Рамки теории Кириллов. Введение Казахстан крупная нефтяная держава
 Скачать 276.5 Kb.
|
 Введение Казахстан – крупная нефтяная держава. По геологическим запасам он занимает второе место в СНГ (на первом Российская Федерация) и десятое место в мире. Однако из 164 открытых месторождений углеводородного сырья в разработке находятся только 58. При эффективной эксплуатации всех месторождений Казахстан по своему нефтяному потенциалу достигнет Ирака, Кувейта, Ливии, Объединенных Арабских Эмиратов, которые считаются крупнейшими нефтеэкспортирующими странами. Большая часть Актюбинской области располагается в пределах восточного борта Прикаспийской впадины, где поисково-разведочные работы на нефть имеют более чем 70 летнюю историю. Первые нефтяные месторождения в надсолевом комплексе отложений Шубар-Кудук и Джаксымай были открыты соответственно в 1931 и 1933 годах. Развитие полевой геофизики и рост технической оснащённости бурения позволили в 60-е годы развернуть детальное изучение геологического состояния этого района, перспективная площадь в отношении нефтегазоносности составляет более 100 тыс. кв. км. Настоящей нефтяной академией стало освоение- первого подсолевого комплекса – Жанажольского месторождения, открытого в 1978 году в Актюбинской области и введенного в эксплуатацию в 1983 году. Это первое месторождение с содержанием сероводорода и углекислого газа до 6% объёмных каждого, парафина до10%, с большим газовым фактором. Геологоразведчиками открываются все новые и новые месторождения нефти и газа. Только в 1995 году АО «Акбота» проводилась разведка на площадях Айтыртау, мырзалы, восточный, кемерколь, было открыто месторождение нефти Тобеарал в междуречье Урал-Волга, получен прирост запасов на площадях Сазанкурак, Кемерколь, Кожа. Нефть занимает большое значение в экономике Республики Казахстан: нефтепродукты применяются во всех отраслях промышленности и сельского хозяйства. Ежегодно извлекается из недр в пределах 27 млн. тонн нефти. В ближайшие годы намечается добывать только по Тенгизу 36 млн. тонн / год. Запасы нефти Казахстана на 1.01.98г. составляют 861,2 млн. тонн (см. журнал Нефтяное хозяйство 1999 г.). В течение последних лет повышается интерес специалистов нефтегазовой отрасли к практическому использованию новых высокоэффективных и рентабельных технологий, обеспечивающих стабильное поддержание, а также прирост добычи нефти в сложных геолого-промысловых условиях. 1 Геологическая часть 1.1 Общие сведения о месторождении Месторождение Жанажол находится в пределах Предуральского плато, расположенного между Мугоджарскими горами и долиной реки Эмба и в административном отношении входит в состав Мугоджарского района Актюбинской области Республики Казахстан. Ближайшими населенными пунктами являются хозяйство Жанажол, расположенное в 15 км к северо - востоку, и действующий нефтепромысел Кенкияк, расположенный в 35 км к северо - западу. Нефтепровод Атырау - Орск проходит на расстоянии около 100 км. От областного центра Актобе Жанажол стоит в 240 км. Ближайшая железнодорожная станция Эмба на линии Москва - Средняя Азия отстоит на 100 км от площади. Производственное предприятие НГДУ «Октябрьскнефть» ОАО «СНПС - Актобемунайгаз» расположено в районном центре городе Кандыагаш, в 130 км к северу от месторождения Жанажол. К настоящему времени от Кандыагаша до Жанажола проложена шоссейная асфальтированная дорога, а также подведена линия электропередачи. Согласно схеме комплексного физико - географического районирования Казахстана, рассматриваемая территория расположена в полупустынной ландшафтной зоне умеренного пояса Сагиз - Эмбинского района, Уил - Эмбинского района, Узень - Урало - Эмбинской провинции, Северо - Каспийской области, Прикаспийско - Тургайской страны, на Подуральском денудационном плато. Рельеф местности представляет собой слабо всхолмленную равнину, расчлененную пологими балками и оврагами. Абсолютные отметки его колеблются от 125 до 270 м. Южный участок ниже, северный участок выше, средний участок является седловиной с отметкой 125 - 150 м, с севера на юг его пересекает река Эмба. Минимальные отметки приурочены к долине реки Эмба, с юго - запада ограничивающей территорию месторождения. Гидрографическая сеть представлена реками Эмба и Атжаксы, которые относятся к бассейну Каспийского моря. Эти реки по условиям режима с резко выраженным преобладанием стока