Курсовой проект по дисциплине Осложнения в нефтедобыче

• Название: Курсовой проект по дисциплине Осложнения в нефтедобыче
• Дата: 22.03.2022
• Размер: 324.84 Kb.
• Имя файла: Sukhinin_D_M_15-12_KP_ODN_25_03_19.docx
• Тип: Курсовой проект; #409052
• страница: 4 из 4

=1872-1596,9=275,1 м;

6. При каком газосодержании на входе в насос давление не превышает предельно допустимого на приеме насоса вычислим по формуле (3.2.6):

Мпа;

7. Определим глубину подвески насоса по формуле (3.2.7):

м;

8. Температуру пластовой жидкости на приеме насоса вычислим по формуле (3.2.8):

T=37-(1872-1235,3) 0,02=24,3 ^oC;

9. При давлении на входе в насос определим объемный коэффициент жидкости по формуле (3.2.9):

;

10. На входе в насос вычислим дебит жидкости по формуле (3.2.10):

;

11. На входе в насос найдем объемное количество свободного газа по формуле (3.2.11):

;

12. на входе в насос вычислим газосодержание по формуле (3.2.12):

;

13. На входе в насос рассчитаем расход газа по формуле (3.2.13):

;

14. На входе в насос вычисляем приведенную скорость газа в сечении обсадной колонны по формуле (3.2.14):

С= ;

15. На входе в насос находим истинное газосодержание по формуле (3.2.15):

;

16. Далее вычислим перепад давления на участке «забой - прием насоса» по формуле (3.2.16):

МПа;

17. Далее определим перепад давления на участке «нагнетание насоса — устье скважины» по формуле (3.2.17):

МПа;

18. Вычислим истинное буферное газосодержание по формуле (3.2.18):

;

19. Определим буферное газосодержание по формуле (3.2.19):

;

20. На входе в насос вычислим объемное количество газа по формуле (3.2.20):

42,7 ;

21. При буферном давлении найдем объемный коэффициент жидкости по формуле (3.2.21):

;

22. Найдем потребное давления насоса по формуле (3.2.22):

P=759,6 МПа

23. Вычислим потери давления на трение по формуле (3.2.23):

МПа

24. Определим коэффициент гидравлического сопротивления по формуле (3.2.24):

λ =

25. Число Рейнольдса найдем по формуле (3.2.25):

Re=

26. Среднюю скорость потока вычислим по формуле (3.2.26):

м/с.

27. Требуемый напор найдем по формуле (3.2.27):

м.

В соответствии с вычисленными величинами необходимого напора (1235 м), дебита (19,1 м³/сут), геометрических размеров выберем насос ЭЦН5-20-1300.

Таблица 3.2.2 – Основные параметры погружного насоса ЭЦН5-20-1300

Обозначение насоса	Напор, м	Подача, м3/сут	Количество ступеней, шт	Количество секций, шт	КПД, %	Потребляемая мощность, кВт
ЭЦН5-20-1300	1000-2000	20	220 — 447	2-3	51,5	18 — 36

28. При работе на водогазонефтяной смеси относительно «водяной» характеристики найдем коэффициент изменения подачи по формуле (3.2.28):



29. Из-за влияния вязкости вычислим коэффициент изменения КПД насоса по формуле (3.2.29):



30. На входе в насос найдем коэффициент сепарации газа по формуле (3.2.30):



31. На входе в насос найдем относительную подачу жидкости по формуле (3.2.31):

q=

32. На входе в насос вычислим относительную подачу в соответствующей точке водяной характеристики насоса (3.2.32):



33. На приеме насоса найдем газосодержание с учетом газосепарации по формуле (3.2.33):

0,021.

34. Из-за влияния вязкости найдем коэффициент изменения напора насоса по формуле (3.2.34):



35. С учетом влияния газа вычислим коэффициент изменения напора насоса по формуле (3.2.35):



36. Для этого определим коэффициент А по формуле (3.2.36):

А=

37. При оптимальном режиме найдем напор насоса на воде по формуле (3.2.37):

м.

38. Число ступеней, необходимое насосу вычислим по формуле (3.2.38):



39. С учетом режима работы, свободного газа и влияния вязкости определим КПД насоса по формуле (3.2.39):

=0,786 =0,399.

