Здесь можно найти учебные материалы, которые помогут вам в написании курсовых работ, дипломов, контрольных работ и рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение оригинальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение оригинальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения оригинальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, РУКОНТЕКСТ, etxt.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии так, что на внешний вид, файл с повышенной оригинальностью не отличается от исходного.

Работа № 113188


Наименование:


Курсовик Тепловой метод увеличения нефтеотдачи пласта

Информация:

Тип работы: Курсовик. Добавлен: 21.06.18. Год: 2017. Страниц: 37. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


ВВЕДЕНИЕ

При тепловых методах повышения нефтеотдачи пластов коллектор подогревается, чтобы снизить вязкость нефти и/или испарить ее. В обоих случаях нефть становится более подвижной и ее можно более эффективно направлять к добывающим скважинам. Помимо добавочного тепла в этих процессах создается движущая сила (давление). Тепловое воздействие на пласт осуществляется в сочетании с заводнением, т.е. первоначально создаваемая тепловая оторочка путем нагнетания пара перемещается по пласту за счет продвижения ее нагнетаемой водой. Паротепловое воздействие в сочетании с заводнением позволяет достичь более высоких технологических показателей разработки месторождений по сравнению с применением непрерывного нагнетания теплоносителя.
Эти методы являются перспективными для добычи высоковязких нефтей и нефтей с неньютоновскими свойствами. Однако существуют месторождения с такими условиями залегания и свойствами нефти, при которых тепловые методы воздействия могут оказаться единственными, допускающими промышленную разработку.
Если пластовая температура равна или близка к температуре начала кристаллизации парафина в пластовых условиях, то вытеснение нефти холодной водой приведет к охлаждению пласта, выпадению парафина и закупорке пор, что усилится при сильной послойной неоднородности пласта. Нагнетаемая холодная вода, быстро продвигаясь по наиболее проницаемому прослою, станет источником охлаждения выше и ниже залегающих менее проницаемых прослоев.
При тепловых методах повышения нефтеотдачи пластов коллектор подогревается, чтобы снизить вязкость нефти и/или испарить ее. В обоих случаях нефть становится более подвижной и ее можно более эффективно направлять к добывающим скважинам.
Помимо добавочного тепла в этих процессах создается движущая сила (давление). Тепловое воздействие на пласт осуществляется в сочетании с заводнением, т.е. первоначально создаваемая тепловая оторочка путем нагнетания пара перемещается по пласту за счет продвижения ее нагнетаемой водой. Паротепловое воздействие в сочетании с заводнением позволяет достичь более высоких технологических показателей разработки месторождений по сравнению с применением непрерывного нагнетания теплоносителя.
Эти методы являются перспективными для добычи высоковязких нефтей и нефтей с неньютоновскими свойствами. Однако существуют месторождения с такими условиями залегания и свойствами нефти, при которых тепловые методы воздействия могут оказаться единственными, допускающими промышленную разработку.
Если пластовая температура равна или близка к температуре начала кристаллизации парафина в пластовых условиях, то вытеснение нефти холодной водой приведет к охлаждению пласта, выпадению парафина и закупорке пор, что усилится при сильной послойной неоднородности пласта. Нагнетаемая холодная вода, быстро продвигаясь по наиболее проницаемому прослою, станет источником охлаждения выше и ниже залегающих менее проницаемых прослоев. Охлаждение приведет в лучшем случае к загущению нефти, а в худшем - к выпадению растворенных парафинов в твердую фазу и консервации запасов нефти в пропластках.
Указанные особенности свойств нефти и сильная послойная неоднородность пласта могут привести к получению значительного эффекта при нагнетании в такой пласт теплоносителя. В этом случае горячая вода (или пар), проникая по хорошо проницаемому прослою, будет прогревать выше и нижележащие слои пласта, что приводит к снижению вязкости нефти и способствует более полному извлечению запасов.

1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Третичные МУН

Один из методов нефтедобычи повышающий продуктивность нефтяных скважин. Осуществляется при искусственном поддержании энергии пласта или искусственном изменении физико-химических свойств нефти. Такая добыча приводит к интенсификации притока нефти и повышению нефтеотдачи (коэффициента извлечения нефти) месторождения до 30–60 %, в сравнении с 20–40 %, достигаемыми в результате использования первичных или вторичных методов добычи.
Первичные методы используют только естественную энергию пласта, достигают КИН не более 20–30 %. Вторичные методы связаны с поддержанием внутрипластовой энергии путём закачки в пласт воды и природного газа. Они достигают типичных КИН не более 30–50 %. Повышение нефтеотдачи в третичных методах достигается благодаря нагнетанию газа, закачке химических реагентов, использованию теплового метода увеличения нефтеотдачи за счет циклического нагнетания пара в коллектор нефти или созданию внутрипластового горения.