в весенний период. Река Атжаксы, протекающая с севера на юг, делит все месторождение на два приводораздельных склона с небольшим уклоном. Являясь притоком реки Эмба, река Атжаксы не имеет постоянного водотока, в летний период пересыхает. Ее бассейн, представленный балками и оврагами, наполняется водой лишь в весеннее время и на формирование грунтовых вод существенного влияния не оказывает. Река Эмба протекает в 2 - 14 км к юго-западу от месторождения. Вода минерализованная и используется для технических нужд. Для бытовых целей используется вода из колодцев. Уровень воды в колодцах и в пойме реки Эмба составляет 2 м и более. Основная часть территории - степь. Климат района сухой, резко континентальный, с резкими годовыми и суточными колебаниями температуры и крайне низкой влажностью. Зимний минимум температуры (по данным Кожасайской метеостанции) достигает - 40°С, летний максимум + 40°С. Самыми холодными месяцами являются январь и февраль, а самым жарким месяцем - июль. Глубина промерзания почвы составляет 1,5 - 1,8 м. Равнинность территории создает благоприятные условия для интенсивной ветровой деятельности. Зимой господствуют ветры западного направления, вызывают бураны. Летом преобладают ветры северо - восточных направлений, способствующих быстрому испарению влаги и иссушению верхнего горизонта почвы. Среднегодовое количество атмосферных осадков невелико и достигает 140 - 200 мм в год. Период с середины ноября до середины апреля является периодом снежного покрова с толщиной снежного покрова зимой до 20 - 30 см. Первый снеговой покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется до конца марта. Месторождение находится в зоне пятибалльного землетрясения. Растительность формируется только за счет атмосферных осадков, что в свою очередь обусловило ее характер. Травостой природных пастбищ изреженный и бедный. Основу его составляют ковыльно - полынно - типчаковые группировки. Толщина плодородного слоя 8 см (средняя величина по площади). Животный мир очень разнообразный: встречаются представители различных типов. Из млекопитающих обитают волки, лисы, зайцы, из грызунов - суслики, тушканчики, песчанки, полевые мыши. Из пресмыкающихся следует отметить ящериц и различных змей, в том числе и ядовитых. Из пернатых встречаются орлы, степные куропатки, дрофы, дикие голуби. Через район проходят пути миграции сайгаков. Район населен неравномерно. В экономическом отношении площадь работ представляет собой сельскохозяйственный район. Коренное население - казахи, в основном, занимаются скотоводством и земледелием - выращивают кормовые злака. Непосредственно на территории месторождения широкое распространение получили такие строительные материалы как глины, пески, щебень и мергель. Глины выходят на поверхность на правобережье реки Атжаксы. Они характеризуются постоянством литологического состава и имеют среднюю толщину 3,9 м. Эти глины могут быть использованы как для приготовления глинистых растворов, так и в качестве сырья для местного строительства. Пески альбского, олигоценового и четвертичного возрастов имеют довольно широкое распространение, главным образом, в долине реки Эмба. Они используются как строительный и балластовый материал. Щебень имеет широкое распространение в местах развития маастрихтских отложений и обнажается на поверхности в виде маломощных прослоев - от 5 до 20 см, а в ряде случаев - от 40 до 50 см. Мергели широко распространены на площади в виде останцов и приурочены к маастрихтскому, кампанскому и сантонскому ярусам. В их составе от 19,9 до 36,6 % СаО и от 27 до 52 % нерастворимого остатка, что свидетельствует о возможности использования их для цементного производства. Средняя месячная относительная влажность воздуха в 13 часов: - наиболее холодного месяца 77% - наиболее жаркого месяца 29% Толщина снежного покрова зимой 20 см. Растительный покров характерен для степной полосы и полупустыни 1.2 История геолого-геофизической изученности и разработки месторождения В феврале 1981 года объединения "Гурьевнефтегазгеология" и "Актюбнефтегазгеология" завершили разведку нефтегазоконденсатного месторождения верхних карбонатных пластов Жанажольского месторождения, в то время как разведочные работы по нефтяному месторождению нижних карбонатных пластов все еще продолжались. По материалам геологоразведочных работ на месторождении Министерством геологии