40. Далее найдем мощность насоса по формуле (3.2.40):

.

41. Мощность погружного электродвигателя (3.2.41):



Подберем погружной электродвигатель согласно мощности ПЭД, который потребляется в ходе добычи и размерам обсадной колонны: согласно требуемым условиям подойдет ПЭД12-117.

Таблица 3.2.3 - Технические характеристики ПЭД12-117

Тип

э/двигателя

Ном-ное напряжение,

В

Ном-ная мощность, кВт

Минимальный диаметр скважины, мм

КПД, %

Номинальный ток, А

ПЭД12-117

1000

12

123,7

85

26

Таблица 3.2.4 - Показатели работы скважины до и после ремонта
Параметр

Значение до ремонта

Значение после ремонта

Единица измерения

Глубина спуска насоса,

1442

1235

м

Диаметр ПЭД,

0,117

0,117

м

Давление на приеме насоса,

7,155

7,155

МПа

Динамический уровень,

789

275

м

Насос

ЭЦН-20

ЭЦН5-20-1300

-

Согласно таблице 3.2.4, видно, что после ремонтных работ давление на приеме насоса никак не изменилось, а глубина спуска насоса уменьшилась на 207 метров.

Подводя итоги по выбору электроцентробежного насоса, подчеркнем, то, что согласно вычислениям для данных условий был подобран ЭЦН5-20-1300, с подачей 20 м³/сут, напором равной 1300 метрам. Для этого насоса был выбран погружной электродвигатель ПЭД12-117 номинальной мощностью 12 кВт.
ВЫВОДЫ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПРИМЕНЕНИЯ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРОМЫСЛОВОГО ОБЪЕКТА

Отталкиваясь от анализа научно-технической литературы, установлено, то, что есть огромное число разновидностей коррозии ГНО, условия, которые стимулируют коррозионные процессы, а кроме того технологии защиты от коррозии. Проблема коррозии ГНО все время существовала и в достаточной мере актуальна в нефтяной промышленности. По этой причине создание и усовершенствование способов защиты от коррозионных процессов является весьма важным.

Согласно проведенному анализу, выяснилось, то, что минерализация пластовой воды является одним из ключевых фактором, вызывающим коррозию ГНО. Согласно анализируемой площади выявлено, то, что по причине коррозии из строя выходит существенная доля фонда скважин. Исследование эффективности используемых технологий защиты на Западно-Лениногорской площади выявил, то, что наиболее эффективной технологией защиты является ингибиторная обработка. Она продемонстрировала отличные результаты по увеличению МРП, удельной стоимости внедрения этой защиты, а также продолжительности внедрения технологии. С целью защиты внутрискважинного оборудования на Западно-Лениногорской площади обширное использование нашли ингибиторы коррозии, такие как НАПОР – 1012, НАПОР – 1014 и СНПХ - 6201А.

За 2017 год дополнительная добыча нефти составила 18,67 тонн нефти за счет внедрения технологий защиты от коррозии.


Список литературы

1. Фархутдинова А.Р. Составы ингибиторов коррозии для различных сред [Текст] / А.Р. Фархутдинова, Мукатдисов Н.И, Елпидинский А.А, Гречухина А.А.- 2013 –С. 272 – 276.

2. Кузнецов Ю.И. Органические ингибиторы атмосферной коррозии металлов [Текст] / Ю.И. Кузнецов // Вестник ТГУ. - 2013. -№5 –С. 2126-2129.

3. Ахияров Р.Ж. Применение магнитогидродинамической обработки для повышения эффективности ингибиторов коррозии в водных растворах солей [Текст] / Р.Ж.Ахияров, Д.А. Гоголев, А.Б. Лаптев, Д.Е. Бугай // Башкирский химический журнал. - 2006. -№4 –С. 16-17.

4. Рахматуллина Ж.Ф. Технология производства ингибиторов коррозии для нефтяной отрасли [Текст] / Ж.Ф. Рахматуллина, А.Г. Рахимкулов, А.С. Евдокимова, М.М. Муратов, Ф.Т. Рахматуллина // Башкирский химический журнал. - 2006. -№3 –С. 57-59.