К третичным методам относятся:
- Физико-химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерное заводнение, мицеллярное заводнение и т.п.)
- Газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);
- Тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);
- Микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).
Под термином «современные МУН» понимаются технологии, связанные с тепловым, газовым, химическим, микробиологическим воздействием на пласты. До сих пор предпочтение отдается тепловым и газовым методам, доля дополнительной добычи за счет применения которых превышает 95%.
Активизация применения третичных методов является актуальнейшей проблемой для будущего нефтяной отрасли России.
На нескольких месторождениях Татарстана и Западной Сибири начали использовать водогазовые методы воздействия, тепловые методы применяются в Коми на Усинском, Ярегском месторождениях, физико-химические методы - в Башкирии, Татарстане, проектируются опытные работы по термогазовому воздействию на пласты баженовской свиты в Западной Сибири. Это, наряду с другими факторами, положительно повлияло на динамику изменения среднего коэффициента нефтеотдачи в стране за последние годы. После многолетнего снижения до 2000 года, когда средний проектный КИН опустился до 0,30, величина этого показателя начала увеличиваться и сейчас в соответствии с балансом запасов составляет около 0,38, что находится на уровне других развитых нефтедобывающих стран.
В международной практике роль воспроизводства сырьевой базы нефтедобычи за счет внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи на базе инновационных техники и технологий быстро растет и становится все более приоритетной.
Инновационному развитию нефтедобычи в таких странах как США, Канада, Норвегия, Китай, Индонезия и др. способствует создание специальных государственных программ промысловых испытаний и
освоения современных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), а также экономические условия, побуждающие недропользователей активно

участвовать в реализации этих программ.
К настоящему времени, благодаря такому инновационному развитию нефтедобычи, мировые доказанные извлекаемые запасы увеличились в 1,4 раза, т.е. на 65 млрд. т, а проектная нефтеотдача - до 50%, что в 1,6 раза больше, чем в России.
Одним из наиболее перспективных третичных методов является термогазовый метод увеличения нефтеотдачи.
За период 2004-2006 гг. добыча нефти в США за счет применения термогазового метода увеличилась в 4,34 раза, благодаря успешной реализации такой программы в США уже более 15 лет удается за счет постоянного роста нефтеотдачи поддерживать практически постоянный объем доказанных извлекаемых запасов нефти на уровне примерно 3-4 млрд.тонн, что обеспечивает стабильно высокий уровень добычи нефти.
В последние годы в ряде российских нефтяных компаний ведется работа по обоснованию и подготовке промысловых испытаний термогазового МУН в различных геолого-промысловых условиях, в том числе:
•ОАО «Сургутнефтегаз» (Ай-Пимское и Маслиховское месторождения Баженовской свиты);
•ОАО «РИТЭК» (Галяновское и Средне-Назымское месторождения Баженовской свиты);
•ОАО «Газпром нефть» (Приобское месторождение);
• ОАО «Зарубежнефть» (залежи Центрально-Хоравейского поднятия с карбонатными и низкопроницаемыми коллекторами в Ненецком
•автономном округе и Висовое месторождение в ХМАО).
Термогазовый метод повышения нефтеотдачи (ТГВ) был впервые предложен в 1971 г. во ВНИИнефть.
Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных

внутрипластовых окислительных процессов.
В результате низкотемпературных окислительных реакций непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот, углекислый газ и ШФЛУ. Высокая эффективность достигается за счет реализации полного или частичного смешивающегося вытеснения.
Преимущества метода - использование недорогого агента, значительное увеличение нефтеотдачи пласта (по фактическим проектам зафиксировано увеличение нефтеотдачи до 60% и более):
•Закачка воздуха и его трансформация в эффективные вытесняющие агенты (углекислый газ, легкие углеводороды) за счет внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов;
•Использование природной энергетики пласта - повышенной пластовой температуры (свыше 60-70°С) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента;
•Активные самопроизвольные окислительные процессы могут идти при более низких температурах, так как реальные пласты содержат катализаторы (CuO, MnO2, Cr2O3, NiO, CoO и др.);
•Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта, интенсивность окислительных реакций.
•довольно быстро возрастает с увеличением температуры и давления.
В течение 2007-2011 рядом научных коллективов РТ производились экспериментальные стендовые исследования и опытные работы на экспериментальной скважине для обоснования и внедрения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) за счет активации природных нанокатализаторов содержащихся в пластовых водах нефтяных месторождений, в проточных химических реакторах (ПХР).