КАЗ. ССР, объединения " Гурьевнефтегазгеология "и" Актюбнефтегазгеология " совместно с Актюбинской нефтеразведочной экспедицией и Каз. НИГРИ была выполнена работа “расчет запасов нефти, газа и конденсата на месторождении Жанажол”. Запасы нефти, газа и конденсата участка были устоновленны ГКЗ СССР 23 июня 1982 года. 15 В настоящее время в промышленной разработке находятся семь объектов месторождения (пачки Б, В+В'север, В+В'юг, Г-III, Д-III, Дв-I и Дн-I),два объекта А и Г-I находятся в пробной эксплуатации и разрабатываются ограниченным числом скважин. Разработка взяло начало с бурения первой карбонатной толщи В 1989 году разработка КТ- II велась со стандартом ЦКР СССР. 1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды Свойства нефти, газа месторождения Жанажол изучались по результатам исследований 9 глубинных проб из 9 скважин. Исследования выполнены ЦНИЛом объединения «Эмбанефть» (глубинная проба из скважины 5, поверхностная проба из скважин 4), центральной лабораторией объединения «Гурьевнефтегазгеология» (глубинные пробы из скважин 5, 11, 16 – два исследования, 19, поверхностные пробы из скважин 4 – три исследования, 5 – четыре исследования, 11, 16, 26) Актюбинским отделением КАЗНИГРИ поверхностные пробы из скважины 4 – два исследования, 5) лабораторией геохимии нефти и газа КАЗНИГРИ (поверхностная проба из скважин 4) институтом «Волгоград НИПИ нефть (глубинная проба из скважины 5), институтом «Гипровостокнефть» (глубинные пробы из скважин 17 и 25). Стандартное разгазирование глубинных проб проводится при условиях, не соответствующих работе сепарационных установок на месторождении. Поэтому параметры нефти и газа по скважинам 17 и 25 определялись не только при однократном разгазировании глубинных проб в стандартных условиях сепарации экспериментально на установке PVT-12, а также расчетами по компонентному составу пластовой нефти с использованием констант равновесия на ЭВМ «Мине 32». Значение полученных параметров нефти и газа по этим скважинам близки между собой. Кроме того, как отмечалось выше, получена хорошая сходимость экспериментальных данных и расчетных. При изучении остальных проб определены отдельные параметры нефти и газа, значения которых по разным исследованиям настолько различны, что использовать их для расчета средних параметров по залежи не представляется возможным. Поэтому в настоящей работе приняты параметры нефти и газа, определенные по скважинам 17 и 25. За среднее значение параметров нефти и газа по залежи приняты параметры, рассчитанные как среднеарифметические величины по скважинам 17 и 25. По результатам стандартных исследований глубинных проб из скважин 17 и 25 плотность пластовой нефти равна, соответственно, 0,7215 и 0,7205 г / см3, давление насыщения нефти газом при пластовой – 250,0 и 263,3 м^т (объем газа к 20° С и 760 мм рт. ст.) динамическая вязкость пластовой нефти – 0,36 и 0, 39 спз. Температура насыщения нефти парафином при пластовом давлении, определенная по скважинам 17 и 25, также одинаковая и равная 12, OxIO'5 1 / ат. Относительная плотность газа по воздуху – 0,758 и 0,743. При ступенчатом разгазировании в рабочих условиях, за счет сохранения части легких фракций, плотность нефти относительно однократного разгазирования при стандартных условиях снижается. Физико-химические свойства нефти и газа нижней карбонатной продуктивной толщи КТ-П не изучались, поэтому параметры нефти и газа для этой толщи принятые по аналогии с KT-I. На месторождении Жанажол при опробовании пласта KT-I верхней карбонатной толщи было отобрано и исследовано 9 проб пластовой воды из 7 разведочных скважин. Вода, отобранная из скв. 23 (1981 г) и скв. 3 (1982 г) имела пониженную минерализацию, порядка 63,0 г / л, что, вероятно, было связано с распреснением техническим раствором. По химическому составу эта вода представляет собой высокоминерализованные (минерализация 90-134 г / л) метаморфизованные. (ч Na / С1-). 74-0,85) рассолы, относящиеся к хлоркальциевому типу. Содержание кальция в них колеблется от 2,6 до 4,8 г / л магния от 1.0 до 2.1 г / л, сульфатов – от 1.3 до 2.2 г / л. Вязкость в среднем составляет 0,66 сп. Газонасыщенность вод 1,75 м^т. 2 Технико-технологическая часть 2.1 Классификация методов увеличения нефтеотдачи К числу современных МУН во всём мире относят тепловые, физикохимические и газовые методы, которые способны кардинально повысить нефтеотдачу пласта. По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом. 1. Гидродинамические методы: изменение направления фильтрационных потоков; вовлечение в разработку недренируемых запасов; нестационарное (циклическое) заводнение; форсированный отбор жидкости. 