5. Загидуллин Р.Н. Разработка процесса получения новых ингибиторов кислотной коррозии [Текст] / Р.Н. Загидуллин, Т.Г. Дмитриева, С.Н. Загидуллин, В.А. Идрисова // Башкирский химический журнал. - 2012. -№2 –С. 31-35.

6. Чернявина В.В. Изучение защитных свойств новых ингибиторов углекислотной коррозии Ст3 в модельных минерализованных средах [Текст] / В.В. Чернявина, О.А. Иващенко // Вестник ТГУ. - 2013. -№5 –С. 2338-2341.

7. Степин С.Н. Применение фосфорсодержащих комплексонов и комплексонатов в качестве ингибиторов коррозии металлов [Текст] / В.В. Чернявина, О.П. Кузнецова, А.В. Вахин, Б.И. Хабибрахманов. - 2012 –С. 88-98.

8. Рязанов А.В. Защитная эффективность и бактерицидные свойства ингибиторов коррозии типа АМДОР [Текст] / А.В. Рязанов. - 2004.

9. Нащекина Я.Р. Амдор ИК-7 как ингибитор сероводородной и углекислотной коррозии углеродистой стали [Текст] / Я.Р. Нащекина, Л.Е. Цыганкова // Вестник ТГУ. - 2004. -№4 –С. 438-443.

10. Иванищенков С.С. Ингибитор АМДОР ИК-6 как замедлитель углекислотной коррозии стали Ст3 [Текст] / С.С. Иванищенков, Л.Е. Цыанкова, А.В. Мажоров // Вестник ТГУ. - 2004. -№2 –С. 197-199.

11. Фахретдинов П.С. Новые имидазолиниевые соединения на основе оксиэтилированных алкилфенолов-ингибиторы кислотной коррозии [Текст] / П.С. Фахретдинов, И.Ю. Голубев, Р.Ф. Хамидуллин, Г.В. Романов. - 2010 –С. 280-287.

12. Ушаков Г.В. Результаты эксплуатационных испытаний работы водооборотного цикла промышленного предприятия в беспродувочном режиме с применением цинк-бихромат-фосфорного ингибитора коррозии и отложений солей жесткости [Текст] / Г.В. Ушаков, Г.А. Солодов // Известия Томского политехнического университета. 2007. -№2 –С. 144-148.

13. Даминев Р.Р. Разработка и исследование свойств ингибитора коррозии–бактерицида на основе композиции диэтилдихлорпропениламонннийхлорида и борной кислоты [Текст] / Р.Р. Даминев, А.А. Исламутдинова, И.В. Гайдукова // Башкирский химический журнал. - 2011. -№3 –С. 147-151.

14. Редькина Г.В. Ингибирование коррозии низкоуглеродистой стали в пластовой воде композициями на основе фосфонатов [Текст] / Г.В. Редькина, Ю.И. Кузнецов, Л.В. Фролова, А.А. Чиркунов // Вестник ТГУ. - 2013. -№5 –С. 2313-2316.

15. Старшов М.И. Оценка эффективности ингибиторов коррозии в горячей сточной воде [Текст] / М.И. Старшов, О.И. Закомолдин, Н.Р. Каюмова, Ф.Ш. Шакиров, И.Р. Шакирова, С.М. Кадысев. - 2011 –С. 41-44.

16. Ляшенко А.В. Опыт защиты от коррозии скважин при добыче углеводородной продукции с высоким содержанием сероводорода и диоксида углерода [Текст] / А.В. Ляшев, Р.А. Жирнов, Д.В. Изюмченко // ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ. - 2013. -№4 –С. 28-35.

17. Есина М.Н. Исследование эффективности ингибиторов коррозии серии «ИНКОРГАЗ» в модельной пластовой воде М1 [Текст] / М.Н. Есина, Л.Е. Цыганкова, С.В. Плотников, Н.М. Кудрявцева // Вестник ТГУ. - 2014. -№1 –С. 161-168.

18. Фоменко О.А. Влияние ингибиторов на скорость коррозии стали в имитате пластовой воды [Текст] / О.А. Фоменко, О.В. Комаров // Вестник ТГУ. - 2009. -№1 –С. 102-105.