В процессе исследований были разработаны научные основы процессов происходящих в ПХР, технические и технологические параметры проточных химических реакторов, условия применения их на скважинах.
1.2. Тепловые методы МУН

Это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основаны на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добычи высоковязких парафинистых и смолистых нефтей.
Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне.
Методы:
•Закачка горячей воды (оторочка воды или пара)
•Закачка пара (пароциклическая закачка, импульсно-дозированное воздействие, закачка пара в водоносный пласт, парогазовое воздействие,
термо-газовое воздействие)
•Внутрипластовое горение (обычное, с пенными системами)
1.2 Водяной пар

Наиболее широко применяемым при термическом воздействии на пласт рабочим агентом является водяной пар. Благодаря «скрытой теплоте парообразования» пар имеет более высокое теплосодержание, чем горячая вода при одинаковых температурах. Водяной пар обладает также более высокими нефтевытесняющими свойствами, чем горячая вода и поэтому считается технологически более эффективным теплоносителем.

На практике при осуществлении термических технологий обычно применяют насыщенный водяной пар (т. е. смесь водяного пара и воды). Это обусловлено техническими требованиями к работе парогенераторов.
Состояние насыщенного водяного пара характеризуется температурой и давлением, причём существует однозначная зависимость между давлением и температурой пара, т. е. если известно давление, то известна и соответствующая температура пара, и, наоборот, если известна температура, то известно и давление пара, соответствующее этой температуре. В качестве примера на рисунке 1 приведена указанная зависимость до давления 20,0 МПа. Таблица зависимости температуры кипения воды, теплосодержания жидкости и теплоты парообразования от давления приведена в таблице приложения А, которую можно использовать на практических занятиях. Насыщенный водяной пар, как теплоноситель, обладает очень важным положительным свойством – его температура при данном давлении остаётся неизменной, пока не сконденсируется вся паровая фаза. Только после этого начинается снижение температуры сконденсированного пара, как горячей воды.


Рисунок 1 – Зависимость температуры кипения и теплоты парообразования воды от давления.

1.3 Закачка пара

На рисунке 2 приведено распределение температурных зон в пласте при закачке перегретого пара. В зоне перегретого пара 1 температура снижается от температуры перегретого пара до температуры насыщенного пара. В зоне насыщенного пара 2 тепло передаётся пласту за счёт скрытой теплоты порообразования. Температура пласта на всём протяжении зоны сохраняется практически постоянной, при этом сухость пара уменьшается с 1 до 0. В зоне горячего конденсата 3 температура снижается от температуры
пара до начальной температуры пласта. Впереди теплового фронта с большим опережением перемещается фронт холодной воды или гидродинамический фронт 4. Таким образом, пластовая система последовательно подвергается воздействию холодной воды, горячего конденсата и пара.
Распределение температурных зон обуславливает распределение неф-те- и водонасыщенности (см. рис. 2). В зоне пара остаточная нефтенасыщенность снижается до минимальной величины – 0,1-0,15.
К факторам, повышающим нефтеотдачу пласта при закачке пара, относятся:
- снижение вязкости нефти (основной фактор). Так, при повышении температуры Ярегского пласта с 10 до 70–80°С вязкость нефти снижается с 12 000 до 40 мПа•с, т. е. в 300 раз (рис. 3.2);
- термоупругое расширение пластовых флюидов;
- снижение коэффициента растворимости газа в нефти, выделение газа и активизация режима растворённого газа, который в ряде случаев становится основным фактором повышения нефтеотдачи;
- интенсификация капиллярной пропитки водой. Установлено существование начальной температуры капиллярной пропитки, ниже которой пропитка не происходит. Так, карбонатная нефтесодержащая порода пермокарбоновой залежи Усинского месторождения становится гидрофильной при температуре более 100–150°С, а при увеличении температуры до 200–250°С коэффициент вытеснения нефти водой из образцов керна достигает 30–35%
- дистилляция нефти паром и смешивающееся вытеснение. В зоне пара происходит испарение лёгких компонентов нефти, которые переносятся вперёд к не нагретым участкам пласта, где конденсируются и участвуют в повышении нефтеотдачи, как углеводородный растворитель;
- многие высоковязкие нефти обладают неньютоновской характеристикой, следствием которой является наличие предельного градиента сдвига, ниже которого фильтрация нефти не происходит.
Это приводит к образованию в пласте застойных зон, не вовлечённых в процесс нефтеизвлечения.
Лабораторные исследования показали, что при увеличении температуры пласта до 70–80°С неньютоновские свойства нефти вырождаются, что способствует увеличению охвата пласта процессом нефтеизвлечения.
=
А – распределение температурных зон; Б – распределение насыщенностей;
1 – зона перегретого пара; 2 – зона насыщенного пара; 3 – зона горячей воды; 4 – зона холодной воды.
Рисунок 2 – Распределение температурных зон и насыщенностей в пласте при закачке пара.