2. Физико-химические методы: вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы); вытеснение нефти растворами полимеров; вытеснение нефти щёлочными растворами; вытеснение нефти композициями химических реагентов, в т. ч. мицеллярные, мицеллярно-полимерные растворы; вытеснение нефти растворителями. 3. Газовые методы: воздействие на пласт двуокисью углерода; воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ); воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. 4. Тепловые методы: паротепловое воздействие на пласт; внутрипластовое горение; вытеснение нефти горячей водой; пароциклические обработки скважин. 5. Волновые (вибросейсмические, электромагнитные, акустические). С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физикохимический, тепловой и химический (термохимические) и так далее. Гидродинамические методы применяются на месторождениях, разрабатываемых с применением холодного заводнения и относятся к методам регулирования, направленным на увеличение охвата пласта заводнением. Эти методы не относятся к современным методам повышения нефтеотдачи, так как при их применении не меняется механизм вытеснения нефти по сравнению, например, с естественным упруговодонапорным режимом. Поэтому применение гидродинамических методов позволяет повысить нефтеотдачу пласта не более чем на 5-8%. 16 К числу современных МУН во всём мире относят тепловые, физикохимические и газовые методы, которые способны кардинально повысить нефтеотдачу пласта. В настоящем пособии рассматриваются физико-химические газовые методы, которые нашли наиболее широкое промышленное применение на отечественных и зарубежных месторождениях. Даётся краткая характеристика микробиологических и волновых методов, которые пока применяются в ограниченном масштабе. В связи с возросшей актуальностью вовлечения в активную разработку огромных ресурсов высоковязких нефтей и битумов в мире и в России в частности, а также учитывая, что основной технологией разработки таких залежей считаются термические методы 2.2 Развитие методов обработки пластов с использованием виброволнового воздействия Впервые метод обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин, использующий виброволновое воздействие, был испытан на нефтяных промыслах еще в 60-х годах, и сразу же были получены достаточно обнадеживающие данные по его технологической эффективности. Тем не менее, дальнейший опыт показал, что для достижения высокой успешности и рентабельности метода, при его применении в осложненных геолого-промысловых условиях эксплуатации скважин, необходимо осуществление целого ряда теоретических, лабораторных и промысловых исследований, конструкторских и технологических изысканий. Наряду с этим, в 60-х годах на нефтяных месторождениях СССР начали применять воздействие упругими колебаниями на призабойную зону пласта (ПЗП) с помощью спускаемых в скважины различных забойных устройств. Именно в этом направлении были достигнуты наиболее впечатляющие предпосылки для развития виброволнового метода. Наибольшее распространение получили генераторы, использующие для работы гидродинамический напор закачиваемой в скважину технологической жидкости (вода, растворы ПАВ, нефть, растворители, кислоты и др.). Это, например, известные вибратор ГВЗ золотникового типа конструкции МИНГ, вставной пульсатор ПВ-54 клапанного типа конструкции ТатНИПИнефти. Так, по данным МИНГ за период с 1967 по 1985 г. с помощью вибратора ГВЗ-108 проведено около 6000 обработок скважин. Успешность работ составила 70 %. Продолжительность эффекта 1-1,5 года. Общий прирост добычи нефти по ним превысил более 5 млн. т, увеличение приемистости по нагнетательным скважинам 15 млн. м3 . По данным ТатНИПИ нефти, с использованием пульсаторов ПВ-54 за период 1984-1985 гг. обработано 100 нагнетательных скважин с успешностью 80%. Приемистость скважин увеличилась в среднем на 25 %, эффект продолжался в течение 60-90 сут. В ИГД СО АН СССР проводились работы по разработке электромагнитного скважинного виброисточника работающего на электроэнергии, подводимой по кабелю с устья скважины. Среди этих методов