19. Цыганкова Л.Е. Защитные свойства ряда ингибиторов сероводородной и углекислотной коррозии стали [Текст] / Л.Е. Цыганкова, О.А. Фоменко, О.В. Комарова, А.С. Омер // Вестник ТГТУ. - 2008. -№2 –С. 353-363.

20. Плотников М.Д. Антикоррозионная защита малоуглеродистой стали ингибиторами серии ФЛЭК [Текст] / М.Д. Плотников, М.И. Пантелеев, А.Б. Шеин // Вестник ТГУ. - 2013. -№5 –С. 2309-2113.

21. Петров И.В. АМИК-1 как ингибитор углекислотной и сероводородной коррозии стали [Текст] / И.В. Петров, Л.Е. Цыганкова // Вестник ТГУ. - 2002. -№2 –С. 282-285.

22. Цыганкова Л.Е. АМИК-2 как ингибитор коррозии стали Ст3 в углекислотных и сероводородных средах [Текст] / Л.Е. Цыганкова, А.В. Можаров, С.С. Иванищенков, Е.С. Косьяненко // Вестник ТГУ. - 2002. -№2 –С. 286-290.

23. Эшмаматов Н.Б. Синтез и физико-химическое исследование олигомерных ингибиторов коррозии [Текст] / Н.Б. Эшмаматов // Приволжский научный вестник. - 2013. -№8 –С. 8-12.

24. Фазуллин Д.Д. Исследование свойств концентрата отработанной эмульсии «ИНКАМ-1» в качестве ингибитора коррозии [Текст] / Д.Д. Фазуллин, Г.В. Маврин, И.Г. Шайхиев // Вестник технологического университета. - 2015. -№15 –С. 69-71.

25. Камзина Ю.Н. Водорастворимые ингибиторы коррозии для защиты нефтепромыслового оборудования на основе пиридина и его производных [Текст] / Ю.Н. Камзина. - 2005.

26. Васюков С.И. Ингибитор коррозии для защиты нефтепромыслового оборудования на основе коксохимического сырья [Текст] / С.И. Васюков. - 2002.

27. Муравьева С.А. Исследование и разработка ингибитора сероводородной коррозии для защиты внутренних поверхностей трубопроводов и оборудования [Текст] / С.А. Муравьева. - 2002.

28. Айманов Р.Д. Разработка и защитные свойства ингибиторов сероводородной и углекислотной коррозии стали на основе азот-, фосфорсодержащих соединений [Текст] / Р.Д. Айманов. - 2009.

29. Скворцов Е.А. Разработка и исследование комбинированных ингибиторов кислотной коррозии и наводороживания сталей на основе отходов производства полиамидов [Текст] / Е.А. Скворцов. - 2001.

30. Гильмутдинов Б.Р. Технология использования вспененных ингибирующих композиций в условиях солеотложения и коррозии при добыче нефти [Текст] / Б.Р. Гильмутдинов. – 2010.

31. Рахматуллина, Ж.Ф. Синтез производных на основе карбамида и побочных продуктов производства бутиловых спиртов и разработка ингибиторов коррозии на их основе [Текст] / Ж.Ф. Рахматуллина. – 2010.

32. Рахимкулов Р.А. Разработка технологии производства ингибиторов коррозии на основе альдегидов и аминов [Текст] / Р.А. Рахимкулов. – 2005.

33. Мищенко, И.Т. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи [Текст] / И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный // Учеб. пособие для вузов.– М.: Недра,1984–272с.

34. РД 153-39.0-933-15. Организация ингибиторной защиты трубопроводов и нефтепромыслового оборудования. Лениногорск, НГДУ «Лениногорскнефть», 2017, С. 14-17.

35. Шакиров И.Г. Геологический отчет по Западно-Лениногорской площади за 2017 год. – 2018. – Лениногорск. – 16с.

36. Гуськова И.А., Хаярова Д.Р. Осложнения в нефтедобыче: Методические указания по выполнению курсового проекта по дисциплине «Осложнения в нефтедобыче» для бакалавров направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело» профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» всех форм обучения. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2015. – 35с.

37. Данные КИС АРМИТС.

38. ТатНИПИнефть. Проект разработки горизонта Д1 Западно-Лениногорской площади Ромашкинского нефтяного месторождения. – 2007. – Бугульма. – 26с.