1.4 Внутрипластовое горение:

Сущность ВГ – создание, поддержание и перемещение в нефтяном пласте фронта горения или высокотемпературной зоны, тепло в которой образуется за счёт экзотермических окислительных реакций между частью пластовой нефти и кислородом воздуха. При этом используется энергия, получаемая при сжигании тяжёлых фракций нефти (кокса), которые и поддерживают горение.
Процесс начинают с инициирования горения в нагнетательной скважине с помощью различных нагревательных устройств: газовых горелок, электронагревателей, забойных термогазогенераторов. Призабойная зона может также прогреваться теплоносителем или путём подачи на забой скважины катализаторов, ускоряющих реакции окисления. Некоторые высокоактивные нефти с большим содержанием смол могут самовоспламеняться. Самовоспламенению пласта способствует также высокая начальная температура пласта (более 60–70°С). После воспламенения пласта переходят к закачке в нагнетательную скважину воздуха для поддержания и продвижения к добывающим скважинам фронта горения. Имеются два варианта внутрипластового горения – прямоточный и противоточный. При прямоточном варианте внутрипластового горения поджог пласта и закачка окислителя производится через одну и ту же нагнетательную скважину. При этом окислитель и фронт горения движутся в одном направлении – от нагнетательной скважины к добывающей.
При противоточном горении зажигание пласта производится в добывающей скважине, а окислитель закачивается в нагнетательную скважину и движется навстречу фронту горения. Поскольку этот процесс трудно регулировать, в основном применяется прямоточное горение.
На рисунке 3 приведена схема процесса внутрипластового горения при прямоточном варианте. Участок пласта между нагнетательной и добывающей скважинами можно разделить на несколько характерных зон. Позади фронта горения, ширина которого составляет несколько десятков сантиметров, остаётся выжженная зона, температура которой в направлении добывающей скважины постепенно повышается до температуры фронта горения – 200–500°С (в зависимости от разновидности процесса горения). При высокой температуре фронта горения (порядка 400 и более °С) за ним остаётся сухая порода, не содержащая жидких продуктов.
Непосредственно перед фронтом горения перемещается зона испарения и коксообразования, в которой происходит испарение связанной воды и остаточной нефти и образование коксообразного остатка. В пределах этой зоны протяжённостью 0,6–1,5 м температура резко снижается до 200–250°С. Впереди зоны испарения находится зона конденсации, в которой происходит конденсация паров воды и нефти. Протяжённость этой зоны 4–9 м, а температура в ней почти постоянная. Далее идёт зона горячего конденсата воды и нефти, в этой зоне температура постепенно снижается до первоначальной температуры пласта. Перед зоной горячего конденсата образуется зона повышенной нефтенасыщенности (нефтяной вал).


1 – выжженная зона; 2 – остаточная нефтенасыщенная толщина пласта; 3 – зона фронта горения; 4 – зона коксообразования; 5 – зона конденсации; 6 – зона горячей воды; 7 – зона повышенной нефтенасыщенности («нефтяной вал»); 8 – зона естественного состояния пласта.
I – распределение температуры в средней части пласта по длине при «сухом» внутрипластовом горении; II – то же при «влажном» внутрипластовом горении; III – то же при «сверхвлажном» внутрипластовом горении
Рисунок 3 – Схема распределения характерных зон и температуры при прямоточном внутрипластовом горении

1.4 Опыт применения тепловых МУН

В этих условиях все большее внимание привлекает проблема более полного извлечения нефти из разрабатываемых и вновь вводимых месторождений.
Внимание к проблеме не ослабевает уже несколько десятилетий как у нас в стране, так и за рубежом. Именно поэтому средняя нефтеотдача пластов в развитых нефтедобывающих странах медленно, но неуклонно растет. Так, по данным зарубежной печати, сейчас средняя проектная нефтеотдача в мире
составляет около 30%, а по месторождениям США – около 39%. Мало это или много? По мнению многих специалистов, в обозримом будущем величина нефтеотдачи вполне реальной может быть в 50 – 60% и даже 70%. Положение с проектной (конечной) величиной нефтеотдачи в нашей стране характеризуется графиком (рис. 4). На этом же графике приведены данные по динамике доли трудноизвлекаемых запасов в балансе запасов страны. Можно видеть постоянный рост доли трудноизвлекаемых запасов и многолетнее снижение коэффициента нефтеотдачи, который только в последние годы начал незначительно расти.
До начала 70-х годов основные решения по увеличению нефтеотдачи в нашей стране были связаны с расширением области применения и совершенствованием систем метода заводнения нефтяных пластов.
Этот метод, активно внедряющийся на месторождениях страны с начала 40-х годов, позволял существенно повысить эффективность нефтеизвлечения по сравнению с естественными режимами разработки пластов.
Научно-исследовательские и опытные работы по другим методам воздействия были разрозненными и малообъемными. Во многом это было связано с возможностью быстрыми темпами наращивать уровни добычи нефти за счет ввода в разработку новых открываемых запасов.