наибольшее применение на месторождениях Казахстана, а также стран СНГ получили термогазохимическое воздействие с помощью аккумуляторов давления АДС и разрыв пласта с помощью пороховых генераторов. Успешность внедрения метода ТГХВ в среднем составила около 60 % в эксплуатационных скважинах (по 1036 обработкам) и около 70 % в нагнетательных скважинах (по 270 обработкам). В среднем на одну успешную обработку добыто около 900 т нефти, дополнительно закачано воды 34 тыс. м3 . Средняя продолжительность эффекта 8 мес. При использовании генераторов ПГДБК на 400 скважинах успешность составила 70 %, дополнительная добыча нефти в среднем по успешным обработкам достигла 500 т, продолжительность эксплуатации скважин с повышенным дебитом до 2,5 – 5 лет. Время горения пороховых зарядов АДС исчисляется секундами, но может достигать и 200 с, не считая последующего времени пульсации газового пузыря. Давление на забое скважины растет достаточно медленно и не должно приводить к разрыву пласта. АДС оказывает импульсное гидравлическое, тепловое и физико-химическое воздействия. При горении пороховых зарядов ПГДБК время действия максимального давления составляет доли секунды, общее время воздействия с учетом пульсации газового пузыря 10-20 с, значение максимального давления может в два раза превышать горное давление. В радиусе 5-6 м от скважины образуется несколько разветвленных трещин, которые не смыкаются после снятия давления, поэтому, в отличие от гидроразрыва, отпадает необходимость их закрепления песком. Взрывчатые вещества (ВВ) могут использоваться также для образования широко разветвленных трещин в ПЗП. Твердое ВВ типа нитрата аммония или тринитротолуола измельчается и в виде суспензии подается на забой скважины, а затем задавливается в пласт. При этом измельченное ВВ скапливается в естественных трещинах. Затем в скважину спускают запальное устройство и взрывают. При взрыве детонируют ВВ в трещинах и пустотах ПЗП, образуется протяженная сеть глубоких трещин. К импульсно-ударным методам также относится электрогидравлический (ЭГВ) метод обработки скважин, где для получения импульсов давления используется эффект от электрического пробоя скважинной жидкости между электродами скважинного устройства. Помимо электромагнитного излучения разряда и выделяющегося тепла, в скважинной жидкости образуются импульс давления, газопаровая полость и ее последующее пульсирующее схлопывание. Для этого метода были разработаны скважинные ЭГВ генераторы конструкций СКТБ "Электрогидравлика" АН УССР, СКИФ-4 ПКБЭ АН УССР, ЛИСИ, ИФИНГ, Октябрьского филиала Уфимского нефтяного института, фирмы "Соникс интернешнл инк.", которые могут выдавать электрические разряды в скважинах с частотами от 0,05 до 10 Гц 5,6. Метод прошел испытания на месторождениях России, СНГ, в США в штате Техас. Так, например, на месторождениях АПК "Башнефть" 60% обработок оказались успешными, с длительностью эффекта в среднем более 7 мес. Дополнительная добыча нефти на одну обработку в среднем составила свыше 200 т. Наилучший эффект был достигнут при обработках скважин, в которых снижение продуктивности было вызвано отложениями минеральных солей на стенках обсадной колонны скважины и в ПЗП. Метод ЭГВ не получил широкого распространения из-за невысокой эффективности, в особенности при его использовании на глубоких скважинах. Это объясняется тем, что для образования разряда и газопаровой полости в жидкости требуется напряжение в десятки тысяч вольт, с ростом глубины и давления в жидкости необходимо все больше увеличивать подаваемое напряжение, причем также сильно возрастают электрические потери в кабеле. На артезианских скважинах г. Минска был испытан гидроимпульсный метод Белорусского политехнического института. Метод основан на использовании энергии взрыва смеси водорода и кислорода, которую получают электролизом воды на забое скважины. Способ успешно опробован на 20 неглубоких артезианских скважинах, при этом их дебиты возросли в 1,5-2,5 раза. На более глубоких скважинах он не нашел применения из-за резкого снижения его эффективности с увеличением глубины скважин. 