скорость потока, т. е. чем меньше дебит скважин, тем интенсивнее отлагается пара­фин, и наоборот.

Методы борьбы с отложениями парафина:

- Применение высоконапорной гермети­зированной системы сбора нефти и газа (снижает разгазирование нефти и предотвращает выпадение и отложение па­рафина).

- Использование паропередвижных установок (ППУ), высо­котемпературный пар которых направляется в запарафиненные трубы. Под действием высокой температуры отложившийся пара­фин плавится и затем удаляется из трубопроводов.

- Покрытие внутренней поверхности трубопроводов различ­ными лаками, эпоксидными смолами и стеклопластиками, снижающими шероховатость труб и делающими поверхности этих труб гидрофильными.

- Применение поверхностно-активных веществ (ПАВ), подаваемых на забои или устья скважин в поток обводненной нефти. Подача ПАВ в продукцию обводненных скважин полностью предотвращает об­разование нефтяной эмульсии, в результате чего стенки выкидных линий и сборных коллекторов контактируют не с нефтью, способ­ствующей адгезии (прилипанию) твердых частиц парафина, а с пластовой водой, предотвращающей отложения парафина. Применение теплоизоляции, способствующей сохранению высокой температуры нефти, которая одновременно являлась бы также и противокоррозионным покрытием.

- Применение резиновых шаров (торпед), периодически вводимых (по мере накопления парафина) в выкидные линии у устьев скважин и извлекаемых на групповых замерных установках.

Резиновые шары счищают отложения парафина со стенок выкидных линий и проталкивают их в приемную камеру, из которой они направляются по перепускной линии в емкость для хранения шаров, откуда их затем извлекают.