При этом немало важно, что в этот период имелась возможность освоения крупных и высокопродуктивных месторождений, сначала в Волго-Уральской провинции, а затем в Западной Сибири. Процесс заводнения нефтяных пластов, который к тому времени стал основным методом разработки месторождений, позволял в этих условиях получать достаточно высокую эффективность, особенно на начальных этапах разработки.
Однако уже к концу 60-х годов происходит некоторая переоценка возможных достигаемых коэффициентов нефтеотдачи за счет обычного заводнения, особенно в осложненных геологических условиях. Уже к 1970 г. средний проектный коэффициент нефтеотдачи по стране снизился с более чем 50% в начале 60-х годов до 45%, наблюдалась устойчивая тенденция его дальнейшего снижения.

Рисунок 4- Динамика трудноизвлекаемых запасов и нефтеотдачи месторождений РФ

Тепловая эффективность воздействия на пласт оценивается отношением накопленной в объеме пласта теплоты Qп к общему количеству введенной теплоты Qв. Это отношение называют коэффициентом теплоиспользования. Теплопотери в кровлю и подошву пласта увеличиваются по мере увеличения фронта нагнетания и площади, охваченной теплоносителем.
При уменьшении толщины пласта доля потерь в кровлю и подошву возрастает — коэффициент теплоиспользования уменьшается. Оценки теп-лопотерь показывают, что по истечении определенного времени потери становятся равными количеству вводимой теплоты и коэффициент теплоиспользования обращается в нуль.
Оценка реальных потерь теплоты показывает, что через 86,8 сут. закачки в пласт толщиной h = 5 м при ? = 0,003 м3/ч теплопотери достигнут
42%. Причем эти так называемые интегральные потери не зависят от геометрии течения теплоносителя по пласту (радиальная или линейная). Эти оценки указывают также, что темп ввода теплоносителя в пласт должен быть максимально возможным, так как при этом коэффициент теплоиспользования возрастает.
Теплопередача в пласте осуществляется конвективным (потоком горячей воды или пара) и диффузионным (за счет теплопроводности пористой среды) способами. В результате в пласте формируется температурный фронт, перемещающийся в направлении фильтрации теплоносителя. Однако теплоперенос, т. е. движение теплового фронта, и массоперенос, т. е. движение самого теплоносителя в пласте, происходят с разными скоростями вследствие утечки теплоты на нагрев не только самого пласта, по которому происходит фильтрация теплоносителя, но и окружающих пород.
При закачке горячей воды в пласте формируется две зоны: зона с падающей температурой и зона, не охваченная тепловым воздействием, с первоначальной пластовой температурой.
При закачке пара формируется три зоны: первая зона с примерно одинаковой температурой, насыщенная паром, температура которой зависит от давления в этой зоне. Вторая зона — зона горячего конденсата (воды), в которой температура снижается от температуры насыщенного пара до начальной пластовой. Третья зона — зона, не охваченная тепловым воздействием, с пластовой температурой.
Вследствие расхода теплоты, содержащейся в теплоносителе, на прогрев пласта и окружающих пород тепловой фронт отстает от фронта вытеснения (теплоносителя), причем чем меньше толщина пласта, тем отставание больше при прочих равных условиях. Это объясняется тем, что при малой толщине пласта доля потерь теплоты в кровлю и подошву пласта больше, и охлаждение теплоносителя происходит быстрее. Однако такое
отставание теплового фронта зависит еще и от теплофизических и