2.3 Виброобработка призабойной зоны скважины Виброобработка - процесс воздействия на призабойную зону пласта с помощью специальных забойных механизмов (вибраторов), создающих колебания давления различной частоты и амплитуды. Этот процесс отличается от ГРП тем, что к спущенным в скважину НКТ присоединяют вибратор - генератор колебаний давления. Вибратор - гидравлический механизм, состоит из двух цилиндров с короткими вертикальными прорезями. Наружный цилиндр может вращаться вокруг вертикальной оси. Истечение жидкости из него происходит под углом, вследствие чего создается реактивный момент, приводящий цилиндр во вращательное движение. При совпадении прорезей жидкость выходит из НКТ, при несовпадении - мгновенно останавливается. При этом возникают большие перепады давления, воздействующие на поверхностные свойства жидкостей и пород и вызывающие в них разрывы и микротрещины. Вибровоздействие наиболее эффективно проводить в скважинах: с проницаемостью призабойной зоны ниже средней проницаемости пласта или более удаленных от скважины зон пласта; с ухудшенными коллекторскими свойствами призабойной зоны в процессе бурения или ремонтных работ; с низкой проницаемостью пород, но с высокими пластовым давлением. Эффективные результаты от вибровоздействия получают в скважинах, в которых пластовые давления близки к гидростатическому. В этом случае при вскрытии фильтра промывка скважины протекает с восстановлением циркуляции. При этом давление в трубах колеблется в пределах 10-22 мПа, затрубное 8,0-15 мПа, а приемистость оказывается 8-10 л/с, что вполне достаточно для создания сильных импульсов. Хорошие результаты от виброобработки получают в тех скважинах, дебит которых подвержен резкому снижению, не связанному с уменьшением пластового давления и их обводнением посторонними водами. В таких случаях в результате виброобработки удается восстановить первоначальный дебит скважины. До виброобработки скважину исследуют с целью выявления состояния призабойной зоны, параметров пласта и скважины До начала работ проводят следующее: определяют глубину спуска вибратора и диаметр НКТ; рассчитывают объем рабочей и продавочной жидкостей (нефти и воды) и ожидаемых давлений; определяют нужное количество агрегатов и их типы, разрабатывают схему их расстановки; намечают последовательность операции и темпы закачки рабочей и продавочной жидкостей. В качестве рабочей жидкости применяют нефть, раствор соляной кислоты, керосин и смеси этих жидкостей из расчета 2-3 м3 на 1 м толщины пласта. 2.4 Гидродинамические генераторы колебаний на основе вихревых центробежных форсунок Наиболее полно набору основных требований удовлетворяют гидродинамические генераторы колебаний, построенные на основе вихревых элементов, работающих в автоколебательных режимах. Важнейшее преимущество использования вихря как усилительного элемента состоит в том, что он имеет максимальный, по сравнению со всеми другими струйными элементами, коэффициент усиления по мощности (500 и более). В рассматриваемых ниже вихревых элементах закрученный поток жидкости является усилителем низкочастотных колебаний параметров потока жидкости (давления и скорости), что позволяет достигать при генерации колебаний любых требуемых амплитудно-частотных характеристик, а энергоотдача ограничивается в принципе лишь мощностью напорной линии питания (насосных агрегатов). Одним из подобных элементов является двухступенчатая жидкостная центробежная форсунка. В двухступенчатой форсунке (рис. 2) имеется первая (высоконапорная) ступень подачи жидкости малого расхода, по которой жидкость через тангенциальные каналы поступает в камеру закручивания для образования вихря. В эту же камеру через каналы второй ступени поступает регулируемая часть жидкости большого расхода. В обшей камере закручивания происходит смешение высоконапорного и малорасходного циркулирующего потока с низконапорным потоком нулевой или противоположной циркуляции и с регулируемым большим расходом. На магистрали больше расходной ступени расположен гидравлический элемент повышенной упругости 4, например заполненная газом емкость объема Vr, отделенная от жидкости гибкой мембраной.  Рис. 2 - Схема истечения жидкости из двухступенчатой форсунки. Жидкость в малорасходную ступень форсунки поступает с расходом Q1, при этом кран 1 поддерживает в малорасходной магистрали постоянное давление р1 Изменение расхода через сопло 3 форсунки, а также и режимных параметров происходит за счет открытия крана 2, подсоединенного к напорной магистрали. При смешении струй жидкости первой и второй ступени в камере смешения форсунки происходит образование жидкостного вихря, в центре которого давление падает и при истечении из сопла в воздушную среду происходит образование воздушного вихря с радиусами vтк — внутри камеры смешения и rтс — на выходе из сопла, так что истечение жидкости из форсунки происходит только в кольцевой области между стенками сопла и воздушным вихрем. При истечении из форсунки в жидкостную среду в центре вихря образуется зона разрежения, определяемая аналогичными геометрическими параметрами rтк, rтс, в которой осевая скорость течения жидкости равна нулю или противоположна осевой скорости истечения циркулирующей жидкости из форсунки и которая также весьма существенно определяет площадь истечения жидкости из сопла форсунки и коэффициент расхода сопла. Особенность течения жидкости через форсунку – наличие участка на расходной характеристике с отрицательным гидравлическим сопротивлением, что обусловливает развитие неустойчивого режима течения и возможность возникновения автоколебаний. 2.5 Генератор колебаний с одной напорной вихревой ступенью На основе проведенных исследований автоколебательных режимов двухступенчатой центробежной форсунки авторами был разработан способ генерирования низкочастотных колебаний и гидродинамический генератор колебаний схема которого показана на рис. 3  Рис. 3 - Генератор колебаний с одной напорной вихревой ступенью 1 – направляющий клапан; 2 – труба НКТ; 3 – напорная магистраль: 4 – мембрана; 5 – жиклеры дополнительного потока; 6 – канал дополнительного потока; 7 – кольцевой зазор; 8 – тангенциальные каналы форсунки; 9 – форсунка; 10 – резонатор. При генерации жидкость, поступающая по напорной магистрали (см. рис. 2), разделяется на основной поток, поступающий в тангенциальные каналы форсунки и образующий жидкостный вихрь, и дополнительный поток, поступающий через узкие каналы-жиклеры в дополнительный канал устройства. В первой фазе процесса происходит запирание дополнительного потока жидкости основным закручивающим потоком, что приводит к росту давления в нем (при этом вихревое движение жидкости развивается от форсунки вглубь дополнительного канала) и усилению энергообмена между основным и дополнительным потоками вследствие разницы окружных составляющих скоростей. Во второй фазе при возрастании давления в дополнительном потоке до значения, соизмеримого со значением центробежного давления, на периферии жидкостного вихря, в кольцевом зазоре форсунки происходит разрушение вихря, сопровождающееся выбросом жидкости из дополнительного канала и резким увеличением расхода. После выброса жидкости давление в дополнительном потоке опять падает, образуется жидкостный вихрь основного потока, который запирает дополнительный поток, и процесс автоколебаний повторяется. Таким образом, благодаря усилительным свойствам вихря, небольшие колебания давления в дополнительном канале (второй ступени), составляющие 1-5 % от перепада давления на закрученном слое жидкости, вызывают сильные колебания скорости течения через генератор, достигающие 50% от средней скорости. При разрывах сплошности потока коэффициент усиления существенно возрастает. Изменяя упругость жидкости дополнительного канала введением в него газа, отделенного гибкой мембраной, можно также изменять время возрастания давления в первой фазе и регулировать частоту генерируемых колебаний. Проведенные стендовые и промысловые испытания этого генератора колебаний показали его устойчивую работу и надежность. В отличие от других конструкций генератор типа ГЖ позволяет создавать высокоамплитудные колебания давления 3-5 МПа в широком диапазоне низких частот 20-300 Гц. Ввиду отсутствия движущихся механических узлов и увеличения КПД генератор не требует привлечения значительных мощностей устьевых насосных агрегатов для создания большого расхода, обладает повышенной надежностью и моторесурсом, что позволяет снижать затраты на проведение обработок 3 Техника безопасности и охрана окружающей среды3.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов на месторождении ЖанажолК производственным опасностям и профессиональным вредностям по нефтегазодобывающим предприятиям относятся: неблагоприятные метеорологические условия (ветер, пыль, туман), вредные вещества, шум, вибрации, взрывоопасные вещества и т.д. Предельно взрывоопасные допустимые концентрации углеводородов занесены в таблицу 2 и таблицу 3. Таблица 2 - Предельно взрывоопасные допустимые концентрации веществ в воздухе рабочей зоны