коллекторских свойств пласта и теплоносителя, а также от эффективности вытеснения нефти водой. При закачке пара также происходит отставание температурного фронта от фронта вытеснения. Однако за счет скрытой теплоты парообразования при конденсации пара прогретая зона пласта увеличивается в 3–5 раз (в зависимости от сухости нагнетаемого пара и давления) по сравнению с закачкой горячей воды. В этом заключается одно из преимуществ использования пара по сравнению с горячей водой в качестве теплоносителя.
При закачке горячей воды в зоне, не охваченной тепловым воздействием, происходит вытеснение нефти водой в изотермических условиях, а в нагретой зоне, в которой температура изменяется от пластовой до температуры воды на забое скважины, — в неизотермических. При этом понижается вязкость нефти, улучшается соотношение подвижностей нефти и воды, происходит тепловое увеличение объема нефти и ослабление молекулярно-поверхностных сил.
Все это приводит к увеличению нефтеотдачи. При закачке пара в зоне конденсации механизм вытеснения аналогичен механизму вытеснения при закачке горячей воды. В первой зоне благодаря высокой температуре происходит частичная разгонка легких компонентов нефти и переход их из зоны пара в зону конденсаций, что также приводит к еще большему увеличению нефтеотдачи.
Роль каждого из перечисленных факторов зависит как от температурной обстановки в пласте, так и от физико-химических свойств пластовой нефти (плотность, вязкость, наличие легких компонентов и пр.).
Кроме того, на практике замечены увеличение и последующая стабильность приемистости нагнетательных скважин при закачке горячей воды. Однако при закачке пара в результате действия пресного конденсата на глинистые компоненты пористой среды, приводящего к разбуханию глин, может наблюдаться и снижение приемистости.

2 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Передвижная парообразующая установка (ППУ) предназначена для закачки пара в пласт и для удаления насыщенным паром гидратопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах при добыче нефти на промыслах.
Промысловая паровая передвижная установка ППУ, монтируется на автомобильное шасси КамАЗ, Урал, Маз.
Оборудование установки размещено на монтажной раме и закрыто металлическим кузовом, предохраняющим оборудование от пыли и атмосферных осадков.
Управление работой установки дистанционное из кабины водителя, в которой расположены приборный щит, штурвалы регулирующего парового вентиля и вентиля для регулировки количества топлива, подаваемого в топку парового котла, рукоятка управления заслонкой вентилятора.
Привод основного оборудования осуществляется от двигателя автомобиля через коробку дополнительного отбора мощности. Установка оборудована автоматической системой безопасности, предохраняющей змеевики парогенератора от пережога при повышении установленных значений давления и температуры пара, снижения уровня воды в цистерне ниже допустимого, снижения расхода питательной воды.
Рисунок 5 - Общий вид паровой установки ППУА

Основным функциональным узлом паровой установки ППУ является паровой котёл:

Рисунок 6 - паровой котёл установки ППУА
Привод оборудования установки осуществляется от тягового двигателя автомобиля через трансмиссию.
Вода из цистерны насосом нагнетается в змеевики котла. Проходя по змеевикам, вода нагревается и превращается в пар. Выработанный установкой пар, подаётся в скважину или на объект пропарки с помощью комплекта магистральных труб, поворотных колен, запорного узла.
Так как установка используется в неблагоприятных погодных условия, с отрицательными температурами, вода в цистерне может перемерзать. С целью предотвращения перемерзания и подвода уже нагретой воды, мы предлагаем использовать тепловую энергию выхлопных газов. Выхлопная труба 8 разделяется на две части. В резервуаре установлен резистивный датчик температуры, который срабатывает при определенной температуре (выбранной из оптимального расчета). Когда датчик сработал, задвижка открывает канал, для прохода газов через резервуар, и закрывает прямой канал. При достижении оптимально температуры воды в резервуаре (из расчетов), срабатывает датчик, и задвижка перекрывает канал выхлопных газов через резервуар с водой. Выхлопные газы, проходя по змеевику, нагревают жидкость, находящуюся снизу в цистерне. За счет того, что нагретая жидкость более легкая, вода в цистерне будет циркулировать. С целью предотвращения прогорания устанавливаются уплотнители из антипригарного термостойкого материала (силикона) способные выдержать температуру 250 °С. За температурой выхлопных газов можно следить по указателю температуры.
Это позволит подогревать жидкость в резервуаре с целью предотвращения перемерзания, а также уменьшить расход топлива, использованного в паровом котле для достижения пара.



1 – Цистерна; 2 – Датчик; 3 – Указатель температуры; 4 – Уплотнение; 5 – Змеевик; 6 – Подвод к цистерне; 7 – Задвижка; 8 – Выхлопная труба; 9 – Труба.
Рисунок 7 – Подогрев цистерны

Дополнительные направления использования установки:
1. в автотранспортной отрасли – для очистки транспорта и разогрева автоцистерн в холодное время года;
2. в дорожно-строительной отрасли – для очистки спецтехники от битума, разогрева битума и асфальта;
3. в составе установок по очистке емкостей и резервуаров для разогрева моющих растворов;
4. в железнодорожной отрасли – для очистки жидкости транспорта и отогрева сыпучих грузов в холодное время года;
5. в строительной отрасли – для разогрева бетона и обработки спецтранспорта в холодное время года;
3 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Расчет удлинений НКТ при закачке воды и пара

1 Расчет удлинений колонны НКТ, а также и обсадных труб при их закреплении необходимо учитывать при обустройстве устья скважин, в которые закачивается горячая вода с паром.
Длина колонны труб при их нагреве может быть определена по формуле:


(3.1)

Где –коэффициент температурного расширения, для стали ;
– температура нагрева .
Температурное удлинение колонны труб:


(3.2)

где – первоначальная длина трубы, м;
Сила, которая при этом возникает, H

(3.3)
E –модуль упругости для стали
F –площадь поперечного сечения трубы м2
Расчет расстояний между компенсаторами удлинений при закачке горячей воды и пара следует начыать с определения радиус изгиба участка компенсатора, м:

(3.4)

где – наружный диаметр трубы, м:
Е – модуль упругости материала, МПа;
– допустимое напряжение изгиба, МПа;
Можно принять
Угол изгиба « », рад:
(3.5)
Тогда допустимое удлинение участка за счет стороны « » может быть найдено из соотношения:

(3.6)

Очевидно, что участки «в» также могут быть изогнуты на определенную величин , что даст дополнительное упругое перемещение участка
Величина перемещения , может быть найдена по формуле одноколенного компенсатора:
(3.7)

где b – сторона компенсатора;
J –осевой момент инерции;
W –осевой момент сопротивления сечения трубы;
Учитывая, что поперечное сечение трубы – кольцо, формулу можно упростить:

(3.8)


Эти допустимые перемещения должны обеспечивать удлинение участка трубы и удлинение за счет внутреннего давления:

(3.9)

где d – внутренний диаметр трубы, м;
- толщина стенки трубы, м;
– внутреннее давление, МПа

Тогда расстояние между двумя компенсаторами может быть найдено соотношение:
(3.10)

Подставляя значения формул (1.2),(1.6),(1.8) и (1.9) получм:

(3.11)

1. Рассчитать удлинение на устье скважины и действующую на торец трубы силу, если заданы длина колонны НКТ и температура пароводяной смеси.
2. Рассчитать размер трубы по ГОСТ 8732 – 78, марка стали, длина сторон компенсаторов, температура и давление.
3. Рассчитать удлинение колонн НКТ 60х5 мм на устье скважины и действующую на торец трубы силу, если длина колонны НКТ – 1000 м, температура пароводяной смеси - , нижний торец трубы зажат пакером.


Температурной удлинение труб найдем по формуле (1.2)



По формуле (1.3) возникающая на торце трубы сила:





4. Рассчитать расстояние между компенсаторами удлинений температуры, если типоразмер трубы 140х4,5 мм из стали 10Г2, температура , давление – 10 МПа, размер компенсатора 4,5 м; в = 5 м.
Решение:
Прежде найдем по формуле (1.4) радиус изгиба предварительно определив ):




По формуле (1.6) найдем допустимое удлинение участка:



Допустимое перемещение:



Проверим, с каким запасом труба выдержит заданное давлние.

По формуле Барлоу:

(1.12)



Коэффициент запаса:
(1.13)


Из формулы (1.10) найдем допустимое расстояние между компенсаторами:






Вывод: таким образом, удлинение от действия внутреннего давления меньше температурного. Расстояние между компрессорами можно принять 91 м.