Таблица 3 - Пределы взрываемости газовоздушных смесей
Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий регламентируется в производственных помещениях, плюс 16-220С в холодный и переходный период года, плюс 18-250С в теплый период года. Влажность воздуха при этом составляет 30-60%, скорость его движения 0,2-0,7м/с. Опасными элементами нефти являются углерод и водород. Опасность и вредность нефти зависит от количества тяжелых и легких углеводородных фракций. Попутный газ содержит 75,97% метана, 5,89% этана, 2,7% пропана, 1,25% бутана, 4,9% углекислоты, 0,81% азота, 3,29% сероводорода. Метан, этан, пропан, бутан относятся к числу не ядовитых. Вдыхание их в небольшом количестве не оказывает заметного действия на организм человека. При содержании их в воздухе около 10% человек испытывает недостаток кислорода, а при большом содержании может наступить удушение. 3.2 Производственная санитарияНаучное положение гигиены труда практически используются производственной санитарией, которая занимается: изучением вопросов санитарного устройства, эксплуатации и содержания предприятия и оборудования; разработкой требований, обеспечивающих нормальные условия труда на рабочих местах, в производственных помещениях и на территории предприятия. На здоровье человека существенное влияние оказывают метеорологические условия производственной среды, которые складываются из температуры окружающего воздуха, его влажности, скорости движения и излучений от нагретых предметов. Неблагоприятные метеорологические условия приводят к ухудшению условий труда, снижают производительность, увеличивают заболеваемость. Так, работа при высокой температуре окружающего воздуха и действий лучистой теплоты может привести к перегреванию организма, быстрой утомляемости, а в тяжелых случаях к так называемому тепловому удару, сопровождающемуся повышением температуры тела и потерей сознания. При низкой же температуре воздуха и его чрезмерной подвижности (сквозняк) происходит усиленное охлаждение тела и увеличение общей заболеваемости. Чтобы обеспечить нормальные метеорологические условия, в рабочей зоне производственных помещений устанавливается контроль за температурой окружающей среды, влажностью, скоростью движения воздуха. С этой целью применяются следующие приборы: термометры, термографы, автоматически регистрирующие температуру; анемометры - для измерения скорости движения воздуха; актинометры - для измерения интенсивности тепловых излучений; психрометры или гигрометры - для измерения влажности. ЗАКЛЮЧЕНИЕ В ходе данной работы всесторонне изучены особенности применения виброволнового воздействия в различных геолого-промысловых условиях, исходящие из его физической природы и влияния упругих колебаний на многообразие протекающих в продуктивном пласте явлений. Названы основные критерии эффективности воздействия для повышения производительности и реанимации скважин. Рассмотрен ряд технологий и скважинных технических средств, которые успешно внедряются в различных нефтепромысловых регионах России и других стран. Изучена теоретическая модель процесса декольматации ПЗП, описывающая фильтрационные деформации пористой среды под действием упругих колебаний и позволяющая качественно определить влияние амплитудных и частотных параметров воздействия на динамику процесса виброволновой очистки. Рассмотрены варианты усиления влияния упругих колебаний при их сочетании с физико-химическими воздействиями. Воздействия упругими колебаниями в сочетании с закачкой в пласт растворов химреагентов кратно повышает эффективность воздействия. Рассмотрены резонансные свойства систем, состоящих из скважинного генератора и погружных отражателей упругих волн в жидкости. Рассмотрен опробованный на стендах способ возбуждения колебаний и гидродинамический генератор колебаний типа ГД2В с повышенной эффективностью генерации в широком диапазоне изменения расходно-напорных параметров нагнетания рабочей жидкости. В ходе работы установлено, что упругие колебания оказывают заметное влияние на фильтрационные процессы фазового вытеснения, релаксационные явления, связанные со структурой флюидов и их взаимодействием с твердой фазой коллектора, и явления декольматации пористых сред пластов. КП 0809000.23.000 РПЗ  Лист 454444444454 Изм Лист № докум Подп Дата  454444444454 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||