4 ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

4.1 Правила техники безопасности при обслуживании и ремонта тепловых пунктов
Эксплуатация и ремонт теплотехнического оборудования тепловых пунктов связаны с перемещением тяжелых грузов (в том числе подъемом их на высоту, производством работ на высоте), с работой вблизи токопроводов высокого напряжения, с работой вблизи вращающихся
механизмов, с работами с электрифицированными инструментами, газа- и электросварочным оборудованием, с эксплуатацией и ремонтом оборудования, транспортирующим воду высокой температуры и давления. Обеспечение надлежащих условий труда и техники безопасности осложняется при текущем ремонте без отключения потребителей и наличия одновременно нескольких работников различных специальностей. За соблюдение правил, норм иинструкций по технике безопасности и производственной санитарии отвечают инженерно-технические работники. Руководство охраной труда и ответственность за ее состояние возложены на главных инженеров эксплуатирующих и ремонтных организаций.
К проведению осмотра, технического обслуживания и ремонта инженерных систем и оборудования тепловых пунктов допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, а также обучение по соответствующей программе и аттестованные квалификационной комиссией. Перед первичным допуском к работе обслуживающий персонал должен пройти вводный инструктаж, а также инструктаж по безопасным методам работы непосредственно на рабочих местах.
Повторный инструктаж по технике безопасности на рабочем месте должен производиться мастером участка ежеквартально, не позднее 10 числа следующим за кварталом месяца.
Повторная проверка знаний инструкций по технике безопасности у обслуживающего персонала проводится комиссией специализированного управления не реже 1 раза в год. Лица, проводящие осмотр, техническое обслуживание и ремонт инженерных систем и оборудования тепловых пунктов, должны помнить, что небрежные или неумелые действия могут привести к выводу из строя оборудования, к травмам или поражению электрическим током.
Перед началом технического обслуживания обслуживающий персонал должен выполнить следующие процедуры:
а) надеть спецодежду;
б) включить основное освещение помещений теплового пункта;
в) проворить наличие и исправность рабочего инструмента и приспособлений;
г) проверить наличие и исправность защитных и противопожарных средств.
Во время осмотра и технического обслуживания оборудования теплового пункта обслуживающий персонал должен строго выполнять требования правил эксплуатации и техники безопасности, изложенные в должностных инструкциях, при обнаружении неисправностей в работе оборудования доложить об этом диспетчеру участка и с его разрешения, принять меры по их устранению.
При невозможности устранить не исправность своими силами обслуживающий персонал должен вызвать через диспетчера аварийную бригаду и принять меры по предотвращению аварийной ситуации. Включение (отключение) оборудования, а также абонентских присоединений, изменяющих установленный режим работы оборудования теплового пункта необходимо выполнять только по распоряжению мастера участка или диспетчера.
Работы по техническому обслуживанию и устранению неисправностей в работе следует проводить только на отключенном оборудовании (при снятых напряжении сети, давлении в магистралях и т.д.).
Непосредственно у фланцевых соединений и чугунной арматуры во время осмотра и технического обслуживания следует находиться не дольше, чем это требуется для снятия показаний контрольно-измерительных приборов или для проведения обслуживания....


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Согласно обобщенным данным при применении современных методов увеличения нефтеотдачи, КИН составляет 30–70%, в то время как при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии) – в среднем не выше 20–25%, а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) – 25–35%.
МУН позволяют нарастить мировые извлекаемые запасы нефти в 1,4 раза, то есть до 65 млрд. тонн. Среднее значение указанного коэффициента к 2020 году благодаря им увеличится с 35% до 50% с перспективой дальнейшего роста. Если в 1986 году добыча нефти за счет МУН составляла в мире около 77 млн. тонн, то в настоящее время она увеличилась до 110 млн. тонн. Всего, по данным Oil and Gas Journal, к 2006 году в мире, за исключением стран СНГ, реализовывался 301 проект по внедрению МУН. Отметим также, что, по оценкам специалистов, использование современных методов увеличения нефтеотдачи приводит к существенному увеличению КИН. А повышение КИН, например, лишь на 1% в целом по России позволит добывать дополнительно до 30 млн. тонн в год.
Таким образом, мировой опыт свидетельствует, что востребованность современных МУН растет, их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен. Этому способствует, что себестоимость добычи нефти с применением современных МУН по мере их освоения и совершенствования непрерывно снижается и становится вполне сопоставимой с себестоимостью добычи нефти традиционными промышленно освоенными методами.
В данном курсовом проекте я рассматривала тепловой метод нефтеотдачи. При этих методах коллектор подогревается, чтобы снизить вязкость нефти и/или испарить ее. В обоих случаях нефть становится более подвижной и ее можно более эффективно направлять к добывающим скважинам.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Макушкин Д. О., Спирин Т. С. Расчет и конструирование машин и оборудования нефтяных и газовых промыслов. Учебное пособие по циклу практических занятий. Красноярск: ИПЦ СФУ, 2009. 90 с.
2. Паршин А.А., Митор В.В. «Тепловые схемы котлов»; Недра, 1987 г.
3. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: ООО
"Недра-Бизнесцентр", 2000. 653 с.;
4.Тепловые методы повышения нефтеотдачи - Повышение нефтеотдачи пластов studbooks.net
5. Антониади Д. Г. Настольная книга по термическим методам добычи нефти
6. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы нефтеотдачи пластов
7. Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации тепловых энергоустановок
8. Зотова В.В., Журавлева Л.П., Козловский В.И. Передвижная парообразующая установка (патент РФ № 2184854). Публикация патента: 10.07.2002;
9. Мартынов В.Н., Корякин С.Т., Зильберберг Ю.А., Ефремов Д.В. Нагреватель парогенераторной установки (патент РФ № 2183792). Публикация патента: 20.06.2002;
10. Роганов В.Я., Хапонен Н.А. Котел парообразующей установки (патент РФ № 2202066). Публикация патента: 10.04.2003



Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru


Смотреть похожие